成本未来有望降至5.5元/千克！氢储能成全球氢能发展新方向
氢能来源广泛、应用场景丰富，可实现电网、热网、油气网之间的联通耦合，是未来二次能源体系中电能的重要补充。绿色氢能的开发与利用已成为全球应对气候变化的重要途径和能源变革的重要方向，也将成为世界各国能源技术与产业竞争的焦点。
氢储能技术，即将富余电力用于制造可长期储存的氢气，成为能量的储存载体，1Nm 氢气大约可产生1.35kWh电能。燃料电池系统发电时，工作温度约为80℃~90℃，应用于热电联供时，可将水加热到50℃~60℃。相较于其他储能技术，氢储能具有长寿命、高能量密度等特点。狭义氢储能指的是通过可再生能源制氢，并利用燃料电池系统发电实现电网的调峰、调频功能。广义氢储能则包括制氢后将氢气通过长管拖车、管道输氢等方式运送至加氢站或其他应用场景的储能形式。
我国近期发布的《氢能产业中长期发展规划（2021-2035）》明确了可再生能源制氢在能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标，对氢能产业的高质量发展将发挥重要指导作用。相关机构预测，随着氢储能示范项目加速推广，以及氢能下游应用市场快速发展，预期到2025年氢储能新增装机量有望达到1518MW，未来几年氢储能市场呈现快速增长态势。
盐穴是地质储氢的理想选择
氢气可被注入盐穴、地下含水层、废弃油气田及矿坑等储气库从而实现大规模长周期存储。作为最轻的气体，氢易于扩散，因此氢储能对密闭性有着极为严格的要求。盐穴有良好的气密性，且盐不与氢气反应，是地质储氢的理想选择。目前全球有4个正在运营的盐穴储氢项目，其中3个位于美国墨西哥湾地区，而废弃油气田储氢尚在小型实验阶段。
美国早在20世纪70年代就已开始研究将氢气储于地下的可能性，大型储罐和地质储氢是美国能源部研发项目的重要组成部分。2019年，位于美国犹他州的“先进清洁能源储存”项目启动，项目计划2025年在该州德尔塔镇附近建立一个大型绿色储氢中心，并将电解水制氢储存在100个巨大的地下盐穴中，以平衡季节性的能源需求。2020年，美国能源部先后发布《氢能计划发展规划》和《储能挑战路线图》，地质储氢的识别、评估和论证被列为关键技术领域研发及示范重点。
2020年11月，英国政府推出一项新计划“绿色工业革命十点计划”，希望于2030年实现5吉瓦的低碳氢产能，并制定了“英国氢能网络计划”，旨在有效推动英国地下储氢的发展。2021年8月，英国发布首个国家氢能战略，盐穴储氢作为氢气储运方案被提及。英国地质调查局（BGS）强调了地质学在支持英国长期能源转型中的重要性，指出地下储氢是英国实现净零排放的四项技术之一。为了支持更多地使用地下储能技术，英国地质调查局正在进行试验，研究盐穴的可循环使用性和安全性。
除盐穴外，瑞典发起的地质储氢项目将采用岩洞储气库，目前处于建设中。澳大利亚和阿根廷在废弃油气田储存的天然气中混入了10%比例的氢气，项目正在试运营阶段，目前未发现对储气库和设备造成不利影响。此外，德国的南北跨区输气管网容量是输电容量的4倍，欧洲的储气总容量能达到全年用气需求的22.8%，相较其抽水蓄能的储能潜力仅为年发电量的1.65%，这意味着欧洲的供气管网有足够的容量输送、储存氢气及合成甲烷。
经济性方面，美国能源部针对地下管道储氢、内衬岩洞储氢、地下盐穴储氢的成本进行了分析。其中
500吨储氢规模地下管道储氢投资成本为516-817美元/千克，其中管道成本占比超过60%，剩余近40%为管道安装及工程建设成本，平准化储氢成本为1.87-2.39美元/千克；
