近年来，我国新能源发展势头迅猛。截至2021年年底，我国新能源发电装机达到7.26×108kW，其中风电3.28×108kW、太阳能发电3.07×108kW，分别连续12年和7年稳居全球首位。由于新能源的间歇性特点，加之输电容量有限，弃风和弃光问题随着新型电力系统中风电、光伏渗透率的不断增加将日益突出。此外，在连续无风、无光等极端天气下，将造成新型电力系统电力供应可靠性大幅下降甚至出现大面积缺电现象。

储能作为重要的调节资源，对于促进新能源高比例消纳和保障电力电量实时平衡具有重要作用。现有的储能系统主要分为五类：机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能和化学储能。

机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等;电化学储能主要包括铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池;电磁储能包括超级电容器储能和超导储能;热储能是将热能储存在隔热容器的媒介中，适时实现热能直接利用或者热发电;化学储能是指利用氢等化学物作为能量的载体。

一、新型电力系统

7月28日的政治局会议中也提出要求：“要提升能源资源供应保障能力，加大力度规划建设新能源供给消纳体系”。总结来说，国内电力系统面临的是：一方面要求电源端进一步提升新能源装机规模和出力水平，另一方面要求输配端加大新能源电源消纳能力并维持电网高稳定性。在“保供+消纳”重压之下，建设新型电力系统以提升电网自动平衡和调节能力是必然趋势，我们认为：

1）国内会加速完善电力系统的市场化调峰调频资源配置和定价，山西省的电力现货交易经验有望加速向全国推广；

2）市场化定价可以落实调峰调频成本传导，彻底释放火电灵活性改造、储能等项目的投资意愿，并反过来提升电网系统的稳定性；

3）电力现货交易市场将创造电价形成和博弈需求，电力交易辅助服务市场空间巨大。

相比于传统电力系统，新型电力系统有以下几点重要变化：

①从发电侧形态上看，将从以火电为主转向以风、光等新能源发电为主。特征变化方面，从高碳电力系统变为低碳电力系统、从连续可控电源变为随机波动电源。

②从电网侧形态上看，将从单一大电网演变为大电网与微电网互补并存。特征变化方面，从刚性电网变为灵活韧性电网、电网数字化水平从低到高。

③从用户侧形态来看，将从电力消费者转变为电力“产消者”。特征变化方面，从静态负荷资源转变为动态可调负荷资源、从单向电能供给变为双向电能互济、终端电能替代比例从低到高。

④从电能平衡方式上看，将由“源随荷动”转变为“源网荷储”互动。特征变化方面，从自上而下调度模式变为全网协同的调度模式、从实时平衡模式变为非完全实时平衡模式。

⑤从技术基础形态上看，将从以同步机为主的机械电磁系统变为以同步机和电力电子设备共同主导的混合系统。特征变化方面，从高转动惯量系统变为弱转动惯量系统。

二、氢储能

氢储能是一种新型储能，在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，可在新型电力系统建设中发挥重要作用。氢储能技术是利用电力和氢能的互变性而发展起来的。氢储能既可以储电，又可以储氢及其衍生物(如氨、甲醇)。狭义的氢储能是基于“电 ? 氢 ? 电”(Power-to-Power，P2P)的转换过程，主要包含电解槽、储氢罐和燃料电池等装置。

利用低谷期富余的新能源电能进行电解水制氢，储存起来或供下游产业使用;在用电高峰期时，储存起来的氢能可利用燃料电池进行发电并入公共电网。广义的氢储能强调“电 ? 氢”单向转换，以气态、液态或固态等形式存储氢气(Power-to-Gas，P2G)，或者转化为甲醇和氨气等化学衍生物(Power-to-X，P2X)进行更安全地储存。

氢储能与其他储能方式相比，具有以下4个方面的明显优势：

①在新能源消纳方面，氢储能在放电时间(小时至季度)和容量规模(百吉瓦级别)上的优势比其他储能明显，如图1所示;

②在规模储能经济性方面，随着储能时间的增加，储能系统的边际价值下降，可负担的总成本也将下降，规模化储氢比储电的成本要低一个数量级;

③在储运方式灵活性方面，氢储能可采用长管拖车、管道输氢、天然气掺氢、特高压输电 ? 受端制氢和液氨等方式;

④在地理限制与生态保护上，相较于抽水蓄能和压缩空气储能等大规模储能技术，氢储能不需要特定的地理条件且不会破环生态环境。

面对以上新型电力系统的诉求，氢能可发挥如下的关键作用：

①氢可以多种方式进行储存，如高压压缩、低温液化、固体储氢、转化为液体燃料或与天然气混合储存在天然气基础设施中，从而实现小时至季节的长时间、跨季节储存;

②液态氢能量密度大(143 MJ/kg，可折算为40 kWh·kg)，约为汽油、柴油、天然气的2.7倍、电化学储能(根据种类不同，在100~240 Wh/kg)的百倍，氢储能是少有的能够储存百吉瓦时以上的方式，且氢气的运输方式多元，不受输配电网络的限制，从而实现大规模、跨区域调峰。

③氢能作为高能量密度、高燃烧热值的燃料，可在重卡运输、铁路货运、航运和航天等交通应用场景发挥重要作用;与此同时，氢能还是一种重要的工业原料，绿色氢能可用于替代化石燃料作为冶金、水泥和化工等工业领域的还原剂。

