为实现“碳达峰、碳中和”的目标，我国电力行业的减碳压力不容小觑，同时也孕育着新的机遇和挑战。在“十四五”乃至更长一段时间内，氢能源将会迎来新的发展机会，在减碳进程中扮演重要角色。
随着我国可再生能源发电量逐年增多、装机容量占比不断增大，氢储能系统可参与并网消纳，有效减少弃风弃光率，提高可再生能源综合收益。
本文结合国内外氢能源发展现状，分析当前氢储能系统关键技术及制约因素，研究其在电力行业中的应用模式；结合相关政策研究，提出未来氢储能系统发展建议。
01
氢能源发展概述
目前广泛推广的氢能源主要指氢气的化学能，即氢气通过氧化反应所释放的能量。氢能源可替代传统化石能源作为交通工具的动力燃料，也可替代煤炭、天然气成为电力系统发电侧的能源燃料，氢能源的完整产业链示意图如图1所示。
氢气的热值是汽油的3倍、焦炭的4.5倍，化学反应后仅产生对环境无污染的水。氢能源是二次能源，需要消耗一次能源来制取，氢气的获取途径主要有化石能源制氢和可再生能源制氢。
1、国外氢能源发展现状
日本在燃料电池关键技术和商业化应用方面处于世界*地位，其2017年发布的《氢能源基本战略》明确了到2050年建成氢能社会的目标。日本氢能与燃料电池领域技术全面，专利数量居全球*。
美国将10月8日定为“氢能与燃料电池日”，其对氢能产业的重视可见一斑。美国规划制定了从研发到产业化的完整发展路线，时间从2000年一直持续到2040年。此外，美国对运行的氢能基础设施实行30%~50%的税收抵免。
欧盟规划2050年氢燃料电池汽车占家用车比重达35%。2014年，欧盟启动Horizon计划，在氢能和燃料电池领域的总预算达到220亿欧元。目前，欧洲正在运行的加氢站数量居全球*，氢能技术和产业发展政策效果显著。
2、国内氢能源发展现状方法论很重要
近年来，我国高度重视氢能源产业发展，在科技专项、创新工程等方面进行了重点布局，取得了一定成效。
当前国内制氢主要还是依靠化石能源，电解水制氢占比非常有限。随着氢储能相关技术的发展和建造成本的下降，未来风、光等可再生能源制氢的规模会越来越大，我国氢能源结构会越来越清洁。
总体来说，制约我国氢能源发展的还是燃料电池电堆和关键材料。国产电堆在功率密度、系统功率、寿命等方面与先进水平相比还有差距；质子交换膜、催化剂、膜电极等关键材料和高压比空压机、氢气循环泵等关键设备依赖进口，产品价格较高，国内外燃料电池关键技术参数对比如表1所示。
因此，我国需注重核心材料和关键技术的突破，补足短板。
02
氢储能系统关键技术
在可再生能源高占比的电力系统中，弃风弃光问题随着风电、光伏装机总容量的不断增加而日益突出。由于风电、光伏出力的预测准确程度有限，其出力随机性会对电网造成一定冲击。
氢储能系统可利用新能源出力富余的电能进行制氢，储存起来或供下游产业使用；当电力系统负荷增大时，储存起来的氢能可利用燃料电池进行发电回馈电网，且此过程清洁高效、生产灵活。当前氢储能系统的关键技术主要包含制氢、储运氢和燃料电池技术3个方面。
1、制氢
利用可再生能源发电制氢是氢能制备的重要途径，制氢成本约为1.1~2.2元/m3，对比煤制氢0.69~1.18元/m3和天然气制氢0.8~1.7元/m3，优势并不明显，但因其为“绿氢”，综合价值较高。
目前电解水制氢主要分为碱水电解、固体氧化物电解和PEM纯水电解技术3种。其中，碱水电解制氢发展成熟、商业化程度高、成本较低，是可再生能源制氢项目的*方式。
河北沽源风电制氢项目（200MW风电、10MW制氢）的建成、吉林舍力风光制氢储能示范项目（50MW风电、1MW制氢和1MW/（MW·h）储能）的核准批复均对提高可再生能源消纳、促进氢储能系统发展起到引领促进作用。未来随着可再生能源规模化装机及电解水能源转换效率的提高，“绿氢”制造成本会呈现持续下降趋势。
2、储运氢
储运氢技术作为氢气从生产到利用过程中的桥梁，至关重要。可通过氢化物的生成与分解储氢，或者基于物理吸附过程储氢。储氢方式比较如下表所示。
