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我國能源資源稟賦的特點是“富煤、缺油、少氣”，能源結(jié)構(gòu)主要以煤炭為主，原油和天然氣資源的對外依存度較高。2014年6月，習(xí)近平*就推動能源生產(chǎn)和消費革命提出“四個革命、一個合作”的能源發(fā)展戰(zhàn)略思想，為推進我國能源清潔低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展指明了方向。“十三五”時期，我國能源消費結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化，非化石能源消費比重從12.1%提高至15.9%，平均每年提高了0.76個百分點。面對全球性的氣候危機，中國在2020年9月向世界鄭重承諾：我國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。2020年我國全社會碳排放約1.06×10¹⁰ t，其中電力行業(yè)碳排放約4.6×10⁹ t，占比高達43.4%。在此形勢下，電力行業(yè)肩負著“雙碳”目標實現(xiàn)的重要歷史使命，將承擔(dān)著主力軍的關(guān)鍵角色。

2021年中央財經(jīng)委員會第九次會議指出：要構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。新型電力系統(tǒng)的內(nèi)涵是：以新能源為供給主體、以確保能源電力安全為基本前提、以滿足經(jīng)濟社會發(fā)展電力需求為首要目標，以堅強智能電網(wǎng)為樞紐平臺，以“源網(wǎng)荷儲”互動與多能互補為支撐，具有清潔低碳、安全可控、靈活高效、智能友好、開放互動的基本特征。氫能是一種來源豐富、綠色低碳、應(yīng)用廣泛的二次能源，將為新型電力系統(tǒng)的安全低碳建設(shè)發(fā)揮重要價值。2022年3月，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021—2035年）》，氫能的戰(zhàn)略定位被提升到了未來國家能源體系的重要組成部分。

目前，許多國內(nèi)外主流機構(gòu)對氫能在終端能源的消費比重進行了預(yù)測。國際氫能委員會（Hydrogen Council）發(fā)布的報告《氫能規(guī)?；?mdash;—全球能源轉(zhuǎn)型的可持續(xù)途徑》預(yù)計到2050年，在將溫度升幅控制在2 ℃前提下，氫能將承擔(dān)全球18%的終端能源消費（約80 EJ），全年的二氧化碳排放量能夠較現(xiàn)在減少約6×10⁹ t。美國燃料電池和氫能協(xié)會（FCHEA）發(fā)布的報告《美國氫能經(jīng)濟路線圖——減排及驅(qū)動氫能在全美實現(xiàn)增長》預(yù)計到2050年，氫能將滿足美國終端能源需求的14%。歐盟委員會發(fā)布的兩項戰(zhàn)略計劃《歐盟氫能戰(zhàn)略》和《歐盟能源系統(tǒng)集成戰(zhàn)略》預(yù)計到2050年，氫能可以滿足全歐盟24%的終端能源需求。

從中國范圍來看，根據(jù)中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟（簡稱“中國氫能聯(lián)盟”）預(yù)測，到2030年中國氫氣需求量將達到3.5×10⁷ t，在終端能源體系中占比5%，到2050年氫氣需求量接近6×10⁷ t，氫能將在中國終端能源體系中占比至少達到10%，可減排約7×10⁸ t二氧化碳；《中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告2020》和《2021中國能源化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》得出2050年氫能在我國能源體系中占比10%的相同結(jié)論。與上述時點不同，《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2020》預(yù)計在2060年氫能在我國終端能源消費中占比將達20%左右。綜合以上數(shù)據(jù)，保守估計2050年氫能在我國終端能源體系占比將達10%。氫能將與電能耦合互補，共同成為我國終端能源體系的重要消費主體。

當前關(guān)于氫儲能的綜述性研究較多關(guān)注技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用進展、可再生能源系統(tǒng)集成等方面，而針對氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價值分析研究較為匱乏。針對于此，本文從我國新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”各個環(huán)節(jié)對氫儲能的應(yīng)用價值進行梳理和歸納，力求深入探討氫儲能在新型電力系統(tǒng)中應(yīng)用存在的挑戰(zhàn)并展望未來發(fā)展。通過本文的研究，可以促進氫儲能產(chǎn)業(yè)與新型電力系統(tǒng)建設(shè)的有機融合，驅(qū)動電力、交通、建筑和工業(yè)等部門的碳排放快速達峰。

