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氢储能技术是利用光伏、风电等间歇性新能源发电所产生的富余电能或弃电，通过电解槽制氢，并经由压缩机储存在储氢罐中，在其他需要用电时段由燃料电池发电或通过管道、长管拖车等手段供应用电终端。

相对于传统的储能方式，氢储能的存储规模更大，可达百万千瓦级，存储时间更长，可根据太阳能、风能、水资源等产出差异实现季节性存储。氢储能可以满足长周期、大容量储能要求，实现季节性失衡下所需的电力容量或时间跨度。此外，氢储能可以采用长管拖车、管道输氢、液氨等储运方式，更具灵活性。氢能可以更经济地实现电能或热能的长周期、大规模存储，成为解决弃风、弃光、弃水问题的重要途径，保障未来高比例可再生能源体系的安全稳定运行。

二、氢储能仍处于起步阶段，面临诸多挑战

氢储能目前仍处于起步阶段，根据车百智库和 KPMG 数据，2021 年国内氢储能装机量约为 1.5MW，氢储能渗透率不足 0.1%。目前氢储能仍面临诸多挑战：一方面，氢储能系统效率相对较低。根据车百智库、高盛和 KPMG 数据，氢储能的“电-氢-电”过程存在两次能量转换，整体效率 40%左右，低于抽水储能、锂电池储能等 70%左右的能量转化效率。另一方面，氢储能系统成本相对较高。当前抽水蓄能和压缩空气储能成本约为 7,000 元/千瓦，电化学储能成本约为 2,000 元/千瓦，而氢储能系统成本约为 13,000 元/千瓦，远高于其他储能方式。氢储能工艺流程较长，目前各环节的产业化程度还比较低，实现规模化发展仍需一定时间。

三、氢储能的经济性取决于充（制氢）放（发电）电价差

根据车百智库数据，以 0.2 元/kWh 可再生能源发电电价计算，发电侧可再生能源制氢的成本超过 10 元/千克，按照单位千克氢气发电 20kWh 和0.6 元/kWh 售电价格计算，氢储能收益仅 12 元/kWh，仅与制氢成本持平。长期来看，随着可再生能源发电渗透率的提升，电价峰谷差将逐步拉大，火电等可调节电源的陆续退出，氢储能的安全备用、季节性调峰的价值日渐突显，未来氢储能的综合经济性有望大幅提升。

四、政策推动氢储能快速发展

2021 年，国家发改委、国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,将氢能纳入“新型储能”范畴，未来以可再生能源为主体的电力系统，不仅需要太阳能、风电等一次能源，也需要氢能作为能源的载体和储能与之配合。

此外，山东、甘肃、青海、福建、湖南等省及城市在十四五后发布的产业发展行动计划中已开始培育“风光发电+氢储能”一体化模式以及其他氢储能规划，给予氢储能政策鼓励和支持。从长期角度来看，随着可再生能源发电渗透率的提升，不可再生资源发电的陆续退出，氢储能的安全备用以及季节性调峰的优势将更加突出，未来氢储能的综合经济性有望提升，配合政策支持，氢储能未来的发展空间广阔。

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