氢能源具有质量能量密度大但体积能量密度小的特点，制约其储运技术发展的关键在于兼顾安全、经济的前提下，提高氢气的能量密度。
综合表 2 及当前行业情况分析，高压气态储氢技术成熟、成本较低、应用最多，但并非*方案。有机液态储氢凭借其安全性、便利性及高密度的特点，具有较大发展潜力，是当前研究的重要方向。
此外，基于我国现有的天然气管道进行氢气的传输是否可行，也是值得探讨的课题。
3、燃料电池
燃料电池通过电化学反应将氢气的化学能直接转化为电能，清洁无污染，能量转化效率高，是氢能源的*利用方式，在全球范围内具有广阔的应用前景。
2009—2018 年全球燃料电池出货量统计如图 2 所示，由图可见出货量统计数据增势明显。燃料电池类型主要包括碱性电解质、质子交换膜、磷酸、熔融碳酸盐和固体氧化物燃料电池，区别在于电解质和工作环境温度不同，适合的应用场景也有差异。
各类型燃料电池相比较，质子交换膜燃料电池发电效率为 40%~50%，启动快，比功率高，结构简单，处于商业化前沿，在可再生能源领域的氢储能系统中应用较多。
固体氧化物燃料电池发电效率为55%~65%，余热利用价值高，热电联供效率高，但运行温度高，启动速度较慢，适用于热电联供模式。
近年来我国氢能燃料电池技术整体上取得了长足发展，但存在主要部件依赖进口、电堆和系统可靠性需提高、标准体系需健全完善等问题，仍是制约氢储能系统发展的关键因素。
03
氢储能系统在电力行业中的应用
风电、光伏等可再生能源已成为我国新增电力的主力，新增装机容量及累计装机容量均排名世界*，清洁能源替代作用日益显现。
氢储能系统在电力系统中与能源供给侧配合、与分布式能源发电和电网发展相结合，可减少新能源出力不稳定等问题，其应用价值愈加突出。
1、可再生能源高占比电力系统应用模式
如截至 2019 年底，张家口市可再生能源发电总装机容量达 1 500 万 kW，占区域内全部发电装机容量的 70% 以上，预计 2030 年实现零碳排放，形成以可再生能源为主的能源供应体系。
在此种可再生能源高占比的电力系统中，风电、光伏的出力不确定性对电网安全稳定运行造成一定影响，将氢储能系统作为消纳高比例可再生能源的重要载体是可行的。
风电、光伏出力受限时，利用富余的可再生能源进行制氢，并作为备用能源储存下来；在负荷高峰期发电并网，提高新能源的消纳能力，减少弃风、弃光，增强电网可调度能力并确保电网安全。未来随着规模化的氢储能系统的应用，可利用储氢实现跨季调峰等应用。
此外，利用大规模不可控的可再生能源来制氢是完全清洁无污染的，是真正意义的“绿氢”，同时可为煤化工和石油化工提供洁净的原料氢，减少二氧化碳的排放，对于我国实现碳中和的目标是有利的。
2、区域综合能源系统应用模式
氢储能系统具有可长期存储、能量密度高等优势，将其作为一种电能存储方案进行推广利用，进而解决区域电源和负荷的匹配问题，可一定程度上延缓较为偏远地区微电网的电力设备投资。
例如英国的柯克沃尔小镇氢能生态社区，因其位置相对偏远，小镇利用弃风和潮汐发电进行制氢，再通过燃料电池为汽车、船舶提供动力，并实现热电联供。
3、热电联供应用模式
利用氢燃料电池为建筑、社区等供热，并作为备用电源，与电力、热力等能源品种实现互联互补，提高能源利用效率。
虽然与应用较多的供热锅炉相比，此模式优势不够明显，但能够将供热方式从热电厂集中供热向分布式供热转变，可以解决热力管网、电网等基础设施建设的高额投资问题，是一种值得研究的发展思路。
此外，在满足供热需求的同时，也可承担部分负荷进行供电。如日本自2009年开始推广家用燃料电池热电联供系统，普通家庭 40%~60% 的能源消耗可由此系统供给，商业化应用推广较为成功。
4、能源互联网应用模式
能源互联网是充分将互联网思想和能源产、输、储、用各环节以及能源市场深度融合的发展新形态。氢能源低碳、环保，能促进可再生能源利用，无额外环境负担，可作为能源互联媒介实现跨能源网络的协同优化。
