新型储能——氢储能

　　氢储能具有大容量长周期存储、质量能量密度高、存储方式灵活多样等优势。目前，我国氢储能应用场景向多个领域拓展，从试点试验朝着适应规模化应用的方向发展。

　　氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源。氢能可分为绿氢、灰氢、蓝氢等。其中，绿氢是指利用可再生能源发电，通过电解方式制取的氢。绿氢在制取过程中基本不产生温室气体，是目前氢能发展的主要趋势。

　　氢储能是以氢能为核心能源载体，基于电解水制氢、氢储运及氢能多元应用技术发展起来的一种新型储能技术。从概念上讲，氢储能有广义和狭义之分。狭义的氢储能基于“电—氢—电”的转换过程，利用富余的新能源发电进行电解水制氢并存储，在用电高峰期时，储存起来的氢能可利用燃料电池或氢燃机进行发电以及热电联供。广义的氢储能强调“电—氢”单向转换，将电能转化为氢进行存储，灵活应用于多个领域。

　　在氢储能的全链条能量转化过程中，关键技术包括电解水制氢、氢储运和氢发电技术等。电解水制氢是一种清洁的制氢方式，技术工艺过程简单，产品纯度高。根据技术路线的不同，可将电解水制氢技术分为碱性电解水制氢、质子交换膜电解水制氢、阴离子交换膜电解水制氢和固体氧化物电解水制氢四类。当前在运电解水制氢项目以碱性电解水制氢为主，质子交换膜电解水制氢为辅，阴离子交换膜电解水制氢等技术还处于基础研发或试点示范阶段。

　　氢储运是连接氢的生产和利用的关键环节。开发安全、大容量、低成本、灵活方便的氢储运技术是氢储能高效应用的关键。目前，氢储运技术可以分为高压气态储运氢、低温液态储运氢、固态储运氢和有机液体及氨储运氢等，另外还有一些新兴的储氢方式，如地下存储。

　　氢能发电主要通过氢燃料电池、氢燃机发电两种技术路线实现。氢燃料电池通过电化学反应，直接将氢燃料中的化学能转变为电能，具有工况平稳、体积小、零排放的优点。但单体容量小，主要用于靠近用户的分布式热电联供系统或中小型分布式电站。相对于燃料电池发电，氢燃机发电具有单机功率大的优点，且可依托现有成熟的燃气轮机工业体系，发挥氢气扩散系数大，混合气均匀程度高，燃烧充分的优势，实现稳定高效的燃烧。

　　氢储能可通过“电—氢”转换模式，建立电力与其他领域的耦合协同，应用场景丰富。

　　在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，氢储能通过“电—氢—电”双向发挥作用，满足用电负荷需求，起到日内调节作用。应对电源—负荷季节性差异、极端天气带来的保供压力，氢储能可以跨季节、长周期储能，较电化学储能更具有经济性。

　　在海岛等配电基础设施建设滞后地区，可采用“新能源+氢储能+燃料电池”发电方式，通过氢燃料电池提供电源，解决供电问题，并可以热电联产联供的方式满足多种用能需求。

　　此外，不同区域的资源禀赋不同。例如，青海白天光伏发电量大，晚上全时段电源不足，可通过氢储能技术实现“电—氢—电”大规模转化利用。湖南白天依托特高压送电和本地光伏自发，晚高峰供电不足，可通过氢储能实现“氢—电”转化，保障晚高峰用电。目前，“沙戈荒”地区是我国超前布局氢储能的主要场景。

　　现阶段，受技术、成本、标准等因素制约，氢储能仍面临制氢成本高，大规模储运技术不成熟，项目落地周期长等诸多挑战。目前，氢储能在我国处于商业化初期阶段，还将从试点试验朝着适应规模化应用的方向发展。

　　2022年7月，国内首个海岛绿氢综合能源示范工程——国家电网浙江台州大陈岛氢能综合利用示范工程投运，工程在全国海岛氢能的综合利用和商业模式探索中发挥示范作用。同月，国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站——安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范站投运，实现了首次氢电协同参与调度侧并网联调，标志着大容量储氢发电从实验室走向了实证阶段。

　　浙江台州大陈岛氢能综合利用示范工程

　　2022年7月8日，国家电网浙江台州大陈岛氢能综合利用示范工程投运。这是全国首个基于可再生能源电解水制氢的海岛绿氢能源示范项目。

　　位于东海的大陈岛风能资源丰富，年平均风速6.8米/秒，年有效风能时数达7000小时。目前大陈岛有风力发电机34台，平均每年可发电6000多万千瓦时。

　　大陈岛氢能综合利用示范工程充分利用夜间富余风电制氢储能，有效促进清洁能源就地消纳，实现削峰填谷，提高供电可靠性。工程采用新型固体聚合物电解水制氢技术，制氢功率达100千瓦，配套200立方米储氢系统和100千瓦氢燃料电池发电系统，构建了“制氢—储氢—燃料电池”热电联供系统，实现了大陈岛清洁能源百分百消纳和全过程“零碳”供能。

　　该工程应用了制氢/发电一体化变换装置等首台首套装备，实现了国内首套氢综合利用能量管理系统和安全控制技术突破，系统综合能效超过72%，达到国际领先水平。工程投运后，每年消纳岛上富余风电36.5万千瓦时，产出氢气73000立方米(标准状态下)，可发电约10万千瓦时，能够在用电高峰和紧急检修阶段作为应急电源，持续供电约2.5小时。

　　安徽六安兆瓦级 氢能综合利用示范站

　　国家电网安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范站是国家电网公司科技项目“兆瓦级制氢综合利用关键技术研究与示范”的配套工程。自2019年起，国网安徽电力完成可研评审、项目开工和集成测试，于2022年7月在安徽六安投运国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站，实现了首次氢电协同参与调度侧并网联调。

　　安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范站是集新能源消纳、制氢、储氢、发电、供热于一体的新型综合能源工程，是国内首次对具有全自主知识产权“制、储、发”氢能技术的全面验证和工程应用，工程投运标志着我国首次实现兆瓦级“制氢—储氢—氢能发电”全链条技术贯通。

　　安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范站位于六安市金安区经济技术开发区，额定装机容量1万千瓦。国网安徽电力联合中国科学院大连化学物理研究所、清华大学、国网智能电网研究院有限公司、中国能源建设股份有限公司等单位开展技术攻关，历经近3年时间，先后突破膜电极兆瓦级放大产生的传质电压损失等20余项技术瓶颈，成功实现整站从绿电到绿氢再到绿电的零碳循环。

　　截至目前，该站已累计运行3900余小时，制氢约66万立方米(标准状态下)，发电约100万千瓦时，2024年完成调峰30余次，2025年1月至8月已完成调峰16次。

　　来源：国家能源局官网、《人民日报》《科技日报》《新型储能百问百答》、国网安徽电力、国网浙江电力等