強制配儲下，氫儲能有多大發展空間？
來源：原創 2023-11-21
11月9日，全球電池龍頭寧德時代的首席科學家吳凱在2023世界儲能大會上，直面國內儲能行業的一系列痛點，直言儲能是用來用的，不是用來撐門面、做擺設、換路條的。
這一幕城頭大佬怒批行業內幕的戲份，也把長期以來配儲過程中應付政策的遮羞布揭開了。
鋰電作為新型儲能方式最為出圈的存在，這些年可謂是風頭無兩，但儲能生態過熱也是真相。
與此同時，此前麻省理工學院的一項研究表明，基于目前電網電價較低的情況，短期內氫能的終端直接應用相比其在發電側的應用更具經濟性優勢。
氫儲能，要迎來機遇了嗎？
鋰電儲能短板
“雙碳”加持下，新能源產業越發迎來發展的黃金時期，在光伏爆發、鋰電翻涌之時，作為新能源產業以及新型電力系統改革中當之無愧的“黃金賽道”，儲能產業也迎來產業的大爆發。
根據國家能源局今年上半年的數據顯示，我國今年前六個月新增的新型儲能裝機量，等于過去10年裝機的總和。
但在產業遍地開花的同時，問題也隨之而來，儲能系統利用率低、投資方收益低、強配儲能帶來的一系列副作用以及投資過熱導致的低質建設投資等，一把邪火悄然燃起。
目前，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規劃或新能源配置儲能文件，大力發展“新能源+儲能”。
但解決棄風棄光的好意，久而久之卻演變成了如今的“強制配儲”。
配建儲能的巨大經濟成本使得不少企業選擇了“陽奉陰違”，反噬之下，新能源利用率反而降低。
在傳統儲能還在受成本挾制之時，作為新型儲能方式的氫儲能卻在暗中發育。
鋰氫互補
在儲能現有的五條賽道：機械儲能、電化學儲能、電磁儲能、熱儲能和化學儲能中，氫儲能是一種新型儲能，在能量維度、時間維度和空間維度上具有突出優勢，可在新型電力系統建設中發揮重要作用。
化學儲能是指利用氫等化學物作為能量的載體。儲能即儲存能量，根據能量形式的不同，儲能又可以分為電儲能、熱儲能和氫儲能三類。
機械儲能、電化學儲能和電磁儲能屬于電儲能，目的是儲電，適用于充放電短周期內的就地使用。
相較于單純的“充電寶”，氫儲能既可以儲電，又可以儲氫及其衍生物。
基于“電?氫?電”（Power-to-Power，P2P）轉換過程的氫儲能，主要包含電解槽、儲氫罐和燃料電池等裝置。
其中最大的成本構成是固定式燃料電池系統，占總投資的近七成。近年來，國內的燃料電池系統廠商仍然在進行持續的技術創新。
相較于其他儲能方式，氫儲能受地理因素限制較小，具有無自衰減、擴容成本低、能量密度大、能源發電轉移便捷等優點，憑借其無自衰減的特性，尤其適用于跨周和季度的儲能。
基于擴容成本低的特點，可通過增加氫氣儲罐尺寸，以較低的邊際成本，獨立于發電和制氫的規模而擴大其儲能能力，其儲能規模和周期遠超其他儲能方式。
尤其是在應對極端突發事件時，性能也更加穩定。
而在長時儲能方面，氫儲能添補了其不足。
在國內，一般將連續運行（放電）時間為不低于4小時的儲能系統稱為長時儲能。
短時間儲能側重保證電力系統在瞬時干擾下保持平衡等電網安全問題，而長時儲能一般側重實現峰谷供需平衡的問題。
但在當下，我國儲能市場以儲能時長在2-4小時之間的短時儲能系統為主，但這并不能滿足電力系統跨天、跨月、乃至跨季、跨年的儲能需要。
而在新能源消納方面，氫儲能在放電時間（小時至季度）和容量規模（百吉瓦級別）上的優勢比其他儲能明顯，相比抽水蓄能和壓縮空氣儲能，不受地理位置因素的限制，而且能夠增強電力系統的韌性。
