氫儲能的電-氫-電的綜合效率約為45%左右，相比于鋰電池等其他儲能技術能源轉換效率較低，故在火電廠配備氫儲能從經濟性和實用性角度來說，沒有投資必要。
另一方面在負荷低谷時段或者新能源波動較強的時段，配置于網側和荷側的氫儲能可以在保證供電條件下避免火電機組頻繁啟停。
若回收損失的熱能進行熱電聯產，綜合效率可達到80%以上。因此，氫能應充分結合各產業，豐富其來源去向。
1 氫儲能系統關鍵技術：氫能利用的三大關鍵技術
氫能具有儲量豐富、來源廣泛、能源利用高效環保可持續等優點，氫氣作為燃料的最終產物只有水，對環境無污染；氫能可以以固、液、氣三態形式長時間存儲，適合長距離運輸；氫氣的能量密度高，為142MJ/kg，燃燒熱值大。
氫能利用的三大關鍵技術包括電解水制氫技術、儲氫技術、燃料電池發電技術。
電解水制氫技術包括堿性電解水技術、聚合物膜電解水技術、固體氧化物電解水技術。其中，堿性電解水技術發展成熟，成本較低，但效率相對較低；聚合物膜電解水技術處于商業化的起步階段，效率較高，但成本也較高；固體氧化物電解水技術仍處于實驗室研究階段。
現有儲氫技術包括高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、固態儲氫和有機物液態儲氫。目前最為常用的技術是高壓氣態儲氫，其成本低、技術成熟、充放氫快、能耗低、工作條件較寬，但體積儲氫密度低、安全性相對較差；
低溫液態氫的優點是體積儲氫密度高、純度高，然而液化過程能耗大、易揮發、成本高，主要應用于航空航天和超大功率商用車輛；
固態氫的優點是體積儲氫密度高、不需要高壓容器、氫純度高，缺陷是質量儲氫密度高、成本高、有工作溫度要求、抗雜質能力差，是未來重要的發展方向。
有機物液態氫的優點是成本相對較低、儲氫密度高、氫純度高、常溫常壓儲存安全性好，缺陷是純度較低、成本較高、催化劑易結焦失活，可利用石油設施進行運輸和加注。
2 氫儲能系統關鍵技術
目前主流的燃料電池技術有質子交換膜燃料電池、固體氧化物燃料電池、磷酸燃料電池、熔融碳酸鹽燃料電池、堿性燃料電池五種。
質子交換膜燃料電池工作溫度在80℃以下，啟動快，比功率高，結構簡單，處于商業化的最前沿，應用前景廣闊。固體氧化物燃料電池熱電聯供效率很高，但運行溫度過高，啟動速度較慢，系統長期性能較差，離商業化應用還有一定距離。
一方面，氫儲能的電-氫-電的綜合效率約為45%左右，相比于鋰電池等其他儲能技術能源轉換效率較低，故在火電廠配備氫儲能從經濟性和實用性角度來說，沒有投資必要。
另一方面在負荷低谷時段或者新能源波動較強的時段，配置于網側和荷側的氫儲能可以在保證供電條件下避免火電機組頻繁啟停。若回收損失的熱能進行熱電聯產，綜合效率可達到80%以上。因此，氫能應充分結合各產業，豐富其來源去向。
3 氫能與能源互聯網
氫能產業鏈包括“源-儲-運-荷”四大環節。其中上游制氫的主要技術方式有化石燃料制氫、可再生能源制氫；中游儲運包括固、液、氣三態儲氫技術，及加氫站、輸氫管道等氫網基礎設施，在下游，氫氣可以作為化工原料、工業能源以及分布式發電、飛機、汽車、輪船等的能源來源。
若利用可再生能源的富余電力或低質量電力電解水制氫，利用燃料電池將氫氣轉化為電能，可實現氫網與電網的能源互聯。“電-氫”互聯網絡可以提高能源調度靈活性，穩定可再生能源的間歇性輸出，提高可再生能源的并網性能和利用率，滿足用戶對電能質量的要求。
4 國內外氫儲能系統典型案例
德國普倫茨勞市的風電-氫氣混合發電站是世界上第一座此類電站，于2011年11月投入運行。該電廠利用風能、氫能和生物質能（沼氣）混合發電，發電量6MW。同時利用附近啤酒廠的生產肥料制造沼氣（生物質能），將沼氣與氫氣作為燃料混合發電，熱電聯產，產生的電力配合風力發電平穩地輸入電網，產生的熱能給電廠附近區域供暖。電解水制氫儲存起來的氫氣在富余時還可以輸送到當地的加氫站，用來給燃料電池汽車加氫。下一階段將會繼續建設3座電站，投入更多的示范設備并將制備的氫氣并網到天然氣輸送管道中去。
