氢储能技术大有可为

近年来，随着化石燃料的日渐枯竭和温室效应日渐显现，氢能作为一种清洁、高效且储量丰富的二次能源，受到越来越多国家的重视。

同济大学教授、上海氢能利用工程技术研究中心副主任张存满指出，氢能的开发涉及制取、储存、运输、利用等环节。依托燃料电池技术，目前氢能已经被广泛应用于交通、电力、热力、燃气等社会领域。但是，氢能系统在应用过程中还存在一些技术上的制约。

可再生能源发展面临四大挑战

2014年11月，国务院印发《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》（下文称《行动计划》），明确提出到2020年，我国非化石能源占一次能源消费比重要达到15%。其中，常规水电装机力争达到3.5亿千瓦左右，风电装机达到2亿千瓦，光伏装机达到1亿千瓦。

张存满教授表示，水电在技术和运行模式上均比较成熟，风电近两年的发展速度也较快，相较而言，光伏领域发展面临较大压力。目前，可再生能源的利用水平还不太高，而《行动计划》中也明确提出，要加强电源与电网统筹规划，科学安排调峰、调频、储能配套能力。

以风电为例，从2011年开始，我国风电的增长速度和总装机量已经跃居世界第一，截至2014年底，全球风电装机规模达到365GW，而我国并网的风电达到96GW，所占份额较大。但是与此同时，风电的弃电率也一直高居不下，近几年来风电弃电率均超过了10%。

张存满教授认为，可再生能源在发展过程中还存在诸多挑战：

第一，我国由于资源分布不均造成的矛盾较为突出，发电中心和用电负荷中心脱节严重。目前我国的风电主要集中在西北、华北、东北三个地区，占全国风电装机容量的80%。但是，我国电力负荷则主要集中在经济发达、耗能更多的华东、华南地区。因此，要大力发展风电，长距离电力输送不可避免。

第二，由于风电具有一定的间歇性、随机性，因此缺少储能调节的风电会对电网安全造成不利影响，尤其是当风电在当地电网中的输送比例超过10%时，对电网的安全性影响会加大。

第三，电网建设是长期的、复杂的、全局性的，因此与可再生资源的发电速度相比，电网建设规划发展速度相对较慢，在跨区域调度时就容易出现矛盾，且短期内难以调和。

第四，可再生能源的发展直接与传统火电形成了竞争。由于电网中增加了具有波动性的可再生能源电力，调峰谷的压力都集中在传统的火电、水电上，造成电网运行效率下降。

氢储能技术破解输电难题

据了解，德国在发展可再生能源的过程中，也曾经遇到了发电、用电中心脱节的难题——德国风电厂主要集中在北部，而用电中心集中在南部。为了缓解这一矛盾，德国最终将电力转变为氢气，然后再进入到能源环节，以氢储能的方式来替代直接输电。

张存满教授认为，氢储能技术在实际应用中，制取、存储、运输、终端使用等环节都必不可少。不论使用哪种可再生能源发电，从技术上讲都会优先选择直接并网。但是，技术上一旦出现难以输送的情况，还是希望能将多余电力存储起来。与传统的电池储能不同，氢储能通过电解水制氢的方式，将能源以气态燃料的方式存储起来，可以用在化工、氢电池汽车、加气站等更多的场合。使用这种方式，一方面有利于就地应用，另一方面，借助天然气管网技术也可以实现远距离运输。

张成满教授坦言，目前氢储能系统在应用过程中还存在一些技术上的制约因素。

首先，宽功率波动适应性的高效电解制氢技术还有待发展。无论是制氢效率、安全性，还是整个系统的集成技术，目前都还需要进一步调整；第二，作为一个产业，氢储能目前还需要实现低成本、大型化；第三，需要提高氢储能系统与风电场的适配性及集成技术；第四，协调氢储能系统与电网的综合调峰控制；第五，需要进一步发展大规模、低成本的氢气输运技术；第六，氢储能应用终端推广技术；第七，需要综合考虑整个制氢技术的成本与应用经济学的协调性。

氢储能发展现状及可行性分析

目前，氢储能已被多个国家和地区列为了国家能源体系的重要组成部分。

在欧洲，现在已由德国牵头将氢能列入欧盟能源体系，尤其是在2013年后，德国已经开发运行了十多个氢储能示范项目；美国近年来在大力推动发展燃料电池；日本更是氢能源开发利用的拥趸，并为此投入了大量时间和资金；韩国从2000年开始，也在这一领域开始发力。

值得一提的是，日本和德国在氢燃料电池汽车领域已经进入了商业化阶段。本田、丰田、宝马等企业已经推出了多款燃料电池汽车，未来发展形势也很好。

从国内情况看，我国电解水制氢技术的基础较好，包括零部件控制、集成等方面的相关产业链也在逐步形成。张存满教授表示，氢储能技术壁垒较高，我国目前还需要解决核心技术难题，才能加速发展。

此外，张存满教授认为，在氢储能项目中最为敏感的就是电价因素。由于我国现行的电价相对较低，而氢气价格则相对较高。即便是使用电解水制氢的方式，也具备一定的盈利空间。此外，我国对风电、光伏等新能源发电还有一定的补贴，因此现阶段发展氢储能的经济效益比较可观，具备一定的经济性。