“氢储能作为大规模长周期储能的技术，对促进可再生能源发电规模化、低碳化发展具有重要意义。”南方电网能源发展研究院新能源研究所所长助理蒙文川表示。
现阶段，氢能作为一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，凭借兼具原料和燃料双重属性的特质，逐步成为能源领域的“新宠”。氢能以其能量密度高、发热值高、节能环保等特性，在工业、交通运输、建筑等领域被寄予厚望。
相关技术亟须创新突破
“我国已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，基本形成较为完整的氢能产业链。当前，国内主要推动氢燃料电池、氢能汽车及加氢站等产业发展，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用，相较之下，在非交通领域探索力度略显不足。”南方电网能源发展研究院新能源研究所研究员饶志说。
相较于国际先进水平，我国氢能产业仍存在产业创新能力不强、技术装备水平不高，支撑产业发展的基础性制度滞后，产业发展形态和发展路径尚未明确等实际问题和挑战。
“目前，氢能制备、储运技术亟须突破。”饶志指出，“我国热化学与工业副产氢提纯制氢技术及装备发展成熟，与国外先进技术水平相当。电解水制氢方面，碱性电解槽制氢技术处于世界一流水平，质子交换膜和高温固体氧化物电解水制氢技术相对落后。光解水制氢、生物制氢等新型制氢技术仍处于探索研究阶段。”
相比碱性电解槽水电解制氢，质子交换膜水电解启停速度快，能适应宽范围输入功率波动，同时具有能量利用效率高、产物气纯度高且体积小、无碱性液体产气压力更高的优点，而固体氧化物水电解具有高能量转化效率，在综合废热利用的情况下，其总效率可大于90%。对此，饶志建议，未来可考虑开展质子交换膜水电解、固体氧化物水电解等电解水制氢技术研究。
记者了解到，氢气储运技术主要包括气态储运氢、低温液态储运氢、固态储运氢和运氢载体技术等。其中，气态储运氢技术又分为高压气态储运氢技术、管道输氢技术和地下储氢技术三大类；运氢载体技术包括有机液体储氢和液氨储氢两类。
饶志介绍，针对气态储运氢技术，在高压气态储运方面，国外车载高压储氢系统主要采用70兆帕Ⅳ型瓶，国内以35兆帕Ⅲ型为主；在管道运输技术方面，美国、欧洲已分别建成2400千米、1500千米的输氢管道，而国内目前氢气管道里程只有约400千米；在地下储氢方面，全球已经建成3座地下盐穴储氢库，其中有2座位于美国得克萨斯州克莱门茨盐丘，而国内于2021年建成首座地下储氢加氢站。针对低温液态储运氢技术，美国和日本的液氢储运较为成熟，主推液态储运技术路线；国内液氢储运技术发展相对缓慢，前期主要依赖进口，液氢储运研发事业刚刚起步。针对固态储运氢技术，国内尚处于小规模示范试验阶段，总体与国际保持同步，在部分储氢材料与技术的研发和产业化方面具有一定的优势，但示范应用较先进国家如法国、德国等落后。针对运氢载体技术，国内有机液体储氢材料与工艺技术的研发在国际上一直处于领先地位，在有机液体储氢技术市场化方面与发达国家持平，但在加氢和脱氢装备方面落后于先进国家。国内液氨储氢尚处于技术攻关阶段。
氢储能技术成重要发展方向
目前我国氢能超过80%应用于化工领域，氢储能技术是未来氢能可持续发展的重要方向。
“氢储能目前存在的问题是效率较低、造价高、技术尚不成熟。由于国内在燃氢燃气轮机方面几乎空白，因此只能通过燃料电池这一技术手段实现氢发电。”饶志表示。
饶志介绍，在效率方面，电解水制氢效率达60%~75%，燃料电池发电效率为50%~60%，单过程转换效率相对较高，但电—氢—电过程存在2次能量转换，整体效率较低，仅为30%左右，远低于抽水蓄能（75%）和电化学储能（90%）的效率。在造价方面，制氢设备的单位造价约2000元/千瓦，储氢和辅助系统造价为2000元/千瓦，燃料电池发电系统造价约9000元/千瓦，燃料电池的投资占到氢储能系统总投资的接近70%，整体单位造价也要高于抽水蓄能（5500~7000元/千瓦）和电化学储能（1200~1500元/千瓦）。
饶志认为：“受储氢技术限制，燃料电池发电功率大多数在千瓦级别，在发电方面难以发挥规模效应，很难肩负起大规模长周期储能的重担。面对几亿千瓦时的氢储能需求，所需巨量的存储设备要找到合适的空间存放也是一大难题，实际操作的可能性不大。”
“氢储能系统在利用层面还存在配套设施与产业链建设不完善、综合利用效率有待进一步提升、成本居高不下等问题，可依托高校、科研机构、氢能企业，深化产研合作，吸引国内外高端专家团队，提升技术创新和科技成果产业化水平。”南方电网能源发展研究院能源政策与战略研究所研究员李沛表示。
李沛建议，未来可考虑进一步开发风光互补发电制氢储能系统；探索有机液体储运技术、固体储氢领域关键技术的实际应用；开展固态氧化物燃料电池、质子交换膜燃料电池等技术研究，提高系统利用效率，降低单位成本；开展氢储能系统容量配置研究，解决可再生能源消纳问题等。
此外，未来跨季节长周期储能调节、分布式冷热电联供、备用和离网供电等氢能产业在电力领域的应用方向也引发业内关注。
“氢储能能够为新型电力系统中电力电量长周期、跨季节平衡的难题，以及未来新型电力系统在持续多天少风无光情况下电力供应安全问题提供解决方案。”李沛表示，在风电、光伏多发电的季节，可利用富余的可再生能源进行制氢，并作为备用能源储存下来；在负荷高峰的季节发电并网，提高新能源的消纳能力，减少弃风、弃光，增强电网可调度能力并确保电网安全。氢储能可通过不同季节的电价差来实现盈利。
此外，氢燃料电池分布式发电具有效率高、噪音低、体积小、排放低的优势，适用于靠近用户的千瓦至兆瓦级的分布式发电系统，主要应用领域为微型分布式热电联供系统、大型分布式电站或热电联供系统。
“目前质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池技术，均已经在国外成功应用于家用分布式热电联供系统和中小型分布式电站领域。但当前国内燃料电池分布式发电系统总体还处于研发阶段，与国际先进水平仍有较大差距。”李沛说。
此外，在备用和离网供电方面，通信基站备用电源或者远离电网的偏远地区发电或可成为氢燃料电池的应用场景，可以取代蓄电池和柴油发电机。移动应急电源车也是氢燃料电池重要的应用场景，可为医院、数据中心等场所提供应急电源保障。
