氢储能“蓄势”，当如何“发”？

中国储能网络新闻：（安娜、李亭、张健）重点推进燃气轮机、核电、可再生能源、油气、储能、氢能等关键领域技术研究，促进新储能市场发展，探索氢能、综合智能能源服务发展新模式。在最近的2022年全国能源工作会议上，国家能源局局长张建华在部署关键任务时反复提到储能和氢能。这鼓励了参与氢储能领域的企业。

氢储能作为横跨储能和氢能两大赛道的热词，是什么？工业发展和未来前景如何？记者对此进行了调查。

如何储能氢？

从广义上讲，氢储能是指将任何形式的能量转化为氢的化学能，并以氢的形式储存。狭义的氢储能是指太阳能、风能等清洁能源发出的电能或夜间电网的过剩电能，通过电解水产生氢，储存在储氢罐中，然后通过燃料电池发电技术实现氢的利用。天津大学内燃机燃烧国家重点实验室副教授秦彦周说，传统的电池储能是电能和电能的转换，氢储能是电能和氢的转换。

同时，与电池储能等传统储能方式相比，氢储能具有一定的比较优势。记者调查了解到，电池储能主要适用于小功率、短周期、分布式储能，氢储能更适用于长周期、大规模、集中储能。在大规模储能方面，氢储能相对于电池储能具有明显的成本优势。

北京氢能应用技术研发企业相关负责人告诉记者：氢储能可以有效帮助新能源并网，缓解区域能源分配不均。

氢储能可以解决清洁能源发电周期波动大、互联网接入困难的问题，实现电网‘峰谷削减’和负荷的灵活部署，生产和储存的氢也可以大规模用于燃料电池汽车和化工合成原料。秦进一步解释说，氢的热值约为汽油热值的3倍，焦炭的4.5倍，因此单位质量的氢含有非常高的能量。无论氢是燃烧还是通过燃料电池发电，最终产品只有水，清洁无污染。

隆基氢能科技有限公司副总经理王英歌说：就电网侧的大规模储能而言，除了抽水蓄能外，我们认为氢储能也是一种更好的方式。

此外，中国科学院科技成果转化母基金研究主任邵元军表示，氢储能可以通过简单的加工进一步制成氨、甲醇，特别是液体甲醇更容易储存。

《2020年中国氢能产业发展报告》预计，2050年中国终端能耗将达到10%，国内氢燃料电池汽车将达到3000万辆，氢需求将达到6000万吨，中国将进入氢能社会。

秦彦周说：氢储能未来应用前景广阔。

氢储能产业蓄势

记者调查了解到，在双碳目标的指导下，光伏、风电等清洁能源电解水氢（即绿电绿氢）受到越来越多投资者的青睐。特别是一些大型石化和煤化工企业，在这一领域处于领先地位。

记者在中国石化胜利油田生产区看到，一排排深蓝色太阳能光伏板与高大的抽油机共存。

中国石化胜利油田新能源开发中心副经理邢建军表示，油井在正常运行过程中一般占地面积较大。油田有大量闲置土地，可用于开发分布式光伏，满足生产用电需求。同时，这些绿色电力也可用于电解水制造绿色氢气。下一步，油区运输车辆还将用氢能重卡取代原柴油重卡，用自产绿氢加氢氢重卡，不仅可以减少污染和碳，还可以降低能耗，节约能源成本。

胜利油田提供的数据显示，到十四五末，油田将建成500兆瓦分布式光伏和1500兆瓦集中式光伏。在当地光照条件下，2000兆瓦光伏发电机每年装载约25亿千瓦，相当于油田目前用电量的一半左右。

邢建军说：到十四五结束时，我们争取年产能约1万吨氢气。当我们的制氢规模上升时，除了自用外，我们还努力为山东省的氢基地提供一些绿氢。

值得一提的是，氢对油气企业的价值不仅可以作为能源使用，还可以参与化工生产过程。氢是石化行业非常宝贵的资源。炼油企业能提炼多少油，油质能否满足市场需求，目前需要通过加氢来调整和实现。中国石化济南炼油公司代表、党委书记夏季祥告诉记者。

