高成绿能：氢储能发电应用痛点及解决策略

“当前氢气成本高、电站造价成本高、能量转换效率低、技术成熟度低，以及制氢-储氢-运氢-发电整个流程较长，法规制度不健全等诸多因素给氢储能发电应用推广带来了极大挑战。”高成绿能首席技术官侯向理在2022高工氢电年会上表示，我们要寻找便宜氢源，提高能量利用效率，寻找高电价应用场景，寻求政策支持，并挖掘新型应用领域。

在本届年会，侯向理发表了“氢储能的探索与实践”的主题演讲。他深入解读了氢储能的优势及未来发展趋势，同时结合高成绿能多年在氢储能领域的应用实践，针对氢储能发电应用模式所存在的挑战进行了分析，并提出了相应的解决策略。

氢储能趋势与优势

据国家能源局数据显示，2022年前三季度，全国可再生能源新增装机9036万千瓦，占全国新增发电装机的78.8%；全国可再生能源发电量1.94万亿千瓦时，占全国发电量6.3万亿千瓦时的30.8%。可再生能源新增装机和可再生能源发电量的占比都有进一步上升的趋势。

可再生能源存在时空性、随机性、波动性共存的特点，无法与用电需求完美匹配，尤其在新增装机和发电量同时上升的趋势下，储能的重要性日益凸显。为此，我国政策对于储能给予了一定的补贴和要求，进一步推动了储能市场规模的提升。按照新能源项目储能设施配建比例不低于装机容量的10%来计算，全国每年新能源项目新增配套储能超过1000万千瓦。

储能有很多的技术路线，有抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能、飞轮储能、超级电容器等。2021年中国储能市场装机功率为43.44GW，位居全球第一。其中，抽水蓄能装机功率占比86.5%，电化学储能装机功率占比11.8%。目前抽水蓄能占据主要市场地位。但氢储能作为新兴的储能方式，越来越得到重视，前景被广泛看好。

《“十四五”新型储能发展实施方案》中提到，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，示范工作重点提及可再生能源制储氢(氨)、氢电耦合等氢储能示范应用。2022年11月，国家能源局召开新闻发布会也提出，要扩大可再生能源非电利用规模，推动可再生能源规模化制氢。对比其他储能方式来看，氢储能的确有几大优势：

1、满足新能源的消纳，氢储能适合长周期、大规模储能，储运和使用方式比较灵活，可使用纯氢运输、天然气掺氢、特高压输电受端制氢和液氨等方式，不仅可以与电能之间相互转化，而且还可以与含氢化合物促进工业脱碳；

2、氢储能受到地理限制和生态保护的限制比较少，相比于压缩空气、抽水蓄能等其他大规模储能技术而言，氢储能不需要特定的地理条件，应用场景更加广泛；

3、氢储能具有一定的规模储能经济性，储能系统的边际成本随着规模会逐渐下降，规模化储氢比储电的成本要低一个数量级。

美国能源部《储能大挑战路线图》指出，氢可作为电-氢能源转换体系的关键媒介和能源转型的基石，容易获得，来源多样，用途广泛，战略意义重大。

氢储能发电应用模式痛点与解决策略

在解读了氢储能的优势及未来发展趋势后，侯向理还重点分析了氢储能发电应用模式痛点。“当前通过多种方式获得氢能源，用于氢储能电站获得的电能及热能可以满足家庭生活、工业用电、商场、医院、交通等领域的需求。”侯向理说，氢储能可以实现分布式智能供电及多能互补，但当前氢储能发电的经济性问题还有待解决。

氢储能发电的经济性取决于充（制氢）放（发电）电价差。假设绿电-制氢-发电场景：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。整个链条电-氢-电能量转化效率只有30%多，这导致充放电电价差值至少5倍以内都没有经济性。

整体来看，当前氢气成本高、电站造价成本高、能量转换效率低、技术成熟度低，以及制氢-储氢-运氢-发电整个流程较长，法规制度不健全等诸多因素给氢储能发电应用推广带来了极大挑战。出路在哪？侯向理认为：“要寻找便宜氢源，提高能量利用效率，寻找高电价应用场景，寻求政策支持，挖掘新型应用领域。”具体如下：

