氢储能系统由于具备大容量、长周期、清洁高效的特性，被认为是能够良好匹配可再生能源电力的储能方式。氢储能如何储？关键技术是什么？
氢在储能中的角色定位
可再生能源的波动性对传统电网系统提出了新要求。为了适应可再生能源发电的波动特性，电网需要配备绿色储能解决方案，使其能够消纳可再生能源产生的盈余电力并储存至电力短缺时再释放，通过大规模、长时储能平滑可再生能源的季节性波动。
氢是一种高效清洁的能源载体，能量密度高且零碳。氢储能系统作为一种化学储能形式，可以以月度或季度的长周期储存能量。区别于其他储能方式，氢储能受地理因素限制较小(不像抽水储能),还可通过增加氢气储罐尺寸，以较低的边际成本，独立于发电和制氢的规模而扩大其储能能力。此外，氢的跨区域运输比较容易(而这对于固定式电池来说几乎是不可能的),且作为化工原料已经广泛使用于各种下游应用场景。氢储能具备诸多优势，在碳中和的时代背景下前景无限，且目前全球各地已开始积极的产业示范。
展望未来，随着能源结构的转变，储能市场将出现多样化的技术路径，各路径在实际应用中互为补充。2021年底，全球储能总容量已超过200吉瓦。其中抽水蓄能(86%)仍然是最广泛使用的长周期、大规模储能技术：其次是主要用于短期和分布式可再生能源存储的锂电池储能(11%)。随着可再生能源比例提升，氢储能预计将在发电侧可再生能源的大规模、长周期储能中发挥愈发关键的作用，尤其是在中国西北等风光资源丰富的地区。
以氢能为核心的化学储能系统涵盖了氢气制备、储运以及以氢为燃料的发电21(参阅图12)。氢储能应用的核心是氢与其它能量形式(尤其是电)之间的转换。在双向的“电—氢—电”过程中，富余的可再生能源发电，通过电解制氢系统制备氢气，然后将氢气储存下来，再用于燃气轮机或燃料电池发电。整个过程中没有碳排放，水和热量是唯一的副产物。而在单向的“电一氢”过程中，储存下来的氢气则可作为一种商品进行运输，并在工业和交通等多领域得到应用。
电网系统的容量和灵活性可以通过氢储能在发电侧、电网侧和用电侧的部署得到提升和优化。在发电侧，氢储能在“电—氢—电”转换过程中，可以促进可再生能源的消纳，平抑出力波动、缩小与计划出力的误差；在电网侧，氢储能可用于调峰辅助、负载均衡；在用电侧，则可以作为灵活性资源参与需求响应，用于峰谷套利，或作为备用电源以及离网电源使用。
氢储能的进展和挑战
目前，全球氢储能已进入示范应用阶段，已有在实际电网中进行的完整兆瓦级示范项目。近年来，多个国家均在积极进行大规模氢储能项目的示范。
在中国，在接下来的三年里，规划总规模超过200兆瓦的氢储能项目将陆续落地。例如，2021年12月，国家电网子公司与大连化学物理研究所合作，在安徽六安投入使用了质子交换膜电解制氢、储氢和氢燃料电池发电系统。该项目制氢能力为220立方米/小时，配备了一个200千克的储氢容器(20MPa)和六套200千瓦的燃料电池发电系统。
在法国，Smurfit Kappa集团成功打造了氢能综合利用示范项目Hyflexpower,该项目由电解水制氢设备生产氢气，并实现了30%掺氢的燃气轮机发电，成为了全球首个工业级规模的氢储能发电示范项目。
在美国，ACES项目旨在开发世界上最大的氢储能系统设施之一，该项目将为犹他州三角洲地区的Intermountain电厂提供跨季节长时储能。该火电厂将在2025年之前被改造成840兆瓦的联合循环机组，实现掺氢30%燃烧发电，并在2045年之前实现100%燃氢发电。
在日本，近70家能源企业、科研院所与相关组织发起SIP“能源载体”项目,自2014年以来一直致力于氨作为零碳燃料和氢能载体的相关技术研发与产业应用示范工作。目前，在中小型燃气轮机的掺氨燃烧和锅炉的煤粉掺氨燃烧发电等领域，均取得明显研究成果和产业化应用。
然而，氢储能这一领域也面临着诸多挑战。由于“电—氢—电”过程往返效率较低，且氢储能基础设施不成熟，目前氢储能系统的总体经济性较差，无论是技术还是商业化层面均存在进一步突破的空间。
