近日，国家管网集团储能技术有限公司成立，法定代表人为赵罡，注册资本50亿人民币。经营范围含矿产资源勘查、建设工程设计、矿产资源储量估算和报告编制服务、储能技术服务、货物进出口、非食用盐加工等。该公司由国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网集团）全资持股。

国家管网集团成立于2019年12月9日，由“三桶油”（中石油、中石化、中海油）的资产和人员组建，于2020年10月1日投入运营。

这家被业内称为“巨无霸”的企业是国务院国有资产监督管理委员会监管的国有重要骨干企业，主要肩负三大职责：油气干线管网及储运设施的建设运营、干线管网的连通和调度，以及向全行业公平开放管网储运设施。

公开资料显示，关于此次成立的储能技术公司国家管网方面并未有过多介绍，但根据其近两年的业务布局和方向猜测，很可能指向氢能。

众所周知，氢能的储运环节被公认为是氢能产业的核心痛点与行业堵点。而国家管网作为管网优化运行技术的“国家队”近两年不断聚焦主责主业，承担建设纯氢管道及掺氢管道重任，推动上游制氢多渠道多主体供应、下游氢能用户充分市场竞争。

尤其今年以来，取得了一系列突破性进展。

2023年6月25日，我国首次9.45MPa全尺寸非金属管道纯氢爆破试验在国家管网集团管道断裂控制试验场成功实施，标志着国内首次高压力多管材氢气输送管道中间过程应用试验圆满完成。

2023年11月20日，国家管网对外宣布国内首次全尺寸掺氢天然气管道封闭空间泄漏燃爆试验成功实施。这次实验选用323.9毫米管径管道，最大掺氢比例为30%，是我国最大尺度的管道掺氢天然气燃爆试验。

什么是氢储能？

氢储能系统，是一种利用新能源发电的富余电能进行制氢并储存起来的储能技术。在用电高峰时段，储存起来的氢能可通过燃料电池发电回馈给电网，过程清洁高效，是当之无愧的清洁能源。当前氢储能系统的制氢、储运氢和燃料电池技术三个方面构成。

氢气的储存方式可分为：气态储氢、液态储氢和固态储氢。

在未来，想要实现氢能的大规模储运，必须走液化氢的技术路线。氢能的发展与天然气的发展进程类似，当前国内外的天然气贸易都是以液化天然气方式进行的。

作为储能介质，新能源电解制氢之后，并用电将氢气液化，储存在大型储罐中。需要时将液氢气化，供给燃料电池或者燃氢轮机发电，输送给电网。

参考国外案例，挪威计划建设的50000m³的液氢储罐，可储能超过1×108kWh，约为三峡水电站年发电量的1/900，这个储能量是现有所有抽水蓄能电站所无法企及的，具有极强的削峰填谷、调节波动的作用。

2022年10月，国家能源局关于政协第十三届全国委员会第五次会议第01990号提案的答复中指出：赞同发展大规模液氢储能技术，积极支持氢能产业高质量发展。

2023年1月3日，甘肃省人民政府办公厅《关于氢能产业发展的指导意见》支持在高速公路服务区内布局建设 “分布式光伏＋制氢、储氢、加氢”一体化示范应用。培育 “风光发电＋氢储能”一体化应用模式，探索氢储能与波动性可再生能源发电协同运行的商业化运营模式

目前，高压气态储氢在成本、技术、安全性等方面仍具有较大优势。不过从长期来看，随着氢储能技术的突破和产能的扩张，低温液化储氢技术等储氢的主流方式。

氢能储能技术

氢能储存（氢气储能）本质是储氢，即将易燃、易爆的氢气以稳定形式储存。在确保安全前提下，提高储氢容量（效率）、降低成本、提高易取用性是储氢技术的发展重点。储氢技术可分为物理储氢和化学储氢两大类。物理储氢主要有高压气态储氢、低温液态储氢、活性炭吸附储氢、碳纤维和碳纳米管储氢以及地下储氢等；化学储氢主要有金属氢化物储氢、液态有机氢载体储氢、无机物储氢、液氨储氢等。

