氢（H）是一种化学元素，在元素周期表中位列第一位。氢能，是指氢、氧进行化学反应所释放出的化学能，是一种来源广泛、清洁无碳、应用场景丰富的可再生能源。作为新型能源之一，因其具有零碳排放、可储存、与多种能源便捷转换等多重优点，可用于储能、发电、交通工具燃料驱动、家用燃料等，成为推动传统能源结构转型以及支撑可再生能源大规模发展的理想媒介。

全球能源结构正在向以清洁能源为主体的新型能源系统方向转变，氢能战略成为全球能源战略的重要组成部分。全球氢能产业发展全面提速，氢气的制取、储运等技术日渐成熟，氢燃料电池产业化浪潮加速，氢能应用领域逐渐拓宽。国际领先企业已开展燃料电池电堆、催化剂、质子交换膜及燃料电池汽车等商业布局，氢能由示范应用逐步走向规模化推广，产业链条不断完善，产业规模快速扩大。

我国高度重视氢能产业发展。2019年氢能被写入《政府工作报告》，2021年将氢能纳入国家“十四五”规划和2035年远景目标纲要，2021年《关于做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》等政策文件均对氢能产业发展作出明确部署。今年发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035）》明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标，提出了氢能创新体系、基础设施、多元应用、政策保障、组织实施等方面的具体规划，为我国氢能产业中长期发展描绘了宏伟蓝图。同时，全国多地氢能相关政策陆续出台。

在“双碳”目标下，为建设绿色经济高效便捷的氢能供应体系，我国氢能制备、储运、燃料电池系统集成、加氢设备等主要技术和生产工艺不断进步，氢能产业呈现加快发展态势。我国是世界最大的制氢国，年产氢气量约为3300万吨，其中达到工业氢气质量标准的约1200万吨。当前以化石能源制氢和工业副产氢为主要制氢方式，可再生能源制氢的占比逐年升高。储运方面以短距离高压气态长管拖车运氢为主，就近使用为主的氢能供应体系。目前，我国可再生能源装机量全球第一，拥有氢燃料电池汽车8500多辆，建成加氢站超过250座，占全球总数的40%以上，加氢站居于世界第一。

国际氢能产业尚处于培育期，我国氢能产业发展较快，但在初期阶段仍面临一些挑战。

技术瓶颈仍然是氢能发展的核心制约问题。近年来，我国在基础研究、核心材料、关键部件、制造工艺和集成控制等方面取得了一系列科研成果，但与国际先进水平仍存在一定差距。产品的成熟度尚未达到大规模商业化应用层级，氢能与燃料电池汽车产业的部分零部件技术和制造能力还有待进一步提高，产业链上部分核心关键技术、关键材料和零部件尚未完全实现自主可控。

发展氢能产业，除关键技术外，人才成为发展的最大掣肘。随着国家氢能支持政策的推出，全国各地竞相布局氢能产业。氢能产业的快速发展，导致了氢能领域人才的需求不断扩大。目前，氢能领域有经验的成熟人才紧缺程度比较高，毕业生对口专业人才少，专业人才数量严重不足。国内高校过去基本没有氢能方面的专业，企业需要从化学、材料、机械、能源等相关专业招聘后再进行二次培养，过程相对较长。当前氢能产业专业人才的集聚与培养是当务之急，高校氢能领域人才培养势在必行。

氢能产业发展的协同性有待增强。国内氢能发展目前进入示范期阶段，距离市场化还有些距离，氢能产业规模较小，上下游技术水平、产业链、供应链发展不均衡不协调。氢能市场一体化推进缓慢，难以发挥出氢能产业链各环节的比较优势。各地竞相构建全产业链条可能会导致氢能产业的重复建设。上述问题背后是氢能产业发展协同性的不足，主要表现在产业布局、市场、人才等方面未形成共治共享，有效有序的生态体系。

在“双碳”目标下，氢能肩负着节能降碳重任，扮演碳中和路径中的重要角色。我国氢能发展进入快速发展窗口期，围绕技术自主可控、人才引进和培养、产业协同发展等方面提出如下建议，助力绿色可持续发展。

氢能产业现状和项目探索

国际能源署(IEA)数据显示，全球累计登记氢能项目达982个。在氢储能项目领域，德、美、日等国家起步较早，在氢能的电力行业应用发展方面已处于世界领先水平，并且多项关键技术取得了较大成果。而目前国内氢储能项目大多还处于示范应用阶段。