柯克沃爾小鎮風能、潮汐能年發電量46GWh，其中30%受到電網容量限制而未能完全利用。該項目將利用艾迪島和沙坪森島上可再生能源產生的過剩電能電解水產生氫氣存儲并運輸，之后轉化為柯克沃爾港內建筑物和3艘船舶的熱量和動力，以及柯克沃爾及其周圍5輛氫燃料汽車的燃料。該項目預計每年產生50噸氫氣。
日本北海道釧路市的氫供應鏈示范項目利用來自水電站的電力電解水和分離氫氣，氫氣生產設施每小時生產35NM的氫氣，這些氫氣經過存儲和運輸，供應給釧路市的乳制品農場、室內游泳池、福利和保健中心進行熱電聯供，并用作豐田燃料電池車輛試驗場的燃料。
2015年，日本豐田的氫燃料電池汽車“未來”（Mirai）正式進入初期的商業化運作。氫燃料電池汽車除具有現在新能源汽車的種種優點之外，還有傳統汽油車的續駛里程長、加注時間快，若完善加氫站和其他相關基建，其前景廣闊。
據統計，截至2019年3月，國內有超過22個氫能小鎮、氫谷、氫能產業園、氫能示范城市成立，其中大部分主體園區處于規劃、建設中。
5 山西省氫儲能多視角發展前景探討
從2010年至2018年全國的棄風情況來看，2016年的棄風情況最為嚴重。根據數據顯示，僅2016上半年棄風總量已超過2015全年總量的32.3TWh，甘肅和新疆棄風率甚至超過45%，2016年全國棄風電量造成直接經濟損失就超180億元，幾乎抵消當年全年風電新增裝機的社會經濟效益。近兩年隨相關技術的提高，棄風情況有所好轉，今后電網當中的新能源占比會越來越多。
目前山西省清潔能源裝機容量占比超五分之一，2017年山西省新能源發電電量164.5億千瓦時，棄風電量僅為10.97億千瓦時。
大同電網全年最大風光時刻用電負荷占比分別為145.63%、122.98%，風光均難以在區內實時完全消納；忻朔電網今年部分時刻風電/負荷比達到280%以上，風資源富集，但高風電出力時刻難以消納；中部電網、南部電網新能源場站相對較少，負荷較密集，可支持北部新能源消納，但隨新能源發電比例增加，對線路容量提出考驗。儲能和能源互聯是解決現今新能源問題的合理方式。
若利用可再生能源發電來電解水制氫存儲，電力不足時作為氫能燃料電池的燃料，既可解決新能源發電的源荷平衡問題，又可制得純度較高的氫能；或在電網無法消納新能源時，用棄置電能制氫與天然氣網絡或氫網絡互動，實現能量平衡。
例如，江蘇鹽城周邊有1000多家風電廠，目前所產生的電能無法并網，使用這些風電所產生的電能，結合海水電解技術，所產生的氫氣成本可以達到2元/NM（約24元/kg），相對而言已經具備了和汽油能源可競爭的能力。
2017年，國務院42號文件指出，山西要建設“資源型經濟轉型發展示范區”、打造“能源革命排頭兵”，而氫能對于山西大規模新能源接入電網、能源互聯網構建、能源結構優化等方面具有重要意義。
從2018年起，大同市委、市政府積極搶抓氫能產業黃金發展期，布局氫能產業和市場，致力把“煤都”變“氫都”。2018年4月16日雄韜氫能大同產業園項目正式奠基建設；
6月1日，全省首臺10.5米氫燃料公交車運抵大同；9月18日，山西省首條燃料電池發動機生產線投產儀式在大同市舉行；
9月30日，山西省首個氫燃料電池公交示范運營項目暨山西省首個加氫站建設在大同啟動；10月20日，華熵氫能大同產業園項目落戶大同；
10月28日，“氫都”大同新能源產業城項目開工。與此同時，山西大同集中簽約燃料電池生產及有軌電車示范線項目、北達新能源甲醇（天然氣）發動機及醇電混合增程器生產制造項目、大同燃料電池研究院項目三個燃料電池相關項目，全面推進氫能產業鏈發展。
然而氫能發展仍面臨諸多局限。市場方面，現有的儲能參與市場的機制尚不完善，不利于氫儲能加入市場體系中，如何設計合理的儲能服務計量方法，按實際貢獻補償，激發氫能資源的市場積極性，成為推動我國氫能產業規模化和商業化的前提；
