近日，国家能源局发布前三季度可再生能源装机规模数据：全国可再生能源新增装机1.72亿千瓦，同比增长93%，占新增装机的76%，其中，风电新增装机3348万千瓦，光伏发电新增装机12894万千瓦，占新增装机比例70%以上。新能源装机占比的提升，一方面，是我国践行碳达峰碳中和目标的重要举措，另一方面，新能源出力的间歇性、随机性、波动性将为电力系统稳定运行带来挑战，储能市场将迎来发展爆发。

储能为新型电力系统提供柔性支撑

为应对全球气候变化，我国在联合国一般性辩论中提出“力争于2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的目标。我国二氧化碳排放中，能源消费占比约90%，其中，电力行业在能源行业占比最高，达到40%以上，电力行业低碳转型是推动双碳目标的关键。

按照国家发改委出台的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030年前碳达峰行动方案》要求，终端能源消费非化石能源占比由2020年的15%提升到2030年25%、2060年达到80%。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，预计到2030年，非化石能源消费占比25%左右和光伏、风电装机容量达到12亿千瓦以上，发电量占比不断增加，其间歇性、随机性、波动性特点，改变了以稳定可调控电源应对负荷需求变化的模式，快速消耗电力系统灵活调节资源。因此，我国提出构建具有安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大特征的新型电力系统。

《新型电力系统蓝皮书》提出，推动多时间尺度储能技术规模化应用。针提出储能技术的发展目标，2030年前，重点满足系统日内平衡调节需求；2045年前，规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求；2060年前，储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，能源系统运行灵活性大幅度提升。

氢能在长时储能场景发挥重要作用

电力储能形式有抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能，其中新型储能包括氢储能、钠离子电池、铅酸电池、液流电池、超级电容、飞轮储能、压缩空气等，不同储能形式的技术特点及适用场景，如下图所示。

抽水蓄能技术成熟，储能容量大，是长时储能的重要手段，累计装机占我国储能总量的77%，建设选址受地理条件影响较大；压缩空气储能，储能容量大、投资相对较小，是长时储能的重要手段，被列为“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向之一，建设选址受地理条件影响较大；电化学储能技术成熟，装机增长较快，是分钟至小时级储能手段；飞轮储能，能量密度高、充放次数多、使用寿命长、存储时间短；超级电容储能，初投资大、功率高、充放电快、能量密度低。

短时间储能侧重保证电力系统在瞬时干扰下保持平衡等电网安全问题，而长时储能一般侧重实现峰谷供需平衡的问题。截止到2022年，风电装机3.65亿千瓦、太阳能装机3.93亿千瓦，发电量占全社会用电量的13.4%，未来装机占比会进一步提高。新能源发电“春秋多、冬夏少”的出力分布将进一步增加冬、夏季节电力“保供”的难度，长时储能作为可以实现长期存储能源并经济的维持数小时、数天乃至数月电力供应的技术方案，将逐渐成为调控高比例可再生能源电力系统困境的解决方案。

氢具有清洁低碳、安全可控、用途广泛、储运灵活等特性的属性。可利用富余的、非高峰的或低质量的电力来大规模制氢，将电能转化为氢能储存起来，然后再在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其它方式转换为电能输送上网，实现调峰填谷。狭义氢储能是基于“电-氢-电”的双向转换过程，利用谷期富余的新能源电能进行电解水制氢并储存，用电高峰时，存储的氢发电返回电网；广义氢储能强调“电-氢”或“氢-电”的单向转换过程。

在发电侧，氢储能可在“电-氢-电”转换过程中，促进可再生能源消纳，平抑出力波动、缩小与计划出力的误差；在电网侧，氢储能可参与调峰辅助、负载均衡；在用户侧，可作为灵活性自愿参与需求响应，用于峰谷套利，或作为备用电源以及离网电源使用。

氢储能区别于其他储能方式，受地理因素限制较小，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，其储能规模和周期远超过压缩空气和抽水蓄能。在面对极端天气(连续多天无风无光)、自然灾害或突发事件影响电网供电情况下，可通过氢能发电应对区域民生等用电需求问题，增强重要用户供应保障能力，增强电力供应的韧性。