内衬岩洞储氢投资成本为56-116美元/千克，其中岩洞挖掘、内衬、压缩机及管道成本占比约80%，平准化储氢成本（LCOHs）为0.31-0.43美元/千克；
地下盐穴储氢投资成本为35-38美元/千克，其中地下工程成本占比约50%，平准化氢储能成本为0.19-0.27美元/千克。
随着各类地质储氢压力增加，单位储氢空间需求及平准化储氢成本也随之下降。另据彭博新能源财经分析，目前盐穴、废弃气田、岩洞及人工容器基准储平准化储氢成本在0.19-1.9美元/千克，未来可能降至0.11-1.07美元/千克。
但有研究发现，采用枯竭油气藏或含水层储氢，氢气可能与储层中的古微生物或矿物成分发生反应，不仅会消耗掉部分储存的氢气，且产生的反应物也存在堵塞储层孔隙的可能，不利于氢气的长期储存。根据IEA《能源技术远景—清洁能源技术指南》，废弃油气田储氢目前面临的困难包括氢气在油气田孔隙储层可能发生的化学或生物学反应、微生物导致的氢气消耗、生成硫化氢有毒气体等。
电制燃料技术路径选择与成本紧密相关
电制燃料（PtX）是氢储能的新方向，它以电制氢为核心，将电能转化成为氢气、氨气、甲烷及汽柴油中的化学能，从而进入到后续的化工、交通、发电、供热、储气等丰富多样的终端应用中。目前基于低温电解技术（碱性、质子交换膜）的电解池已相对成熟，单堆功率已达兆瓦级，综合能效为60%～70%，高温固体氧化物电解技术有望将能效进一步提高至85%以上。
电制燃料的技术路径选择与投资成本紧密相关。由于电解槽投资成本较高，有研究显示电制燃料项目的年运行小时数至少需要达到3000小时，甚至6000小时才具有经济性。为此，可通过风电、光伏、水电等不同可再生能源发电打捆的方式实现绿电制氢，一方面可提升电解槽利用率，降低综合制氢成本，一方面可改善电解槽运行工况，延长设备使用寿命。此外，由于可再生能源系统存在快速瞬时变化与间歇波动特性，而化工生产又需要连续稳定，两者在技术上存在难以耦合的情况，因此通过电制燃料可破解氢气储存难题，实现上游制氢工艺与下游化工流程的解耦。
彭博新能源财经对比了液氢、合成氨两类电制燃料氢储能及有机液体储氢的平准化成本。其中，合成氨成本较低，在目前基准情景下氢气储能成本为2.83美元/千克（17.8元/千克），未来有望降至0.87美元/千克（5.5元/千克）。
我国应积极推进氢储能发展
考虑到与美欧相比，我国氢储能方面的研究起步较晚，氢储能项目数量和技术水平仍有较大差距。我国已建成27座地下储气库，形成100亿立方米调峰供气能力，最高日调峰能力超过1亿立方米，但尚无地下储氢库，地质储氢经济性研究不足。
地质储氢和电制燃料是需要政策、经济和技术支持的系统工程，当前看实现规模化和产业化的氢储能仍然任重道远。因此聚焦地质储氢和电制燃料两种技术路线，在梳理全球技术研发及示范工作进展的基础上，我国推进氢储能发展应从以下两方面着力。
我国应研究适合国情的氢储能技术路线。以美国、英国为代表的发达国家在氢储能技术示范方面已积累一定经验，我国氢储能发展应结合地质条件和电制燃料技术水平，合理借鉴国外案例与经验，选择符合国情的氢储能发展道路。
我国需要加大氢储能技术研发。目前氢储能还存在明显技术与成本问题，应加强国家层面支持政策设计，完善储能产业规划和科技创新政策体系，设立地质储氢和电制燃料专项资金，加大科研机构和企业研发支持力度。
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