固态储氢技术落地，氢能应用从1到N
氢能被誉为终极清洁能源。
具备高效无污染、储量丰富、储运灵活等优点，应用场景多样，市场空间广阔，被冠以十万亿赛道的头衔。
不过，作为新兴产业，同样存在着诸多问题。
比如，制氢成本过高，储运方式不经济，下游氢能源车无法规模化推广，有着较多需要攻关的技术难点。
在政策大力扶持、资本的助推下，科研机构、企业不断精进，陆续打破各项技术瓶颈。氢能产业完成从0到1的蝶变过程，即将迎来高速发展时期。
近日，国家重点研发计划中的固态储氢开发项目率先在广州和昆明实现并网发电。这是我国首次利用光伏发电制成固态氢能并成功应用于电力系统，对于推进可再生能源大规模制氢、加快建成新型电力系统具有里程碑意义。
能源站通过氢能的制取、存储、发电、加氢一体化，实现“绿电”与“绿氢”之间的灵活转换，很好地解决了新能源发电的随机性、季节性波动强的难题。
在示范项目中，以固态储氢技术为基石，氢能向外界展示了在储能方面的应用。
氢储能长时间、大容量、跨区域的优势
基本可以分为机械储能、电磁储能、电化学储能、光热储能四大类。
而按照能源形式可以分为电储能、热储能和氢储能。机械储能、电化学储能和电磁储能属于电储能。
不同储能技术均有其优缺点，适用于不同的应用场景。
对于氢能而言，主要适用于长时间、大容量、跨区域、多种类的储能场景。
其次，氢能在空间上的转移也更为灵活。氢气的运输不受输配电网络的限制，可实现能量跨区域、长距离、不定向地转移。可采用长管拖车、管道输氢、天然气掺氢、液氨等储运方式，更为灵活。
再次，氢能的应用范围也更为广泛。可根据不同领域的需求转换为电能、热能、化学能等。
最后，在地理限制与生态保护上。相较于抽水蓄能和压缩空气等大规模储能技术，氢储能不需要特定的地理条件且不会破环生态环境。
对于现阶段主流的电化学储能而言，氢储能互补性强于竞争性。
相较于以锂电池为代表的电化学储能，氢储能在能量密度、储能时长上具有较大优势，在能量转换效率、响应速度等方面则相对较差。
电化学储能主要针对日内、高频的波动，氢储能则主要用于季节性或跨地区的能量转移。
氢储能与电化学储能并不是非此即彼的竞争关系，而是互为补充，共同支撑未来电力系统的平稳运行。
02
氢储能的效率缺陷
首先，氢储能系统效率较低。
现阶段，抽水蓄能、锂电池等多种储能的能量转化效率均在70%以上，而氢储能需要完成“电‒氢‒电”两次能量转换，整体效率不到40%，与其他储能的效率差距明显。
其次，成本高昂。
制氢成本是一方面，系统成本是另一方面。
氢储能是否具备经济性，是其规模化推广应用的先决条件。
而经济性取决于充（制氢）放（发电）电价差。
假设绿电-制氢-发电场景：机构研究结果表明，可再生能源电价占绿氢制氢成本的60%-70%。以0.15元/kWh可再生能源发电电价和50kWh/kg制氢电耗计算，可再生能源制氢的成本约为10.7-12.5元/kg。按照单位千克氢气发电18kWh和0.6元/kWh售电价格计算，售电收入为10.8元/kg，最多与制氢成本勉强持平，全链条算下来必然亏损。
当前抽水蓄能和压缩空气储能投资功率成本约为7000元/kW，电化学储能成本约为2000元/kW，而氢储能系统成本约为13000元/kW，远高于其他储能方式。其中，燃料电池发电系统造价约9000元/kW，占到总投资的近70%。
最后，受技术、经济、政策和标准等因素的制约，氢能在新型电力系统中的应用仍面临诸多挑战。
那么，氢储能未来发展方向在哪？
03
广义氢储能打开市场空间
从广义上讲，氢储能是“电‒氢”单向转换，以气态、液态或固态等形式存储起来，既可以服务于电力，应用于新型电力系统“源网荷”的各个环节。又可以为交通、建筑和工业等终端部门提供高纯度氢气。
从成本端来看，未来，随着新能源电力价格以及电解资本支出的下降，氢储能中的电解系统成本将大幅下降。根据专业机构估算，当电价为0.5元/kW·h时，碱性电解和PEM电解的单位制氢成本分别为33.9元/kg和42.9元/kg，而当电价下降为0.1元/kW·h时，上述数值分别仅为9.2元/kg和20.5元/kg。
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固态储氢落地应用
通过技术领域的摸索，对这三种方式进行简单比较，可以大致得到一些确定性的结论。
气态储运的成本较低、充放氢速度较快，目前最为成熟，应用也最广。但储氢密度与运输半径较为有限，所以适用于短途运输。
