十四五期間，我國能源結構發電側快速轉型，電網側承受較大壓力。一方面，可再生能源快速成長為主流發電來源。根據國家能源局數據，2022年底我國可再生能源總裝機量首次超過了火電。另一方面，電網調度能力受到挑戰。可再生能源發電“靠天吃飯”，不但發電小時遠短于火電，而且發電高峰與下游用電高峰錯位，傳統電網調度能力難以滿足需求。據國家能源局披露，2022年底我國電力消費中可再生電力尚不足30%。

可再生能源裝機和火電裝機同樣在增長，長時儲能迫在眉睫

為緩解發電結構轉型給電網帶來的壓力，近年來我國火電裝機不降反增。為彌補可再生能源發電缺口，各地方需要 “火電調峰”兜底。據國家統計局數據，2017年至2022年我國火電裝機總量與發電量持續增長，2022年火電發電量同比增長2.7%左右。

在此背景下，沒有火電的企業在獲取風電、光伏項目開發指標時將十分被動。在2018年國家發改委印發的《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》中，首次將各地火電靈活性改造規模與新能源規模總量掛鉤。相應地，為保障可再生能源利用率，部分地區分配可再生能源開發指標時會與企業的調峰能力進行捆綁，且傾向于擁有“火電調峰”資源的企業。如國家能源集團，既是我國最大火力發電企業，也是我國風光累計裝機規模最大企業之一。

配儲成為“解綁”火電調峰的方案，各地長時儲能政策呼之欲出。2022年發改委等部門發布的《“十四五”可再生能源發展規劃》中，提出要明確新型儲能的獨立市場主體地位。在地方層面，新能源開發“強制配儲”政策也已常見不鮮，且有向著長時儲能發展的趨勢。尤其甘肅、福建、湖北、吉林、遼寧、黑龍江、安徽等省份的配儲政策中，明確要求電源側配儲的調峰時長超過4小時。

效率是否為儲能關鍵？安全性和適用場景才是

從電到氫再到電的氫能儲能模式一直被詬病能量效率較低等問題，但其發展前景應綜合考慮儲能行業發展階段與需求，以及其可行性和適用性。

儲能并網運行的前提是安全可靠，相關政策也開始聚焦儲能安全。目前主流的鋰電儲能在中低容量儲能場景下優勢較為突出，但鋰電儲能技術相對復雜，安全性對電堆等的加工工藝等要求較高。在國家能源局發布的《防止電力生產事故的二十五項重點要求（2022年版）（征求意見稿）》中，曾提出在大中型儲能電站禁用三元鋰，可見政府對安全性的重視高于技術、效率等。

對氫儲能來說，氫的物理及化學性質決定了其具有較高的安全性。首先氫質量輕，泄露后向上擴散較快，不易產生可爆炸氣霧；而且氫點燃后火焰向上，波及范圍較小。其次氫燃燒后產物為水，無污染。而且氫在化工領域已有較長時間的應用基礎，已形成了相對完善的安全管理方案與標準體系。

我國儲能技術發展多路線并行，最終的技術使用取決于新型電力系統中多元化的儲能適用場景。如抽水蓄能，儲能容量大、效率高，在電網側進行削峰填谷優勢突出。但一方面抽水蓄能僅適合在水資源相對豐富的東部地區展開，另一方面規模、地點不夠靈活，在發電側、用戶側等仍需鋰電、氫儲能等進行補充。

對氫儲能來說，其技術路徑豐富多樣，可實現多場景靈活應用。如可采用固態儲氫制造儲氫模塊，用于戶用儲能；采用管道輸氫，實現西北邊遠地區、海上風電等場景低成本電力外送；采用液氫、醇氨儲氫、鹽穴儲氫等，用于氫儲能電站大規模跨季儲能等。

儲能本質是通過存儲能量或者換一種方式存儲能量來減小損失，后者必將帶來一定的效率損失。對氫儲能來說，由電到氫再到電，能量損失約60%以上，若采用熱電聯供則總能量損失可減少到35%左右。從主流的儲能效率比較來看，鋰電儲能電能損失在10%以下，但在長時保存下存在自放電、容量上限減損問題；其他可長時儲存電力的機械儲能如抽水蓄能等，能量損失一般在25%以上。

效率是影響綜合用能成本的關鍵。對發電站配儲而言，儲能扎根于整體項目中，更似輔助作用。一方面因其可實現大規模存儲的特點，幫助將無法上網的、無法利用的“棄電”、“指標”利用起來，讓多數發電企業能從捆綁火電等的路徑中解放出來。

二是其綜合成本更與發電成本掛鉤，隨著風電、光伏等技術成本的快速下降，新疆內蒙等地的光伏、風電發電成本接近0.1元/kwh，如不算其他建設投入，考慮能量轉化損失，儲能部分發電成本不到0.2元/kwh，卻帶來了更多發電量的利用。

氫儲能成本與收益受應用場景、商業模式、并網離網使用情況、可再生能源及并網電價、地區用電消納情況等多維度因素影響，不同考慮情況下，成本不同。

國內氫儲能已進入示范階段，在政策、技術、模式上仍需探索

目前，國內至少已有3項氫儲能示范項目建成。其中2項已成功并網發電，一項是國家電網在安徽六安建設的MW級氫儲能項目，2022年投運；一項是南方電網在廣州與昆明進行的固態儲氫并網發電項目，2023年投運。此外，2023年9月克拉瑪依一項氫儲能調峰電站項目開工，氫儲能調峰規模2.64GWh，規劃2024年建成，建成后或將成為我國最大氫儲能項目。

總體來看，國內氫儲能仍處于小規模科研示范項目階段。六安項目、南方電網項目等在氫儲能技術、商業模式等方面初步進行了一些驗證與突破，但在進入商業化開展上也還存在一些問題需要解決：

一是政策上總體尚停留在發展規劃階段。典型如發改委等發布的《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035年）》中，提到培育“風光發電+ 氫儲能”一體化應用新模式，在廣東、山東等各省級的氫能發展規劃中氫儲能也屬于標配，但尚未有具體補貼細則等政策落地。

二是技術上大規模儲氫、發電方案等仍待更多驗證。目前國內氫儲能技術鏈條已初步打通，如南方電網項目，采用固態儲氫存儲200立方氫氣，可持續穩定出力12小時、發供電1200度。但當儲能規模達到商業化的百兆瓦級后，電解槽達到數十臺，儲氫容量需求將達10萬立方，燃料電池發電系統達到百兆瓦，此時如何靈活調度電解槽及燃料電池容量，能否安全實現氫電耦合等，目前國內外均尚無參考案例。

三是在商業模式上定位不明確。氫儲能商業模式相對靈活豐富，如六安兆瓦級氫儲能項目，制取的氫氣既用于加氫站也用于并網調峰。但模式靈活也意味著需在不同應用及技術方向上進行平衡與取舍。如是首先保障對加氫站每日相對穩定的供應量，還是及時準備響應并網調峰突發性較強的調度需求；是選擇配備大規模儲氫罐，還是選擇構建柔性制氫-發電系統等。歸根到底，問題的核心在于發掘最具經濟性的模式方案。

來源：能景研究