二、氫儲能系統(tǒng)與技術(shù)

（一）氫儲能系統(tǒng)

近年來，我國新能源發(fā)展勢頭迅猛。截至2021年年底，我國新能源發(fā)電裝機達到7.26×10⁸ kW，其中風(fēng)電3.28×10⁸ kW、太陽能發(fā)電3.07×10⁸ kW，分別連續(xù)12年和7年穩(wěn)居較前位。由于新能源的間歇性特點，加之輸電容量有限，棄風(fēng)和棄光問題隨著新型電力系統(tǒng)中風(fēng)電、光伏滲透率的不斷增加將日益突出。此外，在連續(xù)無風(fēng)、無光等惡劣天氣下，將造成新型電力系統(tǒng)電力供應(yīng)可靠性大幅下降甚至出現(xiàn)大面積缺電現(xiàn)象。儲能作為重要的調(diào)節(jié)資源，對于促進新能源高比例消納和保障電力電量實時平衡具有重要作用。2021年7月，國家發(fā)展和改革委員會、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出，2030年新型儲能裝機規(guī)模達到30 GW以上，從政策層面明確和量化了儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標。

現(xiàn)有的儲能系統(tǒng)主要分為五類：機械儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能、熱儲能和化學(xué)儲能。機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等；電化學(xué)儲能主要包括鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池和液流電池；電磁儲能包括超級電容器儲能和超導(dǎo)儲能；熱儲能是將熱能儲存在隔熱容器的媒介中，適時實現(xiàn)熱能直接利用或者熱發(fā)電；化學(xué)儲能是指利用氫等化學(xué)物作為能量的載體。儲能即儲存能量，根據(jù)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(xué)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(nèi)的就地使用。

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(yōu)勢，可在新型電力系統(tǒng)建設(shè)中發(fā)揮重要作用。氫儲能技術(shù)是利用電力和氫能的互變性而發(fā)展起來的。氫儲能既可以儲電，又可以儲氫及其衍生物（如氨、甲醇）。狹義的氫儲能是基于“電 ? 氫 ? 電”（Power-to-Power，P2P）的轉(zhuǎn)換過程，主要包含電解槽、儲氫罐和燃料電池等裝置。利用低谷期富余的新能源電能進行電解水制氫，儲存起來或供下游產(chǎn)業(yè)使用；在用電高峰期時，儲存起來的氫能可利用燃料電池進行發(fā)電并入公共電網(wǎng)。廣義的氫儲能強調(diào)“電 ? 氫”單向轉(zhuǎn)換，以氣態(tài)、液態(tài)或固態(tài)等形式存儲氫氣（Power-to-Gas，P2G），或者轉(zhuǎn)化為甲醇和氨氣等化學(xué)衍生物（Power-to-X，P2X）進行更安全地儲存。

氫儲能與其他儲能方式相比，具有以下4個方面的明顯優(yōu)勢：

①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(guī)模（百吉瓦級別）上的優(yōu)勢比其他儲能明顯，如圖1所示；

②在規(guī)模儲能經(jīng)濟性方面，隨著儲能時間的增加，儲能系統(tǒng)的邊際價值下降，可負擔(dān)的總成本也將下降，規(guī)?；瘍浔葍﹄姷某杀疽鸵粋€數(shù)量級；

③在儲運方式靈活性方面，氫儲能可采用長管拖車、管道輸氫、天然氣摻氫、特高壓輸電 ? 受端制氫和液氨等方式；

④在地理限制與生態(tài)保護上，相較于抽水蓄能和壓縮空氣儲能等大規(guī)模儲能技術(shù)，氫儲能不需要特定的地理條件且不會破環(huán)生態(tài)環(huán)境。

圖1 各類儲能在放電時間和容量性能的對比

2020年12月，美國能源部（DOE）發(fā)布了儲能大挑戰(zhàn)路線圖，這是美國發(fā)布的關(guān)于儲能的綜合性戰(zhàn)略，氫儲能是其中的主要探討對象。根據(jù)美國國家可再生能源實驗室（NREL）預(yù)測，到2050年，持續(xù)放電時間12 h以上的長時儲能的裝機容量將會顯著增長，在未來30年將會部署裝機容量為125 GW到680 GW的長時儲能。根據(jù)Hydrogen Council研究報告，當可再生能源份額達到60%~70%以上時，對氫儲能的需求會呈現(xiàn)出指數(shù)增長勢態(tài)。

