高效储能是实现能源转换战略的必解之题，氢储能能否成为正解，需要解决转换效率和储运安全性两个大问题，前者是技术攻关研发的纯技术问题，后者是特种装备制造、新材料的创新和产业链应用疏通能力。

上半年经济因普遍上游涨价，稳增长压力剧增，出口型制造业下滑及多城市的疫情不间断性影响，整体制造业本季承压。

2022 年的保增长重点任务，落在数字化、双碳和绿色发展、内循环基础建设、供应链（价值链、创新链、产业链，详参见十四五规划）重构上，这是短中期明确的重大趋势。而新能源的储能是双碳和绿色发展的上中游衔接重要一环。

长久以来，以石油为主要能源的工业体系被美国垄断和控制，不发展新的能源和能源体系中国就不能真正意义上成为未来的全球领导型国家。这也是百年大计，我们把所有相关的政策做整合研究不难发现，整体路线图在一步步推进。

中俄2个管道、更紧急的双碳承诺任务、新能源车大力引进和发展、新型能源基建疾速开建、页岩气和可燃冰开发、风电的思路转换、水电的因地制宜...都是围绕这一总目标加速推进。

而氢储能是这个赛道的其中一项试验，未来能否成为主流，主要看安全性设备和运输保证的技术发展，考验比较缓慢的纯技术创新和产业应用速度能力，在没有更好的替代技术产业发展的情况下，或成为主选项。

氢储能优势快速科普

氢储能指的是通过环保可循环能源制氢，通过能量在不同载体的转换例如燃料电池系统进行发电并网，实现调峰、调频。氢储能最直接的应用将多产生的电力用来制造可储存的氢气，能储用较长时间，1Nm?氢气大约可产生1.35kWh 电能。

1相较于其他储能技术，氢储能具有长存期、高能密度的特点。而氢储运的重点在于制氢后的运输，长管拖车、管道输氢等常见方式，运至加氢站、发电站、耗能工厂或其他场景。相对来说维护成本、存储时间、周边与大气污染、环境友好方面都具备一定优势。

2一种理想的绿色储能技术。功率、能量可单独优化转换，存放电可以同步进行，不需要分时分段进行。

3相比化学电池储能方式，储能成本是其最大差异。同时容量增益衰减强适应、容量可观，这是市场推进其发展的基础属性。

氢储能产业发展劣势

1在整个产业链中对比石油和其他能源的上游规模效应，投资成本较高，这也属于技术初期发展期的必然，随着技术和规模的不断进步，成本会一直下降。

2正如很多人担心的，储运难度是个大安全性问题。化学课中我们都有了解，氢序号1，是密度最小的气体，化学结构简单，极容易发生反应。

因为轻体积，扩散快且大，能量密度低，导致其燃点很低，当氢气浓度为 4.1%-74.2%时，遇火即爆，爆炸极限非常宽。对储运过程有极高的安全要求，过程要求还在次要，制备-封装-运输设备-二次封装等都是极难的技术要求，不仅考验技术、设备、人员，还考验流程标准化与储转运方案设计。

所以储氢技术是氢能利用走向实用产业化的根本，同时实现经济、高效、安全的技术，这需要多范围多领域多方案的试验实践。

3能源转化效率仅为30%。整体系统有氢储能包括电解水制氢设备、储氢容器和氢燃料电池。水电解制氢有碱性、纯水质子交换膜（通用为PEM）、固态氧化物电解质（通用为SOEC）。

受化工通用的技术复用影响，碱性水电解制氢装置相对成熟。PEM 制氢高成本及低产能并未大面积使用,其小体积设备增加反应效率和灵活性存在一定优势。SOEC 制氢在产业还未完整时，部分处于试验测试阶段，发展还需时日。

成本、安全、转换效率是所有新技术应用于产业的三座大山。对于国家新能源意志和集中力量好办事原则，氢能是替代石油燃料体系工业文明的一大备选，起码拥有百年以上的大市场空间。

谁能占位发展成功，放眼未来对比现在的成本投资是必要的，对于现在的我们不是难题，基建本身不是一个利润行业，它在于此之上的应用体系。当然能参与的大多是拥有国有资本和海外合资企业，要么能整合技术、搞研发应用，要么整合全球资源搞钱搞地搞条件搞市场。