受技术和规模的制约，与其他储能系统相比，氢储能系统在当前缺乏经济性上的竞争力。研究表明，目前国内氢储能系统的初始投资高达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。
氢储能系统最大的成本构成是固定式燃料电池系统，占总投资的近七成。为了实现更广泛的应用，氢储能系统(特别是燃料电池系统)仍然需要持续的技术创新来提升性能，并将成本降低至有商业竞争力的水平。
为了解决这一问题，燃气轮机、锅炉、燃料电池制造商以及相关的研究机构正不断推进技术创新，并通过示范项目不断验证和突破整体商业可行性。例如，氢燃料在热电联产中的应用，因其更高的效率(包括热效率)而受到关注。此外，相关方也在积极探索新的技术路线，如高温可逆燃料电池(RFC)等。
此外，业内也在持续努力推进氢能在下游产业的直接应用，比如在燃料电池汽车加氢站中的应用。氢能的直接利用省去了氢电转化过程中的能量损失，进而能够提升整体经济性。麻省理工学院的一项研究表明，基于目前电网电价较低的情况，短期内氢能的终端直接应用相比其在发电侧的应用更具经济性优势。
以中国西北地区的某即将投入运行的绿氢示范项目为例，该项目预计利用上游光伏电站的绿电直接驱动总规模超过50,000标准立方米/小时的电解水制氢系统来生产绿氢，并供应到石油炼化工厂，实现大规模氢储能及氢能综合利用。这一项目受益于当地丰富的光照资源，其绿氢成本可以与当地的灰氢价格持平，甚至在一定条件下更优。
氢—电转化关键技术
通过“氢—电”转化实现高效氢能利用，是绿色氢能产业发展中的关键一环，是实现清洁能源转型的重要抓手。氢电转化的经济性高度依赖于上游制氢和中游储运的成本突破，因此大规模发展仍需五到十年时间。尽管面临诸多挑战，开拓者们仍在积极进行相关技术的研发和项目试点，以探索氢能的未来。
氢电转化依赖于能量转换装置，主要包括燃气轮机、锅炉和燃料电池。目前对这三种技术的观点是，燃料电池理论上更适合于分布式发电，而燃气轮机和锅炉则适用于集中式的大型发电厂(参阅图25)。据国际能源署，全球已宣布和在建的氢气和氨气发电项目将于2030年达到3.5吉瓦，其中约85%装机量为氢或氨燃气轮机和锅炉，氢燃料电池和燃煤电厂掺氨燃烧分别占10%和6%左右。
氢燃料燃气轮机
在燃气轮机中燃烧氢或氨燃料，是实现以天然气为燃料的燃气轮机脱碳的一个颇具潜力的途径：通过掺入30%体积分数的氢，可以减少约10%的碳排放。燃气轮机已在全球电力行业广泛应用，现有机组只要通过一定的升级改造就可具备掺氢、掺氨燃烧能力。长期来看，技术研发有望推动新造燃机机组实现100%燃氢。
燃气轮机最初为燃烧天然气而设计，已是一种成熟的发电设备。尽管燃气轮机具有一定的燃料灵活性，但由于氢气和天然气的燃烧特性差异较大，氢气的掺入会影响燃烧及火焰的稳定性，导致运行可靠性、成本和排放等问题。因此，在燃机中燃烧富氢燃料在技术上仍具有挑战性，需要对进气系统、阀门和管道、燃烧室等结构进行改造升级。该领域的研发致力于解决如下问题:
回火：氢气的燃烧速度明显快于天然气，这意味着氢气的火焰会快速向上游进气喷嘴传播，火焰的高温会造成大范围硬件损坏。燃机制造商正在开发检测和避免回火的方法。
自燃：氢的高反应性会增加燃料预混合阶段的自燃风险，这需要对燃烧室进行更精细的设计(如多喷嘴布置),以防止燃烧室和喷嘴过热或损坏。
热声不稳定性：氢火焰的热声不稳定引起的振荡会引发部件振动、贫油熄火和回火等问题，这些问题会影响燃气轮机的可用性，需要通过改进系统设计和开发更可靠的监测和控制系统来避免。
氮氧化物(NOx)排放：氢气虽然是一种无碳燃料，但其因绝热燃烧温度高于天然气，在燃机中燃烧时仍然会产生NOx排放。减少NOx排放最先进的技术是稀薄预混燃烧器(LPM)。
燃氢燃气轮机发电目前处于商业化示范阶段。大多数示范项目从15%-30%体积分数掺氢开始，逐步向更高比例掺氢的目标推进。这是因为30%的掺氢比例通常被视为需要对燃烧室和进气系统等关键结构进行重要改造的临界值。