截至2021年11月，世界主要發(fā)達國家在運營的氫儲能設(shè)施已有9座，均分布在歐盟，如表1所示。

表1 主要發(fā)達國家在運營氫儲能設(shè)施

目前，國內(nèi)也有少量氫儲能項目已正式運行或試運行。安徽六安兆瓦級制氫綜合利用示范工程是國內(nèi)兆瓦級氫儲能電站，利用1 MW質(zhì)子交換膜電解制氫和余熱利用技術(shù)，實現(xiàn)電解制氫、儲氫、售氫、氫能發(fā)電等功能。寧夏寶豐一體化太陽能電解水制氫儲能及綜合應(yīng)用示范項目為單廠規(guī)模大、單臺產(chǎn)能的電解水制氫項目，采用新能源發(fā)電 ? 電解水制綠氫 ? 綠氧直供煤化工的模式，包括2×10⁵ kW光伏發(fā)電裝置和產(chǎn)能為每小時2×10⁴ m³的電解水制氫裝置，項目投產(chǎn)后每年可減少二氧化碳排放約4.45×10⁵ t。大陳島氫能綜合利用示范工程是個海島“綠氫”綜合能源示范項目，通過構(gòu)建基于*新能源發(fā)電的制氫 ? 儲氫 ? 燃料電池?zé)犭娐?lián)供系統(tǒng)，實現(xiàn)清潔能源*消納與全過程零碳供能。

（二）氫儲能技術(shù)

與其他燃料相比，氫的質(zhì)量能量密度大，但體積能量密度低（汽油的1/3000），因此構(gòu)建氫儲能系統(tǒng)的重要前提條件之一是在較高體積能量密度下儲存氫氣。目前，主要儲氫方式可以分為物理儲氫和化學(xué)儲氫。物理儲氫包括高壓氣態(tài)儲存技術(shù)、低溫液態(tài)儲存技術(shù)和地質(zhì)儲氫技術(shù)；化學(xué)儲氫包括固態(tài)儲存技術(shù)、有機液態(tài)儲氫技術(shù)和液氨儲氫技術(shù)。不同儲氫技術(shù)的密度如表2所示。

表2 不同儲氫技術(shù)的密度

1. 物理儲氫技術(shù)

（1）高壓氣態(tài)儲存技術(shù)。高壓氣態(tài)儲氫是指在高壓下，將氫氣壓縮，以高密度氣態(tài)形式儲存于特定容器中，是目前應(yīng)用*泛的儲氫方式。相對其他儲氫技術(shù)，其具有成本較低、能耗低、易脫氫、工作條件較寬松等特點，是目前常用并且發(fā)展成熟的儲氫技術(shù)，其難點主要集中在儲氫容器的研制上。目前，儲氫容器通常為耐高壓的鋼制氣瓶，主要包括金屬儲罐、金屬內(nèi)襯纖維纏繞儲罐和全復(fù)合輕質(zhì)纖維纏繞儲罐。

（2）低溫液態(tài)儲存技術(shù)。低溫液態(tài)儲氫將氫氣冷卻至-253 ℃，液化儲存于低溫絕熱液氫罐中，儲氫密度可達約71 kg/m³，體積密度為氣態(tài)時的845倍，實現(xiàn)高效儲氫，其輸送效率高于氣態(tài)氫。但液氫裝置一次性投資較大，液化過程中能耗較高，儲存過程中有一定的蒸發(fā)損失，其蒸發(fā)率與儲氫罐容積有關(guān)，大儲罐的蒸發(fā)率遠低于小儲罐。國內(nèi)液態(tài)儲氫應(yīng)用成本較高，目前主要用于航天航空領(lǐng)域及軍事領(lǐng)域。北京航天試驗技術(shù)研究所（101所）以及北京中科富海低溫科技有限公司等正在突破相關(guān)核心裝備。

（3）地質(zhì)儲氫技術(shù)。氫氣地質(zhì)儲存是氫能大規(guī)模和長期儲存的*。國際上，根據(jù)現(xiàn)有的地理條件，選擇鹽穴、廢棄礦井、油氣井和含水層大規(guī)模長期儲存壓縮氫氣的方式。這種儲氫成本低，約0.6美元/kg，效率約為98%。從具體國家來看，美國具有的可儲存氫的鹽穴（1×10⁴~2×10⁴ t），英國有3個鹽穴可以儲存1000 t氫氣，德國計劃于2023年建設(shè)1個氫氣的鹽穴儲存示范項目（3500 t）。