物理储氢

1、高压气态储氢

氢气在生产及应用环节都离不开压缩技术。高压氢气压缩机是将氢气加压注入储氢系统的核心装置，输出压力和气体封闭性是其重要的性能指标。

高压气体储氢的质量储氢密度范围是4.0——5.7wt%，当前高压气态储氢技术比较成熟，是目前最常用的储氢技术。该技术是采用高压将氢气压缩到一个耐高压的容器里。金属高压储氢容器由对氢气有一定抗氢脆能力的金属或者通过复合材料构成，最常用的材质是奥式不锈钢。铜和铝由于在常温附近对氢免疫，不会造成氢脆，也常被选作高压储氢罐的材料。

高压气体储氢的成本相对较低，压缩过程耗能低，释放简单快速，是目前技术最为成熟的储氢技术，但是存在体积储氢密度极低的重大缺陷。此外高压气态储氢存在泄漏、爆炸的安全隐患，因此安全性能有待提升。未来，高压气态储氢还需向轻量化、高压化、低成本、质量稳定的方向发展。

高压气态储氢的主要应用领域包括了运输用大型高压储氢容器、加氢站用大型高压储氢容器、燃料电池车用高压储氢罐、通信基站不间断电源用储氢罐、无人机燃料电池用储氢罐等。例如国内某储氢企业为上海世博会加氢站，提供了国内第一台45MPa的氢气储能器，第一台35MPa的移动加氢车，累计为国内加氢站提供储能器50套以上，为国外加氢站提供储能器达240套以上。该企业后又研制出的87.5MPa钢质碳纤维缠绕大容积储氢容器，已示范应用于大连加氢站；研发的35MPa橇装加氢站，将应用于2022年冬奥会；首创35MPa全集成橇装式移动加氢站，推动加氢站商业化运营。

2、低温液态储氢

低温液态储氢是先将氢气液化，然后储存在低温绝热真空容器中。低温绝热技术是低温工程中的一项重要技术，也是实现低温液体储存的核心技术手段，按照是否有外界主动提供能量可分为被动绝热和主动绝热两大方式。被动绝热技术已广泛运用于各种低温设备中; 而主动绝热技术由于需外界的能量输入，虽能达到更好的绝热效果，甚至做到零蒸发存储( Zero boil——off，ZBO) ，但也势必带来一些问题，如需要其他的附加设备而使整套装置的体积与重量增加，制冷机效率低、能耗大、成本高、经济性差。

液态氢具有很高的密度，体积比容量大，体积占比小，能够使得储运简单。但把气态的氢变成液态的氢较难，要液化1kg的氢气就要消耗4-10千瓦时的电量。并且，为了能够稳定的储存液态氢，需要耐超低温和保持超低温的特殊容器。该容器需要抗冻、抗压，且必须严格绝热。因此，这种容器除了制造难度大，成本高昂之外，还存在易挥发、运行过程中安全隐患多等问题。

当全球来看，低温液态储氢技术已应用于车载系统中，在全球的加氢站中有较大范围的应用。液氢加氢站在日本、美国及法国市场比较多。目前全球大约有三分之一以上的加氢站是液氢加氢站，氢液化设备主要由美国AP、普莱克斯、德国林德等厂商提供。而我国的液氢工厂仅为航天火箭发射服务，受法规及技术成本所限，还无法应用于民用领域，但相关企业已着手研发相应的液氢储罐、液氢槽车，如航天101所、国富氢能、鸿达兴业、中集圣达因等公司均在研发国产液氢储运产品。相关部门正在研究制订液氢民用标准，未来液氢运输将成为我国氢能发展的大动脉。

