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储能技术简介
储能技术是指将多余的电能储存起来作为备用和调剂，一般用于可再生能源行业。相比传统的火电，风电、光伏等可再生能源发电形式存在间歇性，尤其是风电，发电过程时有时无，时强时弱，因此常被误解为“垃圾电”“抽风电”。通过储能技术，可以平缓发电过程的间歇波动，消除最大负荷电量，使电力资源处于随时可用的状态。
储能技术对比
目前储能技术种类多样，可划分为机械储能、电化学储能和电磁储能，各有其优缺点和应用场景。物理储能具有高能量密度、长期存储、成本低等优点，但充电速度较慢，部分技术要求特定场景；化学储能具有高能量密度、快速充放电等优点，但存在腐蚀、自放电等问题；电磁储能具有高功率密度、快速充放电等优点，但成本较高。
相比其他储能方式，氢储能虽然存在转化率较低，成本偏高等问题，但选址灵活，响应速度快，非常适合长期、大容量的储能场景。
在国家发改委和国家能源局出台的《“十四五”新型储能发展实施方案》等文件中，明确了长时储能的时间尺度分为三种：日长时储能（4至12小时）、周长时储能（12至100小时）和季长时储能（100小时以上）。根据目前经验来看，日长时储能首选抽水蓄能路线；周长时储能可选择压缩空气储能、熔盐储热和液流电池等路线；季长时储能首选氢储能路线。
投资成本是限制氢储能的发展和应用的最大原因，经粗略统计，国内氢储能系统的初始投资约1.3万元/千瓦，而抽水蓄能的成本仅为7,000元/千瓦，电池储能则为2,000元/千瓦。不过随着我国氢能产业的发展，氢储能有着较大的降本空间，例如占氢储能设备总成本70%的燃料电池系统，近年来核心材料和关键部件正加速国产化，价格正以每年20%的速度持续下降，氢储能的市场空间将逐渐打开。
氢储能系统
氢储能系统一般由制氢、储氢、发电三部分构成。
资料来源：基于“电-氢-电”过程的规模化氢储能经济性分析
目前国内单个氢储能项目的平均规模约25MW，根据中电储能工程技术研究院和浙江大学工程师学院专家测算，氢储能各组件的技术规格如下：
资料来源：基于“电-氢-电”过程的规模化氢储能经济性分析
氢储能应用场景
氢储能定位于长周期、跨季节、大规模和跨空间能量储存，在新型电力系统“源、网、荷”中拥有丰富的应用场景。
资料来源：氢储能在我国新型电力系统中的应用价值、挑战及展望
电源侧的氢储能形式主要是指风光电项目的配套制氢、储氢系统，其作用为：消纳风光弃电、平抑风光出力波动、补偿风光实际功率与计划出力间的差额。目前我国多数省份都已出台新能源强制配置储能政策，储能配置比例一般在5%～20%。风光电项目储能规模大，且对长期储能的需求较高，适合采用氢储能模式。在国家电网的新型电力系统规划中，长期储能被多次提及，可以在长时间维度上平抑新能源发电带来的波动，以保障季节性及极端天气下的电力供应。
电网侧的氢储能形式主要为变电站的制氢、储氢系统，其作用为：提供调峰辅助容量、维护电力系统稳定、缓解输配线路阻塞。近年来，我国风光电产业快速发展，电力结构变化导致电网峰谷差不断扩大，电力调峰辅助服务面临着较大的容量缺口。理论上氢储能可提供非常可观的调峰辅助容量，但由于成本较高，且成本疏导机制不完善，目前阶段电网企业投资氢储能的积极性不高。
负荷侧的氢储能形式主要为氢燃料电池发电站与制氢加氢一体站，其作用为：填谷弥补电价差额、提供应急备用电源。我国为降低尖峰负荷，已全面推行分时电价政策，并且支持进一步增大峰谷电价价差比例。国家发改委在进一步完善分时电价机制的通知中，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4∶1，其他地方原则上不低于3∶1。3至4倍的峰谷电价价差，开始倒逼一些高耗能企业配备储能设施，但负荷侧的储能时间一般较短，一般采用其他成本较低的储能路线。虽然部分省份也开始实行季节电价价差，但由于价差比例低，长时储能带来的经济效益也相对有限。
氢储能市场
2022年国内氢储能装机量约68MW，在新型储能中的占比不到0.1%。随着氢储能示范项目加速推广以及电网系统对长时储能的需求，预计氢储能将在未来几年快速增长态势。根据机构预测预期，到2025年我国氢储能新增装机量有望达到1518MW。
结语
近年来，我国储能行业在政策和市场的叠加推动下，实现了快速增长。截止2023年，我国电力储能项目累计装机规模86.5GW，接近全球市场总规模的1/3。随着行业发展，我国储能配置的不平衡问题日渐突出，据国家能源局统计，我国新型储能的平均储能时长仅为2.2小时，为保证新型电力系统的健康运行，加速长时储能建设成为了必然选择。氢储能作为季长时储能的首选方案，也将得到更多发展机会。
（通讯录）