技術方面，氫轉電所用燃料電池的催化劑、質子交換膜和極板等部分造價高昂，儲氫罐使用的碳纖維等材料價格同樣昂貴，但成本的局限性在規模化生產情況下會有所下降，同時國內外學者正積極研究氫能產業鏈所需的廉價高性能材料。
從制氫環節上看，現有制氫技術大多依賴煤炭、天然氣等一次能源，經濟、環保性問題依然突出。利用核能、生物質氣化制氫尚不成熟，利用太陽能或風能等可再生能源則存在效率低、綜合成本高等問題。目前正在突破的技術是光解水制氫，研發高效太陽能聚光系統和高效光催化反應器，從而能提高光解制氫系統的能量效率。
從儲氫環節上看，雖然各儲氫技術均取得了較大進步，但儲氫密度、儲氫安全性和儲氫成本之間的平衡關系尚未解決，離大規模商業化應用還有一定差距。
目前正在突破的技術為液體有機物常溫常壓儲氫技術，該技術在儲氫密度和儲運便利性上兼具優勢，但存在加、脫氫溫度較高、催化劑成本和效率難以兼容、裝置復雜等問題，未來能否成為主流氫氣儲運方式，取決于其技術完善程度和市場推廣速度。
從用氫環節上看，氫燃料電池汽車規模不足，導致加氫站建造成本難以回收，加氫站數量不足反過來又制約了用戶選用氫燃料電池汽車。
總體來看，用氫環節的便利性和成本控制難以兼顧。正在突破的技術是氫燃料電池技術，氫燃料電池推廣的難點在于技術困難和成本高昂的難題，需要研發高轉換效率、長循環壽命、低制造成本的新一代燃料電池堆技術；此外，建設低成本、高覆蓋密度的新一代加氫站，以及高效率、高密度、高輸出的新一代車載儲氫裝置，同樣十分重要。
推動氫能發展要解決的最核心問題是大規模存儲和高覆蓋率傳輸。
在含氫能的分布式能源系統方面，系統能夠脫離電網自主運行，滿足小區、工業園區等區域的多能源需求，真正實現分布式能源系統；易實現能源市場化，市場活力將大大加速能源革命。但需要解決多能源規劃、協調運行及市場機制等方面問題。
在能源互聯網層面，氫網可與其他主流能源網絡實現轉換和互聯，是能源互聯網中除電網外另一個雙向互聯媒介，有望成為能源互聯網中最重要環節之一，但廣泛互聯的能源互聯網中的能源協調運行與控制是一大挑戰。
總的來講，山西省新能源裝機不斷增加，新能源消納問題日益嚴峻，氫能可能成為解決這一問題的重要方法；氫能的制備與儲運技術是亟待解決的核心問題，是氫能規模化應用的前提；氫儲能具備作為大規模儲能的技術和性能優勢，有望成為主要儲能技術之一；基于氫能和電能的全自治獨立的分布式能源系統可能成為未來能源網絡的主要形式之一。
PSOC實驗室示范工程與相關研究
太原理工大學電力系統運行與控制山西省重點實驗室搭建了交直流混合微電網示范工程。該示范工程分兩期建成。
一期工程主要為交流微電網，該交流微電網通過由雙向可控硅組成的靜態開關與大電網相連，設有兩級380V交流母線；
二期示范工程主要為直流微電網，在一期工程的交流母線處通過交直流雙向功率變換器引出400V直流母線，并裝設了相應的直流配電柜及監控系統。為了控制靈活整個系統，實驗室自主研制了10kW雙向交直流功率變換器、10kW三相光伏并網逆變器、10kW鋰電池控制器、20kW直流微電網控制器。
光伏發電部分進行了兩部分建設。第一部分裝設的光伏板額定容量為4230W；第二部分建設的光伏板額定容量為70kW，采用自發自用，余電上網模式。此外還配有超級電容-鋰電池混合儲能系統。
實驗室研發了基于交直流混合微電網分層能量管理系統平臺。微電網能量管理系統包括人機交流模塊、數據分析模塊、預測模塊、決策優化模塊。外部信息通過數據接口傳遞給交直流混合微電網能量管理系統，同時能量管理系統也通過數據接口與網內各分布式單元實現信息交互。
演講人介紹：韓肖清，太原理工大學電氣與動力工程學院院長、山西省教育廳聯系高級專家、山西省電工技術學會理事長、山西省電機工程學會副理事長、“電力系統運行與控制”山西省重點實驗室主任、“智能電網”山西省高等學校重點實驗室主任、“風光發電控制與智能電網”山西省科技創新重點團隊負責人，研究方向為電力系統運行與控制、新能源與微電網運行。