胜利油田和济南炼化氢储能的应用和发展只是中国石化氢能领域的一部分。数据显示，中国石化年产氢约390万吨，全国共建设加氢站74个；到2025年，公司计划建设1000个加氢站。在绿氢技术方面，中国石化首个自主开发的质子交换膜（PEM）电解水制氢示范站已投入运营。此外，公司还在布局一些绿氢炼油示范项目。

宁夏宝丰能源集团有限公司总裁刘元管告诉记者：在煤化工生产过程中加入绿氢可以减少二氧化碳排放。

目前，宝丰能源已建成集甲醇、烯烃、聚乙烯、精细化工、新能源为一体的全国领先循环经济产业集群。2021年，公司首个光伏电解水氢生产项目正式投产。该项目年产量为3亿标方绿氢，每年新增煤炭资源消耗量约40万吨，二氧化碳排放量约70万吨。

此外，氢储能的发展也促进了传统能源与新能源企业的融合。记者调查了解到，为了发展绿氢业务，中石化积极寻求与新能源企业的跨境合作，隆基是其合作伙伴之一。

根据协议，我们将为中石化提供分布式光伏和光伏地面电站的解决方案，并提供绿氢生产设备和氢生产相关解决方案。王英格说：2022年，我们计划启动1.5吉瓦电解水氢生产设备，5年内形成5至10吉瓦电解水氢生产设备的生产能力。

目前，我国氢储能技术基本成熟。依托现有加油站等基础设施的改造，可实现加氢站的快速布局，促进氢气的产业化应用。氢储能产业在中国已经具备了大规模推广的基本条件。北京氢能应用技术研发企业相关负责人认为。

氢储能产业化培育仍有待加强。

但记者调查了解到，我国氢储能仍处于商业化初期，未来需要进一步加强氢储能产业化培育。

秦彦周等受访专家认为，目前氢储能的发展仍面临各种风险，在一定程度上影响了投资者的投资意愿，拖累了氢储能的发展步伐。

例如，我国仍缺乏氢储能运行、维护数据和成本核算方法，缺乏氢储能全生命周期的经济效益分析方法，难以评估运行和维护成本；同时，氢能行业市场仍不够清楚，氢燃料电池汽车和加氢站的建设数量低于政策规划的预期数量，在完全市场化运行后，其发展和竞争力也缺乏有效的评价；在技术方面，催化剂、离子交换膜、碳纸等电解水和燃料电池的核心材料仍较低，成本高，使用寿命不足，内部传热传质过程复杂，需要增加基础材料和水热管理策略的研发投资。

同时，据秦彦周介绍，氢储能系统有多个能量转换环节，每个环节都有能量损失。因此，系统的整体效率较低。此外，目前发电成本较高，存在储氢成本较高的问题。解决办法是通过清洁能源发电技术的大规模应用来降低发电成本。

此外，氢气的危险化学品属性也成为工业发展的枷锁。氢是一种非常活跃的气体，在某种程度上比石油和天然气更危险。目前，氢在中国还没有作为能源管理，而是作为危险化学品管理。根据危险化学品管理的有关规定，氢能的发展仍存在许多障碍。宁夏发展和改革委员会能源发展部三级研究员姚波说。

一些受访者还担心，中国的氢能热会导致氢储能过剩。

据中国工业气体工业协会统计，截至2020年底，共有11个省、直辖市对氢能产业做出了明确的定位和规划，60多个城市和地区制定了明确的氢能产业发展规划和指导，形成了京津冀、长三角、珠三角、川渝等产业发展示范聚集区。

并不是所有的地方都适合发展氢储能。王英格表示，氢能产业链长，应考虑制氢、储运和氢的各个环节，计算综合经济账户。风景资源丰富的地区制氢成本低，采用氢矿、化工园区、重型卡车聚集区，适合现场制气。在现有的运输方式下，氢的运输半径不得超过150公里。绿色电+绿色氢的解决方案特别适合在这些地区使用。利用风景可再生能源制氢，结合应用场景，实现绿色氢的本地消耗。

秦彦周还建议，氢储能技术应优先发展在风景资源丰富的地区，避免盲目，造成资源浪费。

此外，在他看来，未来氢储能的大规模发展仍有待建立氢储能经济效益评价方法的整个生命周期；科学的氢安全评价体系，在充分保证安全的前提下，适当放宽施工安全标准；根据当地情况开展氢储能示范运行；继续加强氢储能关键技术的研发。（参与研究：苏醒、陈云福、侯林、雷晓晓）