氫能既可以與電網融合協同，在新型電力系統中發揮儲能的柔性支撐作用，也可以在電網之外，單獨組成氫能輸運供應網絡，自成體系，獨立運營，應用于工業、交通、建筑、電力等領域。
氫儲未來
雖然強制配儲為人所詬病，但儲能與可再生能源的建設的搭檔組合也是必然的，尤其是伴隨著新型電力系統的建設，配儲是必然的趨勢。
近年來，氫儲能作為新型儲能形式，伴隨著新型電力市場的建設走進大眾視野中來。
電力儲能形式有抽水蓄能、熔融鹽儲熱、新型儲能，其中新型儲能便包括氫儲能、鈉離子電池、鉛酸電池等。
10月25日，國家發改委、國家能源局發布了《關于加強新形勢下電力系統穩定工作的指導意見》，氫儲能被明確作為新型儲能重要內容，參與電力系統穩定工作。
文件指出，在源網荷儲一體化已經成為新型電力系統一大特色之時，氫儲能已經成為支撐電力系統穩定性的一個支點。
氫儲能系統的三個主要部分——制氫、儲氫、氫發電，三個子系統基于電能鏈和氫產業鏈兩條路徑實現能量流轉，提升電網電能質量與氫氣的附加價值。
截止到目前，我國風電裝機3.65億KW、太陽能裝機超過4億KW，發電量占全社會用電量的13.4%，未來裝機占比會進一步提高。
當氫儲能與光照、風力等豐富的自然資源結合，綠氫的生產成本便會大幅下降，甚至更優。
吳凱曾（交代身份）表示：“儲能作為基礎設施，最大的一個特點就是要用10年、20年以上，要在多種復雜環境和應用條件下，能夠安全穩定高質量地運行。”
雖然起步晚，但從長達30年的生命周期之中，氫儲能的優勢非常明顯。
我國計劃在未來的三年里將會陸續落地總規模超過200MW的氫儲能項目，包括六安兆瓦級氫能綜合利用站。
該站使用了質子交換膜電解制氫、儲氫和氫燃料電池發電系統。該項目制氫能力為220立方米/小時，配備了一個200千克的儲氫容器(20MPa)和六套200千瓦的燃料電池發電系統。
但受到技術、政策等方面的制約，氫能在新型電力系統中的應用并不是一帆風順的。
首先是氫儲能系統效率低，“硬傷”限制了氫儲的發展之路。
目前，抽水蓄能、飛輪儲能、鋰電池、鈉硫電池以及各種電磁儲能的能量轉化效率均在70%以上。
而國內“電 ? 氫”轉化過程的堿性電解水、PEM電解水和固體氧化物(SO)電解水制氫效率分別為63%~70%、56%~60%和74%~81%。在“氫 ? 電”轉化過程的燃料電池發電效率為50%~60%，其中有大部分能量轉化為熱能。
而狹義氫儲能的“電 ? 氫 ? 電”過程存在兩次能量轉換，整體效率僅有40%左右，與其他儲能的效率差距明顯。
技術滯緩也決定了成本的提高。
現階段，國內的技術成熟度、示范規模、使用壽命和經濟性都還在起步當中，關鍵核心材料也主要依賴進口，氫儲能系統成本約為13000元/kW，遠高于其他儲能方式。
政策標準的缺失，不確定的保障。
目前，針對電氫耦合的頂層規劃和激勵機制尚不完善，面向氫能產業發展的標準也不甚清晰，整個產業的發展尚在迷霧之中。
但任何行業初期都面臨著發展的迷茫遲滯階段，近期關于氫能產業的政策頻出，地方關于氫能的長期發展規劃也不斷發布，氫能市場打開在即。
未來，隨著可再生能源比例提升，氫儲能預計將在發電側可再生能源的大規模、長周期儲能中發揮愈發關鍵的作用，尤其是在中國西北等風光資源豐富的地區。
而氫儲能與電化學儲能互補，也未嘗不是一條更適合于更長時間跨度、更長空間跨度的技術路徑。