据EESA不完全统计，自2021年以来，我国已有22项氢储能相关项目在建或者已经建成。值得一提的是，今年5月25日，宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程正式开工，该项目具有国际领先技术指标的制氢、储氢技术，将形成集科研、制取、储运、交易、应用一体化的氢能产业体系。去年9月，安徽六安建设的国内第一个兆瓦级氢能源储能电站正式满负荷运行调试成功，这也是首次实现兆瓦级氢储能在电网领域的应用。去年11月，全球规模最大的氢储能发电项目——张家口200MW/800MWh 氢储能发电工程顺利通过评审，标志着我国氢能在大规模储能调峰应用场景迈出实质性一步。

“从项目端来看，隆基近期也成功入围中石化首个万吨级的绿氢示范项目，经研发攻关，隆基氢能的碱水制氢系统已实现并达到了世界领先水平。” 薛蔚茹向大家分享了隆基目前在氢能领域做出的一些探索。

根据国际可再生能源署(IRENA)近期发布的2022年可再生能源发电量统计报告显示，2021年全球可再生能源发电装机容量新增295GW，同比增长6%。IEA发布的《2050年净零排放:全球能源部门路线图》指出，至2050年，可再生能源发电将占全球总发电量的88%。随着间歇性可再生能源发电量占比的提高，电力系统面临的挑战将越来越多。基于多年的电力行业研究背景，查浩提到，“氢能包括氢储能的发展跟电力系统和双碳目标关联度还是较好的。目前电力系统存在三大挑战：第一个是平衡的问题；第二个是跨省区送电问题；第三个是抗风险能力弱。氢能在电力系统中有很多独特的定位，我觉得是无可替代的。”

氢储能在电力行业中的应用场景

氢能应用从交通领域起步，逐步引入发电领域，为电力系统灵活性构建做出贡献，助力新型电力系统的建设。

1、可再生能源消纳

风电光伏装机的跨越式增长会带来消纳难题，而氢储能可以在电力系统实现分布式能源发电、氢能储放电、负荷用电的“源-网-荷-储”协同，可以有效解决可再生能源消纳问题，提高能源发电利用率。

2、数据中心节能减排

柴教授从电力央企视角出发，认为数据中心作为“能耗大户”，是氢储能重要的应用场景。2021年7月14日，工信部印发《新型数据中心发展三年行动计划（2021-2023年）》明确：支持探索利用锂电池、储氢和飞轮储能等作为数据中心多元化储能和备用电源装置，这一规划为氢储能在电力行业扩大了市场。据悉，今年3月22日，四川中核国兴科技有限公司与联想新视界（北京）科技有限公司在成都举行全面合作协议签约仪式，将打造全国首个氢能零碳数据中心。

针对应用场景这个议题，李菲提出了更进一步的观点，他认为不应该把氢储能仅局限在电力行业里面，这样就限制了它的发展，而应该积极探索多个领域应用场景，例如煤化工行业、冶金行业以及交通行业这些脱碳困难、需要“氢能”的领域，来充分发挥氢能脱碳潜力，助力电力行业实现绿色转型。

氢储能项目经济性

除了应用场景分析，各位嘉宾同时也非常关注氢储能项目经济性。柴教授提到，“具体应用场景需要根据氢的成本价格来定，随着成本降低，应用场景也会扩张。”薛蔚茹指出“只有可再生能源消纳站稳脚跟，产生经济性之后，氢储能未来应用场景的市场才会更好。”未来，在各应用场景下如何实现成本最优有待进一步研究。查浩补充道，“我觉得更多的是展望氢储能在电力系统内部的一个中长期地位，如何把氢整个产业链的成本尽快降下来，对于早日实现整个氢储能的经济性是很重要的。”

成本问题确实是我国氢储能的一大痛点，目前我国氢储能项目仍处于商业化初期阶段，氢储能造价还处在高位，经济性难题尚待突破。由于制氢技术成本较高，制约了其发展速度。从制氢环节来看，电能成本占据了制氢成本的60%左右，未来可以和“三北”地区的风光基地联合发展，通过利用弃电、低价电量等优势，大幅消减制氢成本，提高氢能经济利用性。