氢储能在新型电力系统中的定位有别于电化学储能，主要是长周期、跨季节、大规模和跨空间储存的作用，在新型电力系统“源网荷”中具有丰富的应用场景。

三、氢储能发展加速电力系统形态演进

氢储能的大规模发展将加速电力系统形态演进，促进新型电力系统建成：

①氢储能可以突破新能源电力占比的限制，促进更高比例的新能源发展，快速支撑新型电力系统内新能源装机占比和发电占比超过50%;

②电解制氢、储氢和氢燃料电池发电可构建微电网系统，进行热、电、氢多元能源联供，有效解决偏远地区清洁用能的问题，并提高微电网在电力系统中的渗透率，增强新型电力系统的抗风险能力;

③氢储能作为电力系统“源网荷”多侧的关键灵活性资源，可促进“源网荷储”各环节协调互动，实现新型电力系统在不同时间尺度上的电力电量平衡;

④氢储能系统可以作为能源枢纽之一，可在源侧、荷侧实现多能源互补。在电源侧，氢储能可以促进“风光氢储一体化”“风光水火储氢一体化”等多能互补综合能源基地建设，在用户侧，制氢加氢一体站可以与加油站、加气站和充电站进行合建，形成综合能源服务站。

四、氢储能在新型电力系统应用挑战

现阶段，受技术、经济、政策和标准等因素的制约，氢能在新型电力系统中的应用仍面临诸多挑战。

1. 氢储能系统效率相对较低

现阶段，抽水蓄能、飞轮储能、锂电池、钠硫电池以及各种电磁储能的能量转化效率均在70%以上。相对而言，氢储能系统效率较低。其中，国内“电 ? 氢”转化过程的碱性电解水、PEM电解水和固体氧化物(SO)电解水制氢效率分别为63%~70%、56%~60%和74%~81%。

广义氢储能仅考虑“电 ? 氢”转化过程，SO电解效率与其他储能具有可比性，而碱性和PEM相对较低。另一方面，“氢 ? 电”转化过程的燃料电池发电效率为50%~60%，其中有大部分能量转化为热能。狭义氢储能的“电 ? 氢 ? 电”过程存在两次能量转换，整体效率仅有40%左右，与其他储能的效率差距明显。

2. 氢储能系统成本相对较高

当前抽水蓄能和压缩空气储能投资功率成本约为7000元/kW，电化学储能成本约为2000元/kW，而氢储能系统成本约为13000元/kW，远高于其他储能方式。其中，燃料电池发电系统造价约9000元/kW，占到总投资的近70%。基于PEM和SO技术的可逆式燃料电池(RFC)可以将燃料电池和电解池集成于一体，从而降低投资成本。然而，国内RFC技术与国际先进水平有一定差距，主要体现在技术成熟度、示范规模、使用寿命和经济性方面，关键核心材料也主要依赖进口。

3. 电氢耦合政策体系仍不完善

针对电氢耦合的顶层规划和激励机制尚不完善。氢能已被国家作为中长期科学和技术发展的重点研究方向，氢储能也被明确纳入“新型储能”，但关于电氢耦合的顶层规划有待完善。

在顶层的补贴与奖励方面，2020年国家层面已发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，采取“以奖代补”方式，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车技术研发和示范应用给予奖励。该政策间接性地推动了氢储能系统的示范和规模化。但在上游的电解水制取绿氢环节，仅有部分省份出台了政策性的电价优惠，相应的顶层激励机制仍然缺失。

4. 电氢耦合标准体系仍不健全

随着氢能产业的快速发展，标准对氢能产业发展的规范和支撑作用也日趋明显。我国于2008年批准成立了全国氢能标准化技术委员会(SAC/TC309)和全国燃料电池及液流电池标准化技术委员会(SAC/TC342)，分别构建了我国的氢能技术标准体系和燃料电池标准体系。截至2021年4月，现行氢能相关国家标准共计95项，涉及氢安全、临氢材料、氢品质、制氢、氢储运、加氢站、燃料电池和氢能应用等方面。

但国家标准层面主要集中在氢能应用燃料电池技术方面，其他领域氢能技术标准相对薄弱，且有相当部分标准的制定年限较为久远，现阶段适用性不强。因此，在电氢耦合方面，仍需进一步加快制定 / 修订新能源制氢、电制氢加氢一体化、可逆式燃料电池、电氢耦合系统运行等标准。技术标准是个复杂系统工程，需要再进一步提升政、产、学、研各方的协同水平。

五、充分发挥市场力量促进氢储能发展

借助“加快建设全国统一大市场”的契机，构建氢能市场、电力市场和碳市场的多层次协同市场，促进氢储能发展。

在氢能市场方面，积极探索我国氢能市场交易中心、结算中心建设，并关注氢能进出口国际贸易，可从拥有丰富可再生能源资源的沙特阿拉伯、智利等国家进口低成本绿氢，并利用我国海上风电制氢优势向日本、韩国等高氢氨需求国家出口氢氨能源;

在电力市场方面，我国电力辅助服务市场建设尚处于初级阶段，需要健全覆盖氢储能的价格机制，探索氢储能参与电力市场的交易规则;

在碳市场方面，未来将被纳入碳交易体系的八大行业中，既有直接生产氢气的化工行业，也有钢铁、建材等氢气需求行业，需要积极探索氢能行业合理的碳价信号，引导高碳制氢工艺向低碳制氢工艺转变、高碳用氢环节向低碳用氢环节转变，并推动绿氢的碳减排量纳入核证自愿减排量(CCER)市场交易。最后，加强氢能市场、电力市场、碳市场的顶层设计和规划，做好政策协调和机制协同。

来源：中国工程院院刊，营口新闻网，格隆汇