截至目前，西门子能源的燃气轮机已具备燃烧75%体积分数的氢气混合气的能力，100%的燃氢燃气轮机也在研发中，预计于2030年发布。在中国，国家电投集团于2022年9月宣布在运燃机成功实现30%掺氢燃烧改造和运行,于2022年10月获得国内首台纯氢燃气轮机示范项目批复，一套1.7兆瓦级机组计划于2023年年底投入运营。
同时，氨燃料燃气轮机的技术路线尽管相对小众，但也引起了日本等国家的关注。例如，为了响应日本的氨燃料发展规划，日本IHI集团于2022年6月发布了世界上第一台使用100%液氨燃料的2兆瓦燃气轮机,三菱动力则计划在2025年建成世界上第一台40兆瓦级燃氨燃气轮机机组。
掺氢、掺氨锅炉
在燃煤火电机组中掺氨或掺氢燃烧，可以有效降低碳排放。在中国的能源结构中，煤炭的占比较高，燃煤火电锅炉因此有着广泛的分布与应用。在能源转型与碳减排的双重背景下，掺氢、掺氨火电锅炉的改造势在必行。
燃煤锅炉进行掺氢、掺氨燃烧时，气体的燃烧速度均远高于煤粉，因此主要技术难点在于锅炉燃烧器的改造和氮氧化物(NOx)排放的控制。对此，海内外多所科研机构近年来进行了深入的研究，通过包括多燃烧器设计、气体注入燃烧炉策略控制等方式，均能够实现掺氢、掺氨的锅炉燃烧发电。
相关技术目前已经在国内开展了示范应用，如国家能源集团在2022年以35%掺烧比例在40兆瓦燃煤锅炉上实现了混氨燃烧工业应用,安徽省能源集团也于2023年宣布实现了现役煤电机组100-300兆瓦多种工况负荷下掺氨10%-35%平稳运行。
固定式燃料电池
相对于燃气轮机和火电锅炉，通过燃料电池进行氢电转化具有灵活(快速启停、支持小功率输出)、清洁(无NOx排放)、低噪声的优势。
燃料电池发电技术一般用于0.5千瓦至2兆瓦规模的分布式电源，应用场景包括住宅和商业楼宇的微型热电联产系统、不间断电源和电力公司发电装置。
截至2021年底，韩国、北美和日本是采用固定式燃料电池发电系统的主要市场(参阅图26)。由于各国和地区的顶层规划和政策有所差异，技术路线和应用场景也大相径庭。
韩国和美国积极推动固定式燃料电池发电在工业级和电网级的应用，技术路线以固体氧化物燃料电池(SOFC)和磷酸燃料电池(PAFC)为主。2021年10月，韩国浦项能源公司和斗山燃料电池公司合作建造了一个79兆瓦级PAFC发电厂，创下了当时世界最大的燃料电池发电厂纪录。而在美国，燃料电池主要用于企业和工业园区的自备电厂，以减少对电网的依赖或实现绿色能源目标，项目规模通常在数百千瓦到几兆瓦之间，代表企业是布鲁姆能源公司(SOFC路线)。
日本是户用微型热电联产(micro-CHP)的发起者和领导者。以2009年启动的Ene-Farm项目为代表，目前全日本已拥有超过40万台户用热电联产机组，通常每台功率小于1千瓦，采用质子交换膜燃料电池(PEMFC)和固体氧化物燃料电池(SOFC)技术。政府的激励措施对固定式燃料电池在日本的普及发挥了关键作用，当地的燃气公司(如大阪燃气、东京燃气)和燃料电池供应商(如松下、爱信精机)也积极投入其中。
在发电用燃料电池领域，每种技术都有其各自的优势和局限性(参阅图27)。全球来看，固体氧化物燃料电池(SOFC)和磷酸燃料电池(PAFC)是累计装机量较大的燃料电池类型，质子交换膜燃料电池(PEMFC)预计增长迅速，而熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)则较为小众。
PAFC和SOFC主要用于大型商用分布式发电项目，其中PAFC技术最为成熟，最早开始商业化；而SOFC效率高、寿命长，且无需贵金属催化剂，近年来也得到了迅速发展。PEMFC由于其启动时间短，当前主要用于千瓦级的小型家用分布式场景中，但具有进一步向兆瓦级项目拓展的潜力，尤其是在中国市场。
在中国，PEMFC发电处于主导地位，多个示范项目将逐步投入运营，如前述安徽六安项目；而SOFC技术应用很少，不是国内重点发展的技术路线。我们认为中国的固定式PEMFC产业链相对其他路线更为成熟，降本路径相对清晰，将受益于燃料电池汽车的推广而快速发展，并逐步扩展其在发电领域的应用。
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