今后，随着氢能产业逐渐趋于成熟，氢储能将在电力系统应用中得到逐步推广，并不断拓展多元化示范应用场景。

氢储能技术VS其他主流储能技术

相对于电化学储能而言，氢储能更加适合长时储能的场景氢储能技术的原理在于，在用电低谷期，利用富余的可再生能源电力电解水制取氢气，并以高压气态、低温液态、有机液态或固态材料等形式储存起来，实现电氢绿色转换；在用电高峰期，再将储存的氢通过燃料电池或氢气透平装置进行发电，馈入电网。

当间歇性可再生能源发电量占比超过50%时，电力部门将不仅需要增强日内灵活性，还需要季节性储能技术以灵活应对电力供需季节性失衡以及极端天气事件。而氢储能具有大规模长周期的优势，未来市场潜力巨大。

伴随电动汽车和化学电池技术的发展，电化学储能技术近几年发展最为迅速。近5年，锂电池能量密度提高了1倍以上、循环寿命提高了2至3倍。但若需要进行长周期的储能，如跨季节储能，会受到其容量的限制。李菲指出，“相对于电化学储能而言，氢储能更加适合长时间跨区域的场景。”从规模储能经济性上看，固定式规模化储氢比电池储电的成本低一个数量级。

相对于抽水蓄能而言，氢储能可扩展性较强，受地理和资源的限制较少目前技术成熟度较高的大规模商业化储能技术还有抽水蓄能，但抽水蓄能容易受到地理条件的限制，选址较为困难，且生态影响大、建设周期长。而氢储能可扩展性较强，受地理和资源的限制较少。

由此可见，传统、单一的储能方式难以满足复杂状态下的电力调节需求。相较之下，氢气的储能属性使其具备跨时间和空间、灵活应用、清洁高效的潜力。对此，查浩表示“目前可能抽水蓄能挑大梁，未来整个氢的长时储能功能是无可替代的，期待的点也会更多。”

氢储能产业发展瓶颈及前景展望

氢储能产业的并不像想象中那样一帆风顺，还面临着诸多挑战。柴教授提到， “目前瓶颈主要有两个，一个是政策法律法规方面需要国家扶持，还有一个是开发技术的同时应该把成本降下来。”

1、质子交换膜、碳纸、催化剂等核心技术亟待国产化

柴茂荣教授呼吁，大家应当联合起来，重点突破“卡脖子”技术，把整个产业链做大做强做全。发展氢储能产业，需要在保证安全的前提下，强化技术创新，驱动氢能产业高品质发展，支持相关领域核心关键技术攻关、应用示范与推广。对此，李菲补充道，在技术层面，比如质子交换膜、碳纸、催化剂等部件的关键材料国产化程度较低，这也是氢储能项目成本居高难下的重要原因。除了技术方面，氢储能在商业化应用的各个环节也存在不少瓶颈，商业模式并没有完全建立。

2、产业发展早期，政策法律法规方面需要国家扶持

在影响氢储能产业发展的诸多制约因素中，“成本居高不下”备受关注。在短期无法上量的情况下，补贴就是降本的另一个选择。从各地区来看，自国家出台氢能产业的规划后，各省市纷纷出台了不同程度的补贴和奖励政策，这些政策间接推动了氢储能系统的示范和规模化。对此，薛蔚茹提出三点呼吁：一是定义“绿氢”的标准。明确“十四五”、“十五五”期间“绿氢”占比，提出“绿氢”产业发展路径，提高“绿氢在工业脱碳中作用和价值，鼓励用可再生能源水电解制氢；二是将绿氢管理纳入能源管理体系，制定绿氢价格政策，例如降低利率。同时给予绿氢适当补贴，继续深化完善碳交易市场，例如提升碳价；三是在可再生能源发电优势区且为绿氢消纳区建立国家级大型绿氢“领跑者”示范基地，鼓励推广先进产品技术，打通产业链实现“制储输用”一体化。

针对氢储能未来发展方向，查浩指出“氢储能这个环节，可能目前三五年更多的是起牵头作用，为氢能中长期发展提供更坚强的后盾。”

实际上，针对氢储能产业存在的问题，从国家到地方，从行业到企业，已经在不断寻求破解之法。随着行业布局的完善，氢储能产业的人才队伍建设不断加强，技术研发和创新能力不断提升，相信在未来，氢储能作为一种有着诸多无可比拟优势的技术方式，将在我国以及全球能源转型与碳中和目标实现中占据战略地位。

文章来源： 中国环境，储能领跑者联盟