2. 化學(xué)儲氫技術(shù)

與物理儲氫不同，化學(xué)儲氫方案一般通過利用儲存介質(zhì)與氫氣結(jié)合為穩(wěn)定化合物的方式實現(xiàn)氫儲存。用氫時，通過加熱或其他方式使化合物分解放氫，同時回收儲存介質(zhì)。根據(jù)儲存介質(zhì)種類不同，化學(xué)儲氫技術(shù)主要包括金屬氫化物儲氫、液態(tài)有機氫載體儲氫、無機物儲氫、液氨儲氫等。與高壓氣態(tài)儲氫和低溫液態(tài)儲氫相比，化學(xué)儲氫技術(shù)成熟度相對較低，目前多在實驗室、示范項目環(huán)節(jié)。

（1）固態(tài)儲存技術(shù)。固態(tài)儲氫是利用氫氣和儲氫材料之間發(fā)生物理或化學(xué)反應(yīng)從而轉(zhuǎn)化為固溶體或者氫化物的形式進行氫氣儲存。固態(tài)儲氫材料主要可分為物理吸附儲氫和化學(xué)氫化物儲氫。相較于高壓氣態(tài)和低溫液態(tài)儲氫，其儲氫體積密度較大、儲氫壓力小、運輸方便、安全性高、可重復(fù)利用等優(yōu)點，適用于對體積要求較嚴格的應(yīng)用場景，是*發(fā)展?jié)摿Φ囊环N儲氫方式。但其對儲氫材料要求較高，目前，各種材料多數(shù)處于研究階段。

（2）有機液態(tài)儲氫。有機液態(tài)儲氫是通過不飽和液體有機物的可逆加氫和脫氫反應(yīng)來實現(xiàn)氫能儲存的方法。該技術(shù)先將液體有機氫能載體催化加氫儲能，再將加氫后的液體輸送至各站點分發(fā)，最后輸入脫氫反應(yīng)裝置中發(fā)生催化脫氫反應(yīng)，釋放氫能。有機液態(tài)儲氫具有較高儲氫密度，在環(huán)境條件下即可儲氫，安全方便，可實現(xiàn)跨季節(jié)、跨地區(qū)的長期儲存，便于長距離運輸，但也存在費用高，氫氣純度不夠等缺點。

（3）液氨儲氫技術(shù)。氫與氮氣在催化劑作用下合成液氨，以液氨形式儲運。液氨在常壓、約400 ℃下分解放氫。相比于低溫液態(tài)儲氫技術(shù)要求的極低氫液化溫度（-253 ℃），氨在一個大氣壓下的液化溫度要高得多（-33 ℃），“氫 ? 氨 ? 氫”方式的耗能、實現(xiàn)難度及運輸難度相對更低。同時，液氨儲氫中體積儲氫密度比液氫高1.7倍，更遠高于長管拖車式氣態(tài)儲氫技術(shù)。該技術(shù)在長距離氫能儲運中有一定優(yōu)勢。

相比于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)，新型電力系統(tǒng)有以下幾點重要變化，如圖2所示：

①從發(fā)電側(cè)形態(tài)上看，將從以火電為主轉(zhuǎn)向以風(fēng)、光等新能源發(fā)電為主。特征變化方面，從高碳電力系統(tǒng)變?yōu)榈吞茧娏ο到y(tǒng)、從連續(xù)可控電源變?yōu)殡S機波動電源。

②從電網(wǎng)側(cè)形態(tài)上看，將從單一大電網(wǎng)演變?yōu)榇箅娋W(wǎng)與微電網(wǎng)互補并存。特征變化方面，從剛性電網(wǎng)變?yōu)殪`活韌性電網(wǎng)、電網(wǎng)數(shù)字化水平從低到高。

③從用戶側(cè)形態(tài)來看，將從電力消費者轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏?ldquo;產(chǎn)消者”。特征變化方面，從靜態(tài)負荷資源轉(zhuǎn)變?yōu)閯討B(tài)可調(diào)負荷資源、從單向電能供給變?yōu)殡p向電能互濟、終端電能替代比例從低到高。

