国家发改委、国家能源局发布：氢能被明确纳入“新型储能”

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发布日期:2021-10-19
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[Descripción resumida]近期，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，氢能被明确纳入“新型储能”。

构建以新能源为主体的新型电力系统，加快新型储能规模化部署尤为关键。有研究表明，并与电化学储能互为补充，氢能有望成为一种重要的储能形式，但目前氢储能各环节产业化程度较低，需进一步规模化发展。

理想方案

资料显示、氢储能一般分为三种情况。首先是可再生能源电解水制氢；其次是电解制氢后、是电解水生产的氢气与二氧化碳合成甲醇进行储运及应用，包括燃料电池发电上网和氢燃料电池汽车等在交通领域的应用；除此之外，再用氢气发电。也就是说，电解制氢是氢储能产业链的源头。

风与光发电具有间歇性和波动性特征。会造成经常性断电或因电压过大而烧断电器，如果将风光发电直接供应给终端用户。为解决上述问题。可以在风光较弱时进行补充发电，利用智能电网分时消纳不稳定电力，发电端利用大量电池组存储电能，或选择直接接入国家电网。但业内专家指出，这两种情况都存在成本高、技术难度大等弊端。

“对于风力、光伏等不稳定能源发电、氢储能是一个非常理想的解决方案。电解水制氢可以根据电力系统需求、有效利用风光发电过程中不可上网的、质量较差的电力，随时调整氢气产量。” 北京久安通氢能科技有限公司总经理、教授级高级工程师张立芳表示。已被证明是合理且有效的，这一技术路径经过多次课题验证。

“通过建设专门的制氢站，氢气制取成本也会相应降低，利用风光发电形成一个微网用于制氢，由于弃风弃电电费不高。”张立芳认为。一旦加以利用，将大有好处，现在很多电厂的风光电被白白浪费。

张立芳表示、氢储能的效率并非是所有储能方式中最高的，但其未来发展潜力巨大，从效率上来说。在整个产业链中、氢储能将发挥出重要作用，利用可再生能源电解制氢并储运应用，如果将可再生能源与氢储能相结合。

优势显著

根据国际可再生能源机构的测算、其余均来自煤炭、天然气以及石化领域，目前全球仅有4%的氢气来自电解水制氢。在我国富煤、贫油、少气的能源结构下。电解水制氢比例不到2%，可再生能源制氢未来发展空间巨大，国内煤制氢的占比超过60%。

张立芳表示、相较于化石能源制氢方式，更符合燃料电池应用过程中的要求，电解制氢的氢气质量非常高。虽然煤制氢等传统方式制取的氢气价格更加便宜，但在碳达峰、碳中和大背景下并不能持续。

“氢储能与其它储能方式相比有很大不同。首先，氢作为二次能源，可直接储存，而电化学储能，目前来看，直接储电的能量密度还不够高，对将来的应有有一定限制；其次，电化学储能效率低，同时也面临安全性和单位能量成本高等问题，而燃料电池的重量功率密度可达400 瓦/千克，体积功率密度达到4000瓦/千克，未来有望达到2000瓦/千克，高于锂电池的150瓦/千克—200瓦/千克，其开放的系统储能方式使续航里程更长。”

在张立芳看来，实现长时间、跨季节储能，在交通、工业和可再生能源等领域具有广泛的应用场景，氢可以通过储存运输。他强调、氢储能在一些技术节点需要进一步优化和提高，考虑到发电量功率和电压波动较大，现阶段，去着力提高电解设备应对电网电功率波动大的技术和控制策略水平，如在电解水制氢厂站建设中。

共谋发展

虽然一些发电企业对氢储能产业感兴趣，却有不少怎样布局、能否回本、有没有足够的终端用户等之类的顾虑。张立芳认为，这些担心没有必要。目前全国氢气的售价在60-80元/公斤，如果合理利用风光弃电，保证电价便宜的基础上，氢气价格将更具竞争力，成本价能够达到15-18元/公斤。随着氢储能的规模化应用、绿氢成本也会很快与煤制氢持平，成本下降会非常快。

与此同时、后续的产业进程需要各环节共同进步，短期来看，氢储能的发展速度将慢于电化学储能，降低成本，张立芳指出，部署氢储能的前期设备投入巨大，完善基础设施，除了风光发电设备和点解制氢设备，制取的氢气还需储存、升压、运输，因此。

