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为缓解发电结构转型给电网带来的压力，近年来我国火电装机容量不降反升。 为了弥补可再生能源发电缺口，各地需要“火电调峰”来填补底线。 国家统计局数据显示，2017年至2022年我国火电总装机容量和发电量持续增长，2022年火电发电量同比增长约2.7%。
在此背景下，没有火电的企业在获取风电、光伏项目的发展指标时将非常被动。 2018年国家发改委印发的《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》中，各地火电灵活改造规模首次与新能源总量规模挂钩。 相应地，为保证可再生能源利用率，部分地区可再生能源发展指标分配将与企业调峰能力挂钩，优先考虑拥有“火电调峰”资源的企业。 例如，国家能源集团不仅是我国最大的火力发电企业，也是我国风电、太阳能累计装机容量最大的企业之一。
配储成为“分拆”火电调峰的解决方案，各地长期储能政策即将公布。 国家发改委等部门2022年发布的《可再生能源发展“十四五”规划》中，提出明确新能源储能独立市场主体地位。 在地方层面，新能源发展“强制调储”政策也屡见不鲜，并有长期储能的趋势。 特别是甘肃、福建、湖北、吉林、辽宁、黑龙江、安徽等省的配储政策明确要求供电侧调峰时间超过4小时。
储能关键是效率吗？安全和适用场景是
从电到氢再到电的氢能存储模式一直因能源效率低下而受到诟病。 但其发展前景应综合考虑储能行业的发展阶段和需求，以及其可行性和适用性。
储能并网运行的前提是安全可靠，相关政策开始关注储能安全。 目前主流的锂电池储能在中低容量储能场景中优势突出。 但锂电池储能技术相对复杂，安全性对电池堆的加工技术要求较高。 在国家能源局印发的《预防电力生产事故二十五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》中，提出在大中型储能电站禁用三元锂，可见政府对安全的高度重视。 高于技术、效率等。
对于氢能源储存来说，氢的物理和化学性质决定了其高安全性。 首先，氢气质量轻，泄漏后会迅速向上扩散，不易产生爆炸性雾气。 而且，当氢气被点燃时，火焰会向上移动，蔓延会更小。 其次，氢气燃烧后的产物是水，无污染。 而且氢气在化工领域的应用由来已久，已经形成了较为完善的安全管理方案和标准体系。
我国储能技术正在向多线发展，最终的技术运用取决于新型电力系统中多样化的储能应用场景。 例如，抽水蓄能储能容量大、效率高，在电网侧调峰填谷方面具有突出优势。 但一方面，抽水蓄能只适合在水资源相对丰富的东部地区部署。 另一方面，规模和地点不够灵活。 发电侧和用户侧仍需锂电池和氢储能进行补充。
对于氢能存储来说，其技术路径丰富多样，可以在多种场景下灵活运用。 例如，固态储氢可用于制造家庭储能用的储氢模块； 管道输氢可实现西北偏远地区低成本输电、海上风电等场景； 可采用液氢、醇氨储氢、盐穴储氢等，用于氢能储能电站大规模跨季节储能。
储能的本质是通过储存能量或以其他方式储存能量来减少损耗。 后者必然会带来一定的效率损失。 对于氢能存储来说，从电到氢再到电的能量损失约为60%或更多。 如果采用热电联产，总能量损失可降低至35%左右。 从主流储能效率对比来看，锂电池储能的能量损失小于10%，但长期储存下存在自放电和容量极限损失的问题； 其他可长期储存电能的机械储能如抽水蓄能等，能量损失一般在25%以上。
效率是影响综合能源成本的关键。 对于电站配储而言，储能植根于整体工程，更多地发挥支撑作用。 一方面，由于它可以实现大规模存储，有助于利用无法联网、无法使用的“废弃电力”和“指标”，使大多数发电企业能够从火电捆绑之路。
其次，其综合成本与发电成本挂钩较多。 随着风电、光伏等技术成本快速下降，新疆、内蒙古等地光伏、风力发电成本已接近0.1元/千瓦时。 如果不包括其他建设投资，则考虑能源转换损失。 ，储能部分的发电成本不到0.2元/千瓦时，却带来了更多的发电利用率。
氢能存储的成本和收益受应用场景、商业模式、并网与离网使用、可再生能源与并网电价、地区用电量等多维度因素影响。 根据不同的考虑，成本会有所不同。
国内氢能存储已进入示范阶段，仍需在政策、技术、模式等方面进行探索。
目前，我国至少已建成三个氢能存储示范项目。 其中两台已成功并网发电。 一是国家电网在安徽六安建设的MW级氢能储能项目，将于2022年投入运营； 另一个是南方电网在广州、昆明开展的固态储氢并网发电项目。 ，将于2023年投产。此外，克拉玛依氢能储能调峰电站项目已于2023年9月开工建设，储氢调峰容量为2.64GWh。 计划于2024年竣工，建成后或将成为我国最大的氢能储能项目。
总体来看，国内氢储能仍处于小规模科研示范项目阶段。 六安项目、南方电网项目等在氢储能技术和商业模式方面取得了一些初步验证和突破，但在进入商业化之前还存在一些问题需要解决：
首先，政策总体上仍处于发展规划阶段。 典型例子包括国家发改委等印发的《氢能产业中长期发展规划（2021-2035年）》，其中提到培育“风电、光伏发电综合应用新模式”发电+氢能存储”。 在广东、山东等氢能省份，氢能存储也被列入能源发展规划的标配，但目前还没有具体的补贴细则等政策已经落实。
其次，技术上大规模储氢和发电解决方案仍需要更多验证。 目前，国内氢能存储技术链已初步打通。 例如南方电网项目采用固态储氢，储存氢气200立方米，可持续稳定输出12小时，发电1200度。 但当储能规模达到数百兆瓦商业规模时，电解槽有数十个，储氢能力需求将达到10万立方米，燃料电池发电系统将达到数百兆瓦。 此时，如何灵活调度电解槽和燃料，对于电池容量以及能否安全实现氢电耦合，目前国内外尚无参考案例。
三是商业模式定位不明确。 氢储能商业模式相对灵活丰富，如六安兆瓦级氢储能项目。 产生的氢气既用于加氢站，又用于并网调峰。 但模型的灵活性也意味着需要在不同的应用和技术方向上进行平衡和权衡。 如何首先保证加氢站每日相对稳定的供应，或者是否能够及时应对突发性强烈的并网调峰调度需求； 无论是装备大型储氢罐，还是构建灵活的制氢发电系统等等。 归根结底，问题的核心在于找到最经济的模型解。