化学储氢

与物理储氢不同，化学储氢方案一般通过利用储存介质与氢气结合为稳定化合物的方式实现氢储存。用氢时，通过加热或其他方式使化合物分解放氢，同时回收储存介质。

根据储存介质种类不同，化学储氢技术主要包括金属氢化物储氢、液态有机氢载体储氢、无机物储氢、液氨储氢等。与高压气态储氢和低温液态储氢相比，化学储氢技术成熟度相对较低，目前多在实验室、示范项目环节。

1、金属氢化物储氢

该技术将氢以金属氢化物形式储存于储氢合金材料中。在一定温度压力下，储氢合金与氢接触首先形成含氢固溶体（α相），随后固溶体继续与氢反应产生相变，形成金属氢化物（β相）。在加热条件下，金属氢化物放氢。早期发现的合金有LaNi5、Mg2Ni、TiFe等，随后研究者发现这类合金由一种吸氢元素A与另一种非吸氢元素B组成，两种元素分别控制储氢量与吸放氢可逆性。目前世界上已研发的储氢合金可大致分为稀土镧镍系、钛铁系、钛锆系、钒基固溶体、镁系等。

这类基于固体的储氢技术往往具有储氢密度高、储氢压力低、安全性好、放氢纯度高等优势，其体积储氢密度高于液氢。目前，国内外对储氢金属材料的研究成果不断，在部分领域已得到应用。国外固体储氢技术已在电池舰艇中得到商业应用，在分布式发电和风电制氢规模储氢中得到示范应用；国内固态储氢已在分布式发电中得到示范应用。

然而，成熟体系的金属储氢材料重量储氢率偏低，最高的TiV材料可逆储氢量为2.6 wt%。为提高重量储氢率，目前开发了配位氢化物、金属氨硼烷等新材料，但这些材料存在如吸放氢速度慢、可逆循环性能差等应用问题，仍处于实验室技术研发中。此外，储氢金属材料的成本受有色金属原料价格波动影响，成本偏高是制约发展的另一因素。

2、液态有机氢载体储氢

液态有机氢载体（LOHC）储氢技术基于不饱和液体有机物在催化剂作用下进行的加氢反应。常用的不饱和液体有机物有甲醇、环烷烃、N-乙基咔唑、甲苯、1,2-二氢-1,2-氮杂硼烷等。

这类技术具有较高储氢密度，在环境条件下即可储氢，安全性较高，运输方便。缺点是氢的取放不如物理储氢容易，需要配备额外的反应设备，且放氢过程往往需要加热耗能，导致成本增高。

3、液氨储氢

氢与氮气在催化剂作用下合成液氨，以液氨形式储运。液氨在常压、约400 ℃下分解放氢。

相比于低温液态储氢技术要求的极低氢液化温度-253℃，氨在一个大气压下的液化温度-33℃高得多，“氢-氨-氢”方式耗能、实现难度及运输难度相对更低。同时，液氨储氢中体积储氢密度比液氢高1.7倍，更远高于长管拖车式气态储氢技术。该技术在长距离氢能储运中有一定优势。然而，液氨储氢的也具有较多劣势。液氨具有较强腐蚀性与毒性，储运过程中对设备、人体、环境均有潜在危害风险；合成氨工艺在我国较为成熟，但过程转换中存在一定比例损耗；合成氨与氨分解的设备与终端产业设备仍有待集成。

地下储氢

氢气的长时间储存需要依赖一定的储存空间，利用地下空间进行储氢成为了氢气储存的重要方式。诸多不同的地下储氢方案中，最有潜力的一种方式：在地下盐层中挖出一个“容器”来储氢。这个“容器”的制造需要首先钻到目标盐层，安装好套管（如石油钻井一样）；其次注入溶液把盐层溶化，溶化后的盐水抽出来；再用这种溶解的方式在盐层中造出所需要的形状和大小的“容器”；最后充入气体把盐洞穴中的所有盐水排空。根据不同盐层结构，这上述溶解方法造出来的不同“容器”的形状。