④從電能平衡方式上看，將由“源隨荷動”轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;源網(wǎng)荷儲”互動。特征變化方面，從自上而下調(diào)度模式變?yōu)槿W(wǎng)協(xié)同的調(diào)度模式、從實時平衡模式變?yōu)榉?實時平衡模式。

⑤從技術(shù)基礎(chǔ)形態(tài)上看，將從以同步機為主的機械電磁系統(tǒng)變?yōu)橐酝綑C和電力電子設(shè)備共同主導(dǎo)的混合系統(tǒng)。特征變化方面，從高轉(zhuǎn)動慣量系統(tǒng)變?yōu)槿蹀D(zhuǎn)動慣量系統(tǒng)。

圖2 新型電力系統(tǒng)與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的對比

針對上述變化，新型電力系統(tǒng)面臨著諸多新訴求：

①構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的核心是新能源成為主體電源后如何實現(xiàn)不同時間尺度上的功率與能量平衡，其關(guān)鍵在于統(tǒng)籌發(fā)展不同功能定位的儲能。電化學(xué)儲能主要解決系統(tǒng)短期尺度的功率平衡，難以應(yīng)對周、月、季等長期尺度下的能量不平衡問題，亟需引入先進的長時儲能技術(shù)。

②隨著新能源逐步取代化石能源裝機，能量在空間上的不平衡性愈發(fā)凸顯?，F(xiàn)階段調(diào)峰資源以火電機組、抽水蓄能電站為主，跨區(qū)域調(diào)峰能力受輸配電網(wǎng)絡(luò)布局和容量的限制，且隨著煤電機組的提前退役和抽水蓄能電站開發(fā)殆盡，未來調(diào)節(jié)能力有限，亟需引入大規(guī)模、跨區(qū)域的新興調(diào)峰手段。

③電能替代是實現(xiàn)碳中和目標的重要手段。然而，單純依靠電氣化難以實現(xiàn)重卡運輸、鐵路貨運、航空航天等交通領(lǐng)域和冶金、水泥、化工等工業(yè)領(lǐng)域的深度脫碳，新型電力系統(tǒng)亟需與其他深度脫碳的能源品種進行有機融合。

面對以上新型電力系統(tǒng)的訴求，氫能可發(fā)揮如下的關(guān)鍵作用：

①氫可以多種方式進行儲存，如高壓壓縮、低溫液化、固體儲氫、轉(zhuǎn)化為液體燃料或與天然氣混合儲存在天然氣基礎(chǔ)設(shè)施中，從而實現(xiàn)小時至季節(jié)的長時間、跨季節(jié)儲存；

②液態(tài)氫能量密度大（143 MJ/kg，可折算為40 kWh·kg），約為汽油、柴油、天然氣的2.7倍、電化學(xué)儲能（根據(jù)種類不同，在100~240 Wh/kg）的百倍，氫儲能是少有的能夠儲存百吉瓦時以上的方式，且氫氣的運輸方式多元，不受輸配電網(wǎng)絡(luò)的限制，從而實現(xiàn)大規(guī)模、跨區(qū)域調(diào)峰。

③氫能作為高能量密度、高燃燒熱值的燃料，可在重卡運輸、鐵路貨運、航運和航天等交通應(yīng)用場景發(fā)揮重要作用；與此同時，氫能還是一種重要的工業(yè)原料，綠色氫能可用于替代化石燃料作為冶金、水泥和化工等工業(yè)領(lǐng)域的還原劑。

氫儲能在新型電力系統(tǒng)中的定位有別于電化學(xué)儲能，主要是長周期、跨季節(jié)、大規(guī)模和跨空間儲存的作用，在新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”中具有豐富的應(yīng)用場景，如圖3所示。

