十四五期间，我国能源结构发电侧快速转型，电网侧承受较大压力。一方面，可再生能源快速成长为主流发电来源。根据国家能源局数据，2022年底我国可再生能源总装机量首次超过了火电。另一方面，电网调度能力受到挑战。可再生能源发电“靠天吃饭”，不但发电小时远短于火电，而且发电高峰与下游用电高峰错位，传统电网调度能力难以满足需求。据国家能源局披露，2022年底我国电力消费中可再生电力尚不足30%。
可再生能源装机和火电装机同样在增长，长时储能迫在眉睫
为缓解发电结构转型给电网带来的压力，近年来我国火电装机不降反增。为弥补可再生能源发电缺口，各地方需要 “火电调峰”兜底。据国家统计局数据，2017年至2022年我国火电装机总量与发电量持续增长，2022年火电发电量同比增长2.7%左右。
在此背景下，没有火电的企业在获取风电、光伏项目开发指标时将十分被动。在2018年国家发改委印发的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》中，首次将各地火电灵活性改造规模与新能源规模总量挂钩。相应地，为保障可再生能源利用率，部分地区分配可再生能源开发指标时会与企业的调峰能力进行捆绑，且倾向于拥有“火电调峰”资源的企业。如国家能源集团，既是我国最大火力发电企业，也是我国风光累计装机规模最大企业之一。
配储成为“解绑”火电调峰的方案，各地长时储能政策呼之欲出。2022年发改委等部门发布的《“十四五”可再生能源发展规划》中，提出要明确新型储能的独立市场主体地位。在地方层面，新能源开发“强制配储”政策也已常见不鲜，且有向着长时储能发展的趋势。尤其甘肃、福建、湖北、吉林、辽宁、黑龙江、安徽等省份的配储政策中，明确要求电源侧配储的调峰时长超过4小时。
效率是否为储能关键？安全性和适用场景才是
从电到氢再到电的氢能储能模式一直被诟病能量效率较低等问题，但其发展前景应综合考虑储能行业发展阶段与需求，以及其可行性和适用性。
储能并网运行的前提是安全可靠，相关政策也开始聚焦储能安全。目前主流的锂电储能在中低容量储能场景下优势较为突出，但锂电储能技术相对复杂，安全性对电堆等的加工工艺等要求较高。在国家能源局发布的《防止电力生产事故的二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》中，曾提出在大中型储能电站禁用三元锂，可见政府对安全性的重视高于技术、效率等。
对氢储能来说，氢的物理及化学性质决定了其具有较高的安全性。首先氢质量轻，泄露后向上扩散较快，不易产生可爆炸气雾；而且氢点燃后火焰向上，波及范围较小。其次氢燃烧后产物为水，无污染。而且氢在化工领域已有较长时间的应用基础，已形成了相对完善的安全管理方案与标准体系。
我国储能技术发展多路线并行，最终的技术使用取决于新型电力系统中多元化的储能适用场景。如抽水蓄能，储能容量大、效率高，在电网侧进行削峰填谷优势突出。但一方面抽水蓄能仅适合在水资源相对丰富的东部地区展开，另一方面规模、地点不够灵活，在发电侧、用户侧等仍需锂电、氢储能等进行补充。
对氢储能来说，其技术路径丰富多样，可实现多场景灵活应用。如可采用固态储氢制造储氢模块，用于户用储能；采用管道输氢，实现西北边远地区、海上风电等场景低成本电力外送；采用液氢、醇氨储氢、盐穴储氢等，用于氢储能电站大规模跨季储能等。
储能本质是通过存储能量或者换一种方式存储能量来减小损失，后者必将带来一定的效率损失。对氢储能来说，由电到氢再到电，能量损失约60%以上，若采用热电联供则总能量损失可减少到35%左右。从主流的储能效率比较来看，锂电储能电能损失在10%以下，但在长时保存下存在自放电、容量上限减损问题；其他可长时储存电力的机械储能如抽水蓄能等，能量损失一般在25%以上。
效率是影响综合用能成本的关键。对发电站配储而言，储能扎根于整体项目中，更似辅助作用。一方面因其可实现大规模存储的特点，帮助将无法上网的、无法利用的“弃电”、“指标”利用起来，让多数发电企业能从捆绑火电等的路径中解放出来。
二是其综合成本更与发电成本挂钩，随着风电、光伏等技术成本的快速下降，新疆内蒙等地的光伏、风电发电成本接近0.1元/kwh，如不算其他建设投入，考虑能量转化损失，储能部分发电成本不到0.2元/kwh，却带来了更多发电量的利用。
氢储能成本与收益受应用场景、商业模式、并网离网使用情况、可再生能源及并网电价、地区用电消纳情况等多维度因素影响，不同考虑情况下，成本不同。
国内氢储能已进入示范阶段，在政策、技术、模式上仍需探索
目前，国内至少已有3项氢储能示范项目建成。其中2项已成功并网发电，一项是国家电网在安徽六安建设的MW级氢储能项目，2022年投运；一项是南方电网在广州与昆明进行的固态储氢并网发电项目，2023年投运。此外，2023年9月克拉玛依一项氢储能调峰电站项目开工，氢储能调峰规模2.64GWh，规划2024年建成，建成后或将成为我国最大氢储能项目。
总体来看，国内氢储能仍处于小规模科研示范项目阶段。六安项目、南方电网项目等在氢储能技术、商业模式等方面初步进行了一些验证与突破，但在进入商业化开展上也还存在一些问题需要解决：
一是政策上总体尚停留在发展规划阶段。典型如发改委等发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中，提到培育“风光发电+ 氢储能”一体化应用新模式，在广东、山东等各省级的氢能发展规划中氢储能也属于标配，但尚未有具体补贴细则等政策落地。
二是技术上大规模储氢、发电方案等仍待更多验证。目前国内氢储能技术链条已初步打通，如南方电网项目，采用固态储氢存储200立方氢气，可持续稳定出力12小时、发供电1200度。但当储能规模达到商业化的百兆瓦级后，电解槽达到数十台，储氢容量需求将达10万立方，燃料电池发电系统达到百兆瓦，此时如何灵活调度电解槽及燃料电池容量，能否安全实现氢电耦合等，目前国内外均尚无参考案例。
三是在商业模式上定位不明确。氢储能商业模式相对灵活丰富，如六安兆瓦级氢储能项目，制取的氢气既用于加氢站也用于并网调峰。但模式灵活也意味着需在不同应用及技术方向上进行平衡与取舍。如是首先保障对加氢站每日相对稳定的供应量，还是及时准备响应并网调峰突发性较强的调度需求；是选择配备大规模储氢罐，还是选择构建柔性制氢-发电系统等。归根到底，问题的核心在于发掘最具经济性的模式方案。
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