氢气地下存储能可以充分利用地下空间、节约土地资源、有效降低氢气的储集成本、提高氢气的经济效益，应用于风光储一体化项目，可以解决新能源发电波动性，保障能源供应和能源安全等。但氢气地下储库建设面临诸多挑战，主要包括：储层和盖层的地质完整性、氢气地下化学反应、井筒完整性、氢气采出纯度以及材料耐久性问题。

在地下储氢的应用上，2021年8月23日，中国石化重庆首座加氢站——半山环道综合加能站于近日正式建成。该站是国内首座应用储氢井技术的加氢站，日供氢能力1000公斤，将为重庆首批氢能示范公交车和市内物流车提供加氢服务，是氢能产业技术创新发展的良好实践和示范。

氢储未来的机遇和挑战

虽然强制配储为人所诟病，但储能与可再生能源的建设的搭档组合也是必然的，尤其是伴随着新型电力系统的建设，配储是必然的趋势。

近年来，氢储能作为新型储能形式，伴随着新型电力市场的建设走进大众视野中来。电力储能形式有抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能，其中新型储能便包括氢储能、钠离子电池、铅酸电池等。

10月25日，国家发改委、国家能源局发布了《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，氢储能被明确作为新型储能重要内容，参与电力系统稳定工作。文件指出，在源网荷储一体化已经成为新型电力系统一大特色之时，氢储能已经成为支撑电力系统稳定性的一个支点。

氢储能系统的三个主要部分——制氢、储氢、氢发电，三个子系统基于电能链和氢产业链两条路径实现能量流转，提升电网电能质量与氢气的附加价值。截止到目前，我国风电装机3.65亿KW、太阳能装机超过4亿KW，发电量占全社会用电量的13.4%，未来装机占比会进一步提高。当氢储能与光照、风力等丰富的自然资源结合，绿氢的生产成本便会大幅下降，甚至更优。

吴凯曾（交代身份）表示：“储能作为基础设施，最大的一个特点就是要用10年、20年以上，要在多种复杂环境和应用条件下，能够安全稳定高质量地运行。”

虽然起步晚，但从长达30年的生命周期之中，氢储能的优势非常明显。

我国计划在未来的三年里将会陆续落地总规模超过200MW的氢储能项目，包括六安兆瓦级氢能综合利用站。该站使用了质子交换膜电解制氢、储氢和氢燃料电池发电系统。该项目制氢能力为220立方米/小时，配备了一个200千克的储氢容器(20MPa)和六套200千瓦的燃料电池发电系统。

但受到技术、政策等方面的制约，氢能在新型电力系统中的应用并不是一帆风顺的。

首先是氢储能系统效率低，“硬伤”限制了氢储的发展之路。

目前，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。而国内“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%。在“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。

而狭义氢储能的“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。

技术滞缓也决定了成本的提高。现阶段，国内的技术成熟度、示范规模、使用寿命和经济性都还在起步当中，关键核心材料也主要依赖进口，氢储能系统成本约为13000元/kW，远高于其他储能方式。

政策标准的缺失，不确定的保障。

目前，针对电氢耦合的顶层规划和激励机制尚不完善，面向氢能产业发展的标准也不甚清晰，整个产业的发展尚在迷雾之中。但任何行业初期都面临着发展的迷茫迟滞阶段，近期关于氢能产业的政策频出，地方关于氢能的长期发展规划也不断发布，氢能市场打开在即。

未来，随着可再生能源比例提升，氢储能预计将在发电侧可再生能源的大规模、长周期储能中发挥愈发关键的作用，尤其是在中国西北等风光资源丰富的地区。而氢储能与电化学储能互补，也未尝不是一条更适合于更长时间跨度、更长空间跨度的技术路径。

文章来源： 化工驿站，中科院物理所，老杨说储能，能源Time