圖3 氫儲能在新型電力系統(tǒng)“源網(wǎng)荷”的應(yīng)用場景

（一）氫儲能在電源側(cè)的應(yīng)用價值

氫儲能在電源側(cè)的應(yīng)用價值主要體現(xiàn)在減少棄電、平抑波動和跟蹤出力等方面。

1. 利用風(fēng)光棄電制氫

由于光伏、風(fēng)力等新能源出力具有天然的波動性，棄光、棄風(fēng)問題一直存在于電力系統(tǒng)中。隨著我國“雙碳”目標下新能源裝機和發(fā)電量的快速增長，未來新能源消納仍有較大隱憂。因此，利用廣義氫儲能將無法并網(wǎng)的電能就地轉(zhuǎn)化為綠氫，不僅可以解決新能源消納問題，并可為當?shù)毓I(yè)、交通和建筑等領(lǐng)域提供清潔廉價的氫能，延長綠色產(chǎn)業(yè)鏈條。國家能源局統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2020年我國棄水、棄風(fēng)和棄光電量為3.01×10¹⁰ kW·h、1.66×10¹⁰ kW·h和5.26×10⁹ kW·h。制氫電耗按照5 kW·h/Nm³計算，理論上總棄電量可制取綠氫9.28×10⁵ t。

2. 平抑風(fēng)光出力波動

質(zhì)子交換膜（PEM）電解技術(shù)可實現(xiàn)輸入功率秒級、毫秒級響應(yīng)，可適應(yīng)0~160%的寬功率輸入，冷啟動時間小于5 min，爬坡速率為每秒*，使得氫儲能系統(tǒng)可以通過實時地調(diào)整跟蹤風(fēng)電場、光伏電站的出力。氫儲能系統(tǒng)在風(fēng)電場、光伏電站出力尖峰時吸收功率，在其出力低谷時輸出功率。風(fēng)光總功率加上儲氫能的功率后的聯(lián)合功率曲線變得平滑，從而提升新能源并網(wǎng)友好性，支撐大規(guī)模新能源電力外送。

3. 跟蹤計劃出力曲線

通過對風(fēng)電場、光伏電站的出力預(yù)測，有助于電力系統(tǒng)調(diào)度部門統(tǒng)籌安排各類電源的協(xié)調(diào)配合，及時調(diào)整調(diào)度計劃，從而降低風(fēng)光等隨機電源接入對電力系統(tǒng)的影響。另一方面，隨著新能源逐步深入?yún)⑴c我國電力市場，功率預(yù)測也是報量、報價的重要基礎(chǔ)。然而，由于預(yù)測技術(shù)的限制，風(fēng)光功率預(yù)測仍存在較大誤差。利用氫儲能系統(tǒng)的大容量和相對快速響應(yīng)的特點，對風(fēng)光實際功率與計劃出力間的差額進行補償跟蹤，可大幅度地縮小與計劃出力曲線的偏差。

（二）氫儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用價值

氫儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用價值主要體現(xiàn)在為電網(wǎng)運行提供調(diào)峰容量和緩解輸變線路阻塞等方面。

1. 提供調(diào)峰輔助容量

電網(wǎng)接收消納新能源的能力很大程度上取決于其調(diào)峰能力。隨著大規(guī)模新能源的滲透及產(chǎn)業(yè)用電結(jié)構(gòu)的變化，電網(wǎng)峰谷差將不斷擴大。我國電力調(diào)峰輔助服務(wù)面臨著較大的容量缺口（見圖4），到2030年容量調(diào)節(jié)缺口將達到1200 GW，到2050年缺口將擴大至約2600 GW。氫儲能具有高密度、大容量和長周期儲存的特點，可以提供非?？捎^的調(diào)峰輔助容量。

圖4 我國2020—2050年調(diào)峰容量缺口

2. 緩解輸配線路阻塞

在我國部分地區(qū)，電力輸送能力的增長跟不上電力需求增長的步伐，在高峰電力需求時輸配電系統(tǒng)會發(fā)生擁擠阻塞，影響電力系統(tǒng)正常運行。因此，大容量的氫儲能可充當“虛擬輸電線路”，安裝在輸配電系統(tǒng)阻塞段的潮流下游，電能被存儲在沒有輸配電阻塞的區(qū)段，在電力需求高峰時氫儲能系統(tǒng)釋放電能，從而減少輸配電系統(tǒng)容量的要求，緩解輸配電系統(tǒng)阻塞的情況。

（三）氫儲能在負荷側(cè)的應(yīng)用價值

氫儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用價值主要體現(xiàn)在參與電力需求響應(yīng)、實現(xiàn)電價差額套利以及作為應(yīng)急備用電源等方面。

1. 參與電力需求響應(yīng)