国家发改委、国家能源局发布：氢能被明确纳入“新型储能”

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近期， 氢能被明确纳入“新型储能”，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》。

构建以新能源为主体的新型电力系统，加快新型储能规模化部署尤为关键。有研究表明，并与电化学储能互为补充，氢能有望成为一种重要的储能形式，但目前氢储能各环节产业化程度较低，需进一步规模化发展。

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理想方案

资料显示，氢储能一般分为三种情况。首先是可再生能源电解水制氢；其次是电解制氢后，再用氢气发电，包括燃料电池发电上网和氢燃料电池汽车等在交通领域的应用；除此之外，是电解水生产的氢气与二氧化碳合成甲醇进行储运及应用。也就是说，电解制氢是氢储能产业链的源头。

风与光发电具有间歇性和波动性特征。会造成经常性断电或因电压过大而烧断电器，如果将风光发电直接供应给终端用户。为解决上述问题。可以在风光较弱时进行补充发电，利用智能电网分时消纳不稳定电力，发电端利用大量电池组存储电能，或选择直接接入国家电网。但业内专家指出，这两种情况都存在成本高、技术难度大等弊端。

“对于风力、光伏等不稳定能源发电，氢储能是一个非常理想的解决方案。电解水制氢可以根据电力系统需求，有效利用风光发电过程中不可上网的、质量较差的电力，随时调整氢气产量。” 北京久安通氢能科技有限公司总经理、教授级高级工程师张立芳表示。已被证明是合理且有效的，这一技术路径经过多次课题验证。

“通过建设专门的制氢站，氢气制取成本也会相应降低，利用风光发电形成一个微网用于制氢，由于弃风弃电电费不高。”张立芳认为。一旦加以利用，将大有好处，现在很多电厂的风光电被白白浪费。

张立芳表示、氢储能的效率并非是所有储能方式中最高的，但其未来发展潜力巨大，从效率上来说。在整个产业链中、氢储能将发挥出重要作用，利用可再生能源电解制氢并储运应用，如果将可再生能源与氢储能相结合。

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优势显著

根据国际可再生能源机构的测算、其余均来自煤炭、天然气以及石化领域，目前全球仅有4%的氢气来自电解水制氢。在我国富煤、贫油、少气的能源结构下。电解水制氢比例不到2%，可再生能源制氢未来发展空间巨大，国内煤制氢的占比超过60%。

张立芳表示、相较于化石能源制氢方式，更符合燃料电池应用过程中的要求，电解制氢的氢气质量非常高。虽然煤制氢等传统方式制取的氢气价格更加便宜，但在碳达峰、碳中和大背景下并不能持续。

“氢储能与其它储能方式相比有很大不同。首先，氢作为二次能源，可直接储存，而电化学储能，目前来看，直接储电的能量密度还不够高，对将来的应有有一定限制；其次，电化学储能效率低，同时也面临安全性和单位能量成本高等问题，而燃料电池的重量功率密度可达400 瓦/千克，体积功率密度达到4000瓦/千克，未来有望达到2000瓦/千克，高于锂电池的150瓦/千克—200瓦/千克，其开放的系统储能方式使续航里程更长。”

在张立芳看来，实现长时间、跨季节储能，在交通、工业和可再生能源等领域具有广泛的应用场景，氢可以通过储存运输。他强调、氢储能在一些技术节点需要进一步优化和提高，考虑到发电量功率和电压波动较大，现阶段，去着力提高电解设备应对电网电功率波动大的技术和控制策略水平，如在电解水制氢厂站建设中。

共谋发展

虽然一些发电企业对氢储能产业感兴趣，却有不少怎样布局、能否回本、有没有足够的终端用户等之类的顾虑。张立芳认为，这些担心没有必要。目前全国氢气的售价在60-80元/公斤，如果合理利用风光弃电，保证电价便宜的基础上，氢气价格将更具竞争力，成本价能够达到15-18元/公斤。随着氢储能的规模化应用、绿氢成本也会很快与煤制氢持平，成本下降会非常快。

与此同时、张立芳指出，因此，制取的氢气还需储存、升压、运输，后续的产业进程需要各环节共同进步，降低成本，完善基础设施，氢储能的发展速度将慢于电化学储能，除了风光发电设备和点解制氢设备，短期来看，部署氢储能的前期设备投入巨大。

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