5、氢燃料电池汽车应用模式
到 2030 年，我国燃料电池汽车保有量预计将达到 200 万辆。
利用可再生能源发电制造“绿氢”，可将富余氢能源供给氢燃料电池汽车使用，既促进了可再生能源与氢储能系统协同发展，又实现了汽车绿色环保零排放。
通过氢能源交通的布局发展，推动燃料电池关键材料、核心零部件国产化，促进氢能源产业链快速发展。
04
氢储能展望及建议
1、政策支持
在低碳发展和能源转型的背景下，氢能产业迎来了新的发展机遇。国家层面，国内氢能产业加速规划布局，《国家创新驱动发展战略纲要》《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》等文件均鼓励氢能产业发展。
2020 年 12 月，国家发布的《新时代的中国能源发展》白皮书明确提出：加速发展“绿氢”制取、储运和应用等氢能产业链技术装备，促进氢能燃料电池技术链发展；支持能源各环节各场景储能应用，着力推进储能与可再生能源互补发展。
在国家政策的引领下，氢能源的应用会被愈加重视，“十四五”期间将迎来新的发展机遇。地方层面，我国多个地方政府纷纷出台了支持氢能产业发展的中长期规划。
其中，就山东地区而言，政策支持力度愈来愈大，氢能产业发展形势乐观。2020年6月山东发布《山东省氢能产业中长期发展规划（2020—2030年）》，助力新旧动能转换、经济转型升级。
2020年12月青岛发布山东省内*个市级规划，推动氢能产业高质量发展。山东省光伏发电装机规模*、风电装机规模全国第四、在运在建核电装机容量 570 万 kW，具备新能源制氢的良好条件，是氢储能系统发展的关键基础。
济南打造的“中国氢谷”建设工程、青岛提出的“东方氢岛”都将充分发挥带头引领作用，助力氢能源产业快速发展。
2、发展中存在的问题及建议
当前制约氢储能系统发展的主要因素：我国在燃料电池关键材料、工艺、核心零部件、耐久性等方面和发达国家相比还有很大的差距；加氢站基础设施建设滞后，其相关技术标准和法规尚不完善，管理机制处在探索研究阶段；燃料电池高成本现状制约商业化发展。针对上述问题，提出如下建议：
加大政策扶持。建议根据各省市情况加大政策支持，其中可研究制定氢燃料电池汽车补贴政策，促进氢燃料电池汽车产业快速发展，带动相关技术研发应用，间接推动氢储能系统等规模化氢能源应用模式试点示范。鼓励投资建设加氢站，建议省市研究制定统一规划、审批、运营指导意见，制定标准化加氢站建设流程，推动各省市加氢网络构建。
加强先试先行。各省市先行建设氢能源综合应用示范园区，通过示范引领，探索可持续的建设运营模式并推广，为全国氢能源综合利用提供可借鉴、可推广、可复制的成熟经验。同时建立健全示范区氢能基础设施建设和氢能应用领域的检测认证、质量认证、安全监测、环境评价等体系工作，形成示范区域优势氢能产业规模集群。
完善关键环节，贯通氢能产业链条。鼓励多元化制氢模式以保障氢源供应，近中期以工业副产氢为主，远期逐步实现绿色能源制氢。开展可再生能源制氢、低谷电力制氢示范，研究核能等新能源制氢技术路径。持续推进加氢站建设，大力发展氢能源制造业，建设国内燃料电池规模化生产研发基地。
重视研发创新。确定重大关键技术，依托高校、科研机构，深化产学研合作，吸引国内外高端专家团队，提升技术创新和科技成果产业化水平，研究基于可再生能源及先进核能的制氢、纯化、储运技术，燃料电池电堆及整车技术，开发燃料电池及氢能源相关装备，探索大容量、长周期的氢储能技术路径。
05
结语
“碳达峰、碳中和”目标的确定，彰显了我国走绿色低碳发展道路的雄心和决心，从长远来看也预示着可再生能源的发展势头将持续强劲，氢能产业的发展也将迎来新的机遇。
充分借鉴国外发达国家的经验，结合我国基本情况，探索氢能源产业链和氢储能系统应用发展道路，实现高质量稳健发展，进而助力清洁低碳、安全高效能源体系的构建。