新型電力系統(tǒng)構(gòu)建理念將由傳統(tǒng)的“源隨荷動”演進為“荷隨源動”甚至“源荷互動”。在此背景下，負荷側(cè)的靈活性資源挖掘十分重要。分布式氫燃料電池電站和分布式制氫加氫一體站可作為高彈性可調(diào)節(jié)負荷，可以快速響應(yīng)不匹配電量。前者直接將氫能的化學(xué)能轉(zhuǎn)化為電能，用于“填谷”。后者通過調(diào)節(jié)站內(nèi)電制氫功率進行負荷側(cè)電力需求響應(yīng)，用于“削峰”。

2. 實現(xiàn)電價差額套利

電力用戶將由單一的消費者轉(zhuǎn)變?yōu)榛旌闲偷?ldquo;產(chǎn)消者”。我國目前絕大部分省市工業(yè)用戶均已實施峰谷電價制來鼓勵用戶分時計劃用電。氫儲能用于峰谷電價套利，用戶可以在電價較低的谷期利用氫儲能裝置存儲電能，在高峰時期使用燃料電池釋放電能，從而實現(xiàn)峰谷電價套利。目前，從2021年國內(nèi)工商業(yè)電價來看，我國一半以上地區(qū)可以達到3∶1峰谷價差要求，價差值在0.5~0.7元/kW·h。此外，我國一些省份已開始實施季節(jié)價差（如浙江?。岣吡讼募竞投镜碾妰r。隨著我國峰谷電價的不斷拉大和季節(jié)電價的執(zhí)行，氫儲能存在著一定的套利空間。

3. 作為應(yīng)急備用電源

柴油發(fā)電機、鉛酸蓄電池或鋰電池是目前應(yīng)急備用電源系統(tǒng)的主流。使用柴油發(fā)電機的短板在于噪音大、高污染排放。鉛酸蓄電池或鋰電池則面臨使用壽命較短、能量密度低、續(xù)航能力差等缺陷。在此情況下，環(huán)保、靜音、長續(xù)航的移動式氫燃料電池是理想的替代方案之一。例如，國內(nèi)的單電堆功率超過120 kW氫燃料電池移動應(yīng)急電源參與抗擊廣東省的“山竹”臺風(fēng)。

（四）氫儲能的未來規(guī)模分析

“源網(wǎng)荷”各側(cè)的氫儲能未來發(fā)展規(guī)模主要受政策驅(qū)動，基于目前的政策情景，短期內(nèi)氫儲能增長點主要在電源側(cè)，而電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)很難形成規(guī)?；?/p>

①電源側(cè)儲能政策方面：我國已有超過20個省份發(fā)布新能源強制配置儲能的相關(guān)政策，所提出的儲能配置比例基本在5%~20%、時間在1~4 h。此外，山東省下發(fā)的《關(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實施意見》鼓勵風(fēng)電、光伏發(fā)電制氫，制氫裝機運行容量視同配建儲能容量。

②電網(wǎng)側(cè)儲能政策方面：2019年5月，國家發(fā)展和改革委員會印發(fā)的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》第十條中明確規(guī)定了電網(wǎng)投資的電儲能資產(chǎn)不計入輸配電價成本。目前，電網(wǎng)側(cè)儲能成本的疏導(dǎo)機制尚不完善，電網(wǎng)企業(yè)投資儲能的積極性不高，短期內(nèi)電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模儲能建設(shè)增長幅度有限。

③用戶側(cè)儲能政策方面：2021年7月，國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4∶1，其他地方原則上不低于3∶1。此外，我國部分省份也開始實行季節(jié)價差。然而，由于氫儲能系統(tǒng)成本過高與效率偏低，目前峰谷價差和季節(jié)價差難以刺激用戶側(cè)氫儲能投資建設(shè)。

氫儲能可有效補充電化學(xué)儲能的不足，助力新型電力系統(tǒng)的發(fā)展，成為未來實現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的重要技術(shù)方向。現(xiàn)階段，我國氫儲能在新型電力系統(tǒng)中應(yīng)用的機遇與挑戰(zhàn)并存。圖5展示了氫儲能、電化學(xué)儲能、抽水蓄能和壓縮空氣儲能在各類性能指標上的對比。可以看出，在儲存容量、放電時長等性能指標上，氫儲能高于其他儲能，且可*新型電力系統(tǒng)的要求，而在投資成本和轉(zhuǎn)化效率方面，與要求仍有一定差距。