氢能既可以与电网融合协同，在新型电力系统中发挥储能的柔性支撑作用，也可以在电网之外，单独组成氢能输运供应网络，自成体系，独立运营，应用于工业、交通、建筑、电力等领域。

氢储能将成为长时储能的重要解决方案

目前氢储能已具备完整产业链，示范项目取得阶段性成果，未来氢储能发展前景广阔。

氢能装备技术水平不断提升，具备支撑氢储能产业规模化发展的能力。

以氢能为核心的化学储能系统涵盖了氢气制备、储存与运输、氢气发电。制氢方面：碱性电解水制氢技术具有国际先进水平且成本优势明显，质子交换膜电解水制氢技术跟跑国际先进水平，具备催化剂、膜电极等关键材料部件研发制造能力，PEM兆瓦级制氢设备下线应用；储运方面：以高压储运为主，35MPa车载III型瓶及45MPa站用储氢容器已量产，70MPa车载III瓶已有示范应用，VI瓶已完成研制尚未商业化应用。储氢瓶关键材料大丝束碳纤维的实现了国产化突破，固定储氢瓶组性能指标基本达到国际先进水平，氢气运输长管拖车正在从20MPa等级向30MPa及以上压力等级发展，低温储氢技术已有1.5吨/天液氢装备示范应用，多种技术路线的固态和液体储运技术在研发之中；燃料电池方面：质子交换膜、气体扩散层技术水平逐步提升、催化剂技术处于跟跑国际先进水平，已初步实现小批量生产。膜电极、双极板、空气压缩机、氢气循环泵等核心部件国产化进程加快，正快速缩小与国际先进水平的差距。电堆与系统集成水平大幅提升，并向大功率、长寿命、低成本方向发展，技术和性能对标国际先进水平，并有批量化制造能力。

氢能市场规模位居全球前列，示范项目不断落地、基础设施建设进度加快，多元化供应、自主可控的氢能市场正逐步形成。

中国是全球最大的氢能市场。2021年，全球氢能产量9400万吨，中国年制氢产量约3300万吨，其中，煤制氢、工业副产氢、天然气制氢及电解水制氢分别占比62%、18%、19%、1%。

氢能在交通、化工、冶金、储能、建筑等领域的示范项目取得阶段性进展。建成加氢站超过350座，氢燃料电池汽车保有量接近13000辆，位居世界前列；有超过100个规划、在建和运营的电解水制氢项目，制氢总规模12.1GW，中国石化新疆库车绿氢示范、三峡纳日松光伏制氢等项目顺利投产；河钢120万吨氢冶金示范工程建投运，指标达到世界领先水平；国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在徽六安正式投运；北京、天津等地出相继台相关专项政策，支持热电联供研究及示范应用。氢能示范项目的不断落地，推动产业规模进一步扩大。

氢能跨区域运输基础设施建设进程正在加快。中石化提出的“西氢东送”管道作为我国首条跨省区、大规模、长距离的纯氢输送管道规划项目，被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》；中国石油在宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台，实现在397公里天然气管道掺氢24%，利用现有天然气管道长距离输送氢气的技术获得突破。跨区域氢气运输管网体系将解决氢气制、用空间错位问题，助力氢能产业的快速发展。

氢储能具有明显的规模化成本优势，电化学储能的投资成本约为2000元/kwh，以2MPa中压球罐为例，氢储能的投资成本约为100元/kwh，若采用常压气柜形式储能，投资成本将成倍下降，储能成本具有明显优势，虽然氢储能系统面临诸多挑战，包括“电-氢-电”转化过程效率较低、氢储能系统投资成本较高、在“一天一充一放”或“一天两充两放”的套利模式下经济效益较差等问题，未来随着技术水平提升与盈利模式的完善，氢储能系统经济性将提升。

预计到2060年，全社会总用电量为17万亿千瓦时，长时储能规模将达到1.5万亿千瓦时，氢储能作为长时储能的重要方式，将成为新型电力系统的重要组成部分，支撑碳中和目标的实现。