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     目前，公众普遍认为“风力 (太阳能) 发电→电解水制氢→氢气存储→燃料电池发电”是未来理想清洁能源产生与利用的重要路径之一。其中，氢储能便是通过储存可再生能源发电电能或富余电能进行电解水所产生的氢气（绿氢）实现，并在需要时将所储存的氢气通过燃料电池实现化学能向电能的转化，是长时储能的重要手段，可以实现风光清洁能源的跨日甚至跨季节调节。因此，氢储能对可再生能源电能存储、我国新能源发展布局以及“双碳”目标实现无疑具有重要意义。

     众所周知，可再生能源发电具有间歇性、波动性的特点，无法直接并入电网。氢储能可以有效将电解制氢、储氢、氢利用三者进行结合，从而实现可再生能源高效储存以及利用，培育高效先进的清洁能源发展利用模式，并且氢储能的不断发展与成熟可以有效解决当前“弃风弃光”的可再生能源利用问题，促进可再生能源进一步深度发展与应用。因此，可以通过将其产生的电能以电解水制得氢气的方式进行存储，并通过燃料电池稳定发电并入电网，从而实现可再生能源电能的高效利用。并且，氢储能电站系统简单、维修方便、启动迅速，可以有效实现对电网供电的补充。

     目前，氢储能在国外已进入商业化应用阶段，而国内则发展较慢，仍处于示范站建设阶段。2022年1月，安徽六安建设的国内首个具有自主知识产权的MW级固体聚合物电解水制氢、储氢以及燃料电池发电示范站实现全链条贯通且并网发电，可实现可再生能源的最大程度储存与利用。到2030年，中国将要发展风电、太阳能发电总装机将达12亿kW以上，这将使得“十四五”“十五五”期间中国新能源年均新增7000万kW以上，这种幅度的新能源增量无疑需要强有力储能装置（如氢储能、液流电池等）进行配套。

安徽六安兆瓦级氢能综合利用示范站

     氢气液化温度极低，约-253℃，并且易导致金属发生氢脆以及氢气泄漏。目前，燃料电池供氢系统主要有高压储氢、液化储氢以及固态储氢。

不同储氢方式对比^[1]

     低温液态储氢主要通过降低温度的方式将气态氢转化为液态氢，但由于能耗大、成本高限制了其大规模应用；固态储氢利用储氢材料（如储氢合金等）实现氢气的可逆充放，由于高体积储氢密度、低能耗以及高安全性的特点，在燃料电池车载系统以及未来储氢具有广泛前景，但目前主要在试验阶段。而以高压物理储氢技术实现氢气储存，一般采用压缩机获得，将氢气压缩至高压储氢容器所需要的压力后储存，虽然存在着储氢密度低、安全性有待改善的问题，但由于简便易行、成本低以及冲放氢速度快等特点，是目前的最主要储氢手段。

     高压物理储氢通过加压的方式实现气态氢气的储存，其能耗较低温液态储氢小，成本也低，是目前大部分企业（如浙江巨化、北京科泰克等企业）在加氢站储氢以及车载储氢主要采取方法。目前，储氢站气瓶容积分别从45L-1500L不等，普遍采用最为成熟且成本低的固定式钢制储氢瓶和钢制压力容器。目前工业中普遍采用的是20MPa钢制氢瓶，并且可与 45MPa钢制氢瓶、98MPa钢带缠绕式压力容器进行组合应用。随着高压储氢容器的不断发展，其压力上限也在不断提高，国际上加氢站通用的标准为70MPa的压力上限，而在日本其安全上限已提高到88MPa，在中国最先进的常熟加氢站最高可达98MPa。但由于其状态仍为气态，使得其储氢密度仅为约40g/L，与DOE所发布的55g/L的储氢目标还有一段距离。

     在2020年12月国务院颁发的《新时代的中国能源发展》白皮书中便指出要加快对氢气存储的发展，促进氢能燃料电池技术链的完善。随着光伏产业等新能源发电领域的迅速发展以及成本的不断降低，氢储能将成为未来清洁能源储能的重要选项。目前，电解水制氢以及燃料电池发电总体成本较高，仍需要在关键材料与技术上不断实现国产化，不断提高发电效率与协同控制，加快政策完善与储氢系统建设^[2]。但在未来十年，随着储氢技术的进一步提高，氢储能的产业化发展与高效建设十分可期。

参考文献

[1] 王恒.氢能发展模式应用[J].农村电气化,2021,(05):65-69.

[2] 梁波,崔磊,刘亚青,桂远乾.水电氢能发展理念与关键技术研究[J].人民长江,2022,53(02):158-163.