1、进一步提高全链条电能转化效率，并充分利用副产热。

2、可再生能源电价是否可以进一步降低到0.1元/kWh甚至更低？同时寻找销售电价更高的场景？

3、氢气价格是否有更便宜的来源，譬如副产氢、进口氢？

4、前期是否可以寻找一定政策支持，促进技术进步和产业链成本下降，顺利度过产业培育期。

5、特定场景挖掘与其他储能技术的比较优势，譬如长周期、低频率、大容量应用领域。

6、将氢储能发电与氢气多种工业应用相结合，提高氢气使用灵活性与经济性。

预计未来随着氢气规模化制造、成本进一步降低，以及电站成本大幅下降、能量转化效率进一步提升，法律法规的进一步完善，氢储能发电示范应用将逐步过渡至商业化推广。

氢储能电站应用案例

在演讲的最后，侯向理分享了高成绿能多年来在氢储能发电领域的应用实践。他用高成绿能已经交付或正在交付的应用案例，进一步深入分析了不同类型氢储能电站的产品特点。

第一类，电解水制氢储能电站。以高成绿能成功交付嘉兴红船基地“零碳”智慧园区的热电联供电站、浙江巨化装备工程集团的氢能方舱系统、为浙江正泰新能源设计建造的燃料电池储能电站为例，这三类电站都是采用绿氢。

其中，为嘉兴恒创电力集团、嘉兴市供电局设计建造的电站是国内首座氢储能热电联供电站，采用PEM电解水制氢，用屋顶光伏发电制氢，实现热能与电能的双利用，相辅相成提高能源的利用效率，并入整个智慧能源体系，实现远程监控。

为浙江正泰新能源设计建造的燃料电池储能电站，采用了碱式制氢&PEM电解水制氢双系统，双电源系统（光伏+谷电）供电制氢，搭配多辆氢能观光车进行示范运行；为浙江巨化设计建造的氢能方舱系统，采用可再生能源制氢及金属储氢系统。产生的热能除供应园区外，还用于金属储氢。在双热管理系统下，余热得到了高效利用。

目前，可再生能源制氢储能电站主要用于发电侧领域，实现长周期、大体量储能，形成真正的绿色闭环式能源产业链。

第二类，特殊场景下的即产即用电站。采用甲醇醇类制氢，燃料为化石燃料，对储存要求不太高，氢气即产即用，具备高稳定性、高可靠性，且安全设施完善。

化石资源/醇类制氢工艺成熟、成本低廉，具备较强的规模效应，是目前工业氢气的主要制取路径。目前全球氢气消费量超过96％是通过化石燃料制取的。“我们认为化石燃料制氢在一定场景下也有其利用价值。通过化石燃料制取，借助于碳捕集与封存技术CCS可以有效降低该类制氢方式的碳排放，将灰氢转变为蓝氢，以实现未来能源的可持续发展。”侯向理说。

第三类，备用电源。高成绿能与厦门铁塔、德州铁塔合作，为5G基站提供备用电源。“我们为厦门铁塔5G基站提供了5kW和10kW的备用电源，进行了为期3个月的实测。”侯向理透露，实测让我们坚定看好燃料电池未来在基站备用电源领域的应用。

政策层面也有好消息：2021年7月，工信部印发《新型数据中心发展三年行动计划（2021-2023年）》明确：支持探索利用锂电池、储氢和飞轮储能等作为数据中心多元化储能和备用电源装置；2022两会期间，提出实施“东数西算”工程，统一布局节点型设施，加快打造8大枢纽、10个国家数据中心集群，稳妥有序推进国家新型互联网交换中心、国家互联网骨干直连点建设。未来全国各地的数据中心作为“能耗大户”，将是氢储能重要的应用场景。

第四类，化工副产氢电站。目前高成绿能与一家精细化工公司合作，发电系统规模为2兆瓦，燃料为提纯后的低成本化工副产氢，电站的公用工程需求与工厂契合通用，可以实现降碳省电，解决拉闸限电的问题。

当前国内化工副产氢存量大，尤其是氯碱行业和丙烷脱氢行业存在大量的工业副产氢，经过有效利用可帮助工厂降碳省电。

高成绿能成立于2006年，位于浙江省长兴县，是国内首批成立的燃料电池企业之一。经过16年的沉淀与发展，公司拥有从催化剂、膜电极、燃料电池、电解水制氢到燃料电池系统的全产业链核心技术和自主知识产权；建立了便携式、移动式、固定式燃料电池发电系统研发中心、制造中心；客车、重卡等车载动力燃料电池系统研发中心、运维中心，是集研发、生产和服务为一体的军民融合型国家高新技术企业。

基于对自身优势及外部形势的判断，高成绿能确立了“重点布局氢储能电站的市场、强化车载端市场拓展应用、同步拓展零售市场”的布局策略。凭借配套多个典型的氢储能电站项目，高成绿能成为氢储能发电新时代的先锋企业。