燃料电池电堆技术与领先水平相比仍有很大的差距，以及关键材料依赖进口等是制约
相比传统能源，氢能源环保且可持续发展，化学反应后只产生水，具有零污染、高效率、适合远距离输送的特点。氢能源能轻松实现气、液、固三态存储，存储过程自耗少、单位体积内的包含的能量高、生产方式多样。为实现“碳达峰、碳中和”的目标，我国电力行业的减碳压力不可以小看，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。
随着我国可再次生产的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，有实际效果的减少弃风弃光率，提高可再次生产的能源综合收益。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；结合有关政策研究，提出未来氢储能系统发展建议。
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次生产的能源制氢。
日本在燃料电池关键技术和商业化应用方面处于世界领头羊，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，专利数量居全球第一。
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第一，氢能技术和产业高质量发展政策效果显著。
近年来，我国格外的重视氢能源产业高质量发展，在科技专项、创新工程等方面做了重点布局，取得了一定成效。当前国内制氢其实是依靠化石能源，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、光等可再次生产的能源制氢的规模会慢慢的大，我国氢能源结构会慢慢的清洁。
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、寿命等方面与领先水平相比还有差距；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。
在可再次生产的能源高占比的电力系统中，弃风弃光问题随着风电、光伏装机总容量的持续不断的增加而一天比一天突出。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。
利用可再次生产的能源发电制氢是氢能制备的重要方法，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。
目前电解水制氢大致上可以分为碱水电解、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，是可再次生产的能源制氢项目的首选方式。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次生产的能源消纳、促进氢储能系统发展起到引领促进作用。未来随着可再次生产的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。
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。储氢方式比较如表2所示。
氢能源具有质量单位体积内的包含的能量大但体积单位体积内的包含的能量小的特点，制约其储运技术发展的重点是兼顾安全、经济的前提下，提高氢气的单位体积内的包含的能量。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，但并非最佳方案。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。
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，是氢能源的最佳利用方式，在全世界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。燃料电池类型最重要的包含碱性电解质、质子交换膜、磷酸、熔融碳酸盐和固体氧化物燃料电池，不同之处在于电解质和工作环境和温度不同，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，结构相对比较简单，处于商业化前沿，在可再次生产的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%，余热使用价值高，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。
风电、光伏等可再次生产的能源已成为中国新增电力的主力，新增装机容量及累计装机容量均排名世界第一，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。
如截至 2019 年底，张家口市可再次生产的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，形成以可再次生产的能源为主的能源供应体系。在此种可再次生产的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次生产的能源的重要载体是可行的。
风电、光伏出力受限时，利用富余的可再次生产的能源进行制氢，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次生产的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学工业提供洁净的原料氢，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。
氢储能系统具有可长期存储、单位体积内的包含的能量高等优势，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，可某些特定的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。
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，能解决热力管网、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，普普通通的家庭 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。
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层次地融合的发展新形态。氢能源低碳、环保，能促进可再次生产的能源利用，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。
到 2030 年，我国燃料电池汽车保有量预计将达到 200 万辆。利用可再次生产的能源发电制造“绿氢”，可将富余氢能源供给氢燃料电池汽车使用，既促进了可再次生产的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。
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，《国家创新驱动发展的策略纲要》《“十三五”国家战略性新兴起的产业发展规划》等文件均鼓励氢能产业高质量发展。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，我国数十个地方政府纷纷出台了支持氢能产业高质量发展的中长期规划。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第一个市级规划，推动氢能产业高质量发展。山东省光伏发电装机规模全国第一、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。
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：
1）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。
2）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。
3）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。开展可再次生产的能源制氢、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。
4）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，研究基于可再次生产的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。
