儲氫技術助力氫儲能在“新能源發電+燃料電池發電”領域的發展

目前，公眾普遍認為“風力 (太陽能) 發電→電解水制氫→氫氣存儲→燃料電池發電”是未來理想清潔能源產生與利用的重要路徑之一。其中，氫儲能便是通過儲存可再生能源發電電能或富余電能進行電解水所產生的氫氣（綠氫）實現，并在需要時將所儲存的氫氣通過燃料電池實現化學能向電能的轉化，是長時儲能的重要手段，可以實現風光清潔能源的跨日甚至跨季節調節。因此，氫儲能對可再生能源電能存儲、我國新能源發展布局以及“雙碳”目標實現無疑具有重要意義。

眾所周知，可再生能源發電具有間歇性、波動性的特點，無法直接并入電網。氫儲能可以有效將電解制氫、儲氫、氫利用三者進行結合，從而實現可再生能源高效儲存以及利用，培育高效先進的清潔能源發展利用模式，并且氫儲能的不斷發展與成熟可以有效解決當前“棄風棄光”的可再生能源利用問題，促進可再生能源進一步深度發展與應用。因此，可以通過將其產生的電能以電解水制得氫氣的方式進行存儲，并通過燃料電池穩定發電并入電網，從而實現可再生能源電能的高效利用。并且，氫儲能電站系統簡單、維修方便、啟動迅速，可以有效實現對電網供電的補充。

目前，氫儲能在國外已進入商業化應用階段，而國內則發展較慢，仍處于示范站建設階段。2022年1月，安徽六安建設的國內首個具有自主知識產權的MW級固體聚合物電解水制氫、儲氫以及燃料電池發電示范站實現全鏈條貫通且并網發電，可實現可再生能源的最大程度儲存與利用。到2030年，中國將要發展風電、太陽能發電總裝機將達12億kW以上，這將使得“十四五”“十五五”期間中國新能源年均新增7000萬kW以上，這種幅度的新能源增量無疑需要強有力儲能裝置（如氫儲能、液流電池等）進行配套。

安徽六安兆瓦級氫能綜合利用示范站

氫氣液化溫度極低，約-253℃，并且易導致金屬發生氫脆以及氫氣泄漏。目前，燃料電池供氫系統主要有高壓儲氫、液化儲氫以及固態儲氫。

低溫液態儲氫主要通過降低溫度的方式將氣態氫轉化為液態氫，但由于能耗大、成本高限制了其大規模應用；固態儲氫利用儲氫材料（如儲氫合金等）實現氫氣的可逆充放，由于高體積儲氫密度、低能耗以及高安全性的特點，在燃料電池車載系統以及未來儲氫具有廣泛前景，但目前主要在試驗階段。而以高壓物理儲氫技術實現氫氣儲存，一般采用壓縮機獲得，將氫氣壓縮至高壓儲氫容器所需要的壓力后儲存，雖然存在著儲氫密度低、安全性有待改善的問題，但由于簡便易行、成本低以及沖放氫速度快等特點，是目前的最主要儲氫手段。

高壓物理儲氫通過加壓的方式實現氣態氫氣的儲存，其能耗較低溫液態儲氫小，成本也低，是目前大部分企業（如浙江巨化、北京科泰克等企業）在加氫站儲氫以及車載儲氫主要采取方法。目前，儲氫站氣瓶容積分別從45L-1500L不等，普遍采用最為成熟且成本低的固定式鋼制儲氫瓶和鋼制壓力容器。目前工業中普遍采用的是20MPa鋼制氫瓶，并且可與 45MPa鋼制氫瓶、98MPa鋼帶纏繞式壓力容器進行組合應用。隨著高壓儲氫容器的不斷發展，其壓力上限也在不斷提高，國際上加氫站通用的標準為70MPa的壓力上限，而在日本其安全上限已提高到88MPa，在中國最先進的常熟加氫站最高可達98MPa。但由于其狀態仍為氣態，使得其儲氫密度僅為約40g/L，與DOE所發布的55g/L的儲氫目標還有一段距離。

在2020年12月國務院頒發的《新時代的中國能源發展》白皮書中便指出要加快對氫氣存儲的發展，促進氫能燃料電池技術鏈的完善。隨著光伏產業等新能源發電領域的迅速發展以及成本的不斷降低，氫儲能將成為未來清潔能源儲能的重要選項。目前，電解水制氫以及燃料電池發電總體成本較高，仍需要在關鍵材料與技術上不斷實現國產化，不斷提高發電效率與協同控制，加快政策完善與儲氫系統建設。但在未來十年，隨著儲氫技術的進一步提高，氫儲能的產業化發展與高效建設十分可期。