产业重点在前文所述的后二者，安全怎么升级、转换效率通过什么技术提升。当前国内外氢储能项目逐渐落成，后面对于这两个问题的解决推进会逐渐加快。

国内外发展借鉴参考

1与光伏技术组合，成为光伏并网的一环。法国阿海珐光伏发电和氢储能项目：用光伏发电富余的电力电解制氢，氢气和氧气储存于高压储气罐中。

当光伏电力不够运转，再利用燃料电池系统发电补充。利用温水回收电解与燃料电池发电的废热。整个系统的综合利用效率超过70%，是个比较讨巧，综合系统较为复杂的方式。

2与风电、生物质能组合，混合燃料发电。德国在勃兰登堡州普伦茨劳市风电—氢气混合发电站：风电大部分电力直接并入电网，部分电力用于就地电解水制氢并加压储存。氢气与附近啤酒厂的沼气作为燃料混合发电，产生的电力辅助配合风电平稳输入电网，而热能会在利用市政资源。

3光伏制氢，氢基储能。南通安思卓光伏制氢微电网项目形成一个目前比较完整的中国式氢能制造、储运、应用试验，6月份已经制氢成功，还在不断优化。

4固体聚合物电解水制氢及燃料电池发电。安徽六安MW级氢储能项目，跳过PEM低产劣势，直接应用固态聚合物，是对于我们的技术基础的一大跨越。

5质子交换膜电解水制氢。台州市椒江区大陈岛百分百新能源发电的制氢-储氢-燃料电池热电联供系统，全过程零碳供能被称为“绿氢”。

可以看到国外主要是应用于新能源发电领域中的一环，小范围尝试，将制备得到的氢就地应用，过程应用为主，比较稳妥一步步实现的方式。国内同样也是小范围尝试，但也多点开花，开展多形态制氢试验建设，综合实践考量本土适应性、产业能效和成本价值。

各种应用实践，涉及制氢、储氢、燃料电池，模块较多，链条较长，产业测试层面广，可见发展势头是优于国外，技术实践优化具有后发优势，对于投资者当然也面临的一定风险，需长期关注全球技术发展、应用和中国各地政策指示。

未来趋势方向

1双碳目标给全球一致的发展任务，氢能目前是重要路线，各发达国家都制定了量化政策。美国计划到2030年，使清洁氢能的价格降低至1美元/千克，预计每年可产生约1400亿美元收入；欧盟委员会成立“清洁氢能联盟”将在2024年生产100万吨清洁氢能，2030年氢能源产能扩大至1000万吨；日本《2050碳中和绿色增长战略》中提出，到2030年将氢能年度供应量增加到300万吨，到2050年氢能供应量达到2000万吨，力争在部分领域（电力、交通运输领域）将成本降低到30日元/立方米。

2氢能储运设备的升级。高压气态储氢容器、专用车辆、高压氢气长管拖车、承压新材料、全金属储氢气瓶/罐……都是需要升级，目前丰田依托自身技术打造了IV型瓶行业标杆，70MPaIV型瓶挪威Hexagon、日本丰田、法国佛吉亚等公司实现了批量生产和应用。

3储运是限制氢能产业发展的瓶颈。液氢主要应用航空领域，当前和较长时期以气氢储运方式为主，这样会增加加氢站的覆盖密度。

4提高质量密度。美国能源部（DOE）要求 2025年国内车载氢能电池的氢气质量密度须达到 5.5%，最终控制在6.5%。不仅在制氢技术上，还在于储能设备材料的提升。

5提高质量转换效率。真正的硬骨头，自身技术实力缺陷，需要整合全球能力实现。高工氢电网表示，氢储能发电系统的系统效率仅35%左右。

对于制氢设备及氢燃料电池系统企业来说，提高能量转化效率是全国甚至全球都在突破的课题，谁在基础科学领域推动发展，对于氢能源整个体系将是革命和领导性的，基于此方面可以关注在氢能转换研究与国内外高校合作、具有领军人物、投入大力研发资金的企业，视野放在全球。

6政策红利。储能正在成为新型电力系统的第四大基本要素。2021 年 国家发改委、国家能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出，到 2025 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上。

在此基础上的上下游产业链将会受益。同时要求，自建调峰资源指发电企业按全资比例建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。

而先迈步先受益，晋煤已与法国阿海珐推动氢能合作进行沟通洽谈，就燃气管网掺氢、氢燃料电池分布式发电系统进行评估，具有技术和经验优势的国际巨头与具备基建和市场应用优势的本土企业互补合作，或成为推进氢能产业快速突破的新常态。

原标题：氢储能会成为新能源储能主流吗？