氫能來(lái)源廣泛、應用場(chǎng)景豐富，可實(shí)現電網(wǎng)、熱網(wǎng)、油氣網(wǎng)之間的聯(lián)通耦合，是未來(lái)二次能源體系中電能的重要補充。綠色氫能的開(kāi)發(fā)與利用已成為全球應對氣候變化的重要途徑和能源變革的重要方向，也將成為世界各國能源技術(shù)與產(chǎn)業(yè)競爭的焦點(diǎn)。我國近期發(fā)布的《氫能產(chǎn)業(yè)中長(cháng)期發(fā)展規劃（2021-2035）》也明確了可再生能源制氫在能源綠色低碳轉型中的戰略定位、總體要求和發(fā)展目標，對氫能產(chǎn)業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展將發(fā)揮重要指導作用。但也要認識到，氫能的戰略地位和經(jīng)濟合理性主要取決于可再生能源轉型中的大規模長(cháng)周期能量?jì)Υ媾c多元化終端利用需求，而且氫儲能自身也存在較明顯的技術(shù)路線(xiàn)、資源潛力及經(jīng)濟性問(wèn)題。

鹽穴是地質(zhì)儲氫的理想選擇

氫氣可被注入鹽穴、地下含水層、廢棄油氣田及礦坑等儲氣庫從而實(shí)現大規模長(cháng)周期存儲。作為最輕的氣體，氫易于擴散，因此氫儲能對密閉性有著(zhù)極為嚴格的要求。鹽穴有良好的氣密性，且鹽不與氫氣反應，是地質(zhì)儲氫的理想選擇。目前全球有4個(gè)正在運營(yíng)的鹽穴儲氫項目，其中3個(gè)位于美國墨西哥灣地區，而廢棄油氣田儲氫尚在小型實(shí)驗階段。

美國早在20世紀70年代就已開(kāi)始研究將氫氣儲于地下的可能性，大型儲罐和地質(zhì)儲氫是美國能源部研發(fā)項目的重要組成部分。2019年，位于美國猶他州的“先進(jìn)清潔能源儲存”項目啟動(dòng)，項目計劃2025年在該州德?tīng)査偢浇⒁粋€(gè)大型綠色儲氫中心，并將電解水制氫儲存在100個(gè)巨大的地下鹽穴中，以平衡季節性的能源需求。2020年，美國能源部先后發(fā)布《氫能計劃發(fā)展規劃》和《儲能挑戰路線(xiàn)圖》，地質(zhì)儲氫的識別、評估和論證被列為關(guān)鍵技術(shù)領(lǐng)域研發(fā)及示范重點(diǎn)。

2020年11月，英國政府推出一項新計劃“綠色工業(yè)革命十點(diǎn)計劃”，希望于2030年實(shí)現5吉瓦的低碳氫產(chǎn)能，并制定了“英國氫能網(wǎng)絡(luò )計劃”，旨在有效推動(dòng)英國地下儲氫的發(fā)展。2021年8月，英國發(fā)布首個(gè)國家氫能戰略，鹽穴儲氫作為氫氣儲運方案被提及。英國地質(zhì)調查局（BGS）強調了地質(zhì)學(xué)在支持英國長(cháng)期能源轉型中的重要性，指出地下儲氫是英國實(shí)現凈零排放的四項技術(shù)之一。為了支持更多地使用地下儲能技術(shù)，英國地質(zhì)調查局正在進(jìn)行試驗，研究鹽穴的可循環(huán)使用性和安全性。

除鹽穴外，瑞典發(fā)起的地質(zhì)儲氫項目將采用巖洞儲氣庫，目前處于建設中。澳大利亞和阿根廷在廢棄油氣田儲存的天然氣中混入了10%比例的氫氣，項目正在試運營(yíng)階段，目前未發(fā)現對儲氣庫和設備造成不利影響。此外，德國的南北跨區輸氣管網(wǎng)容量是輸電容量的4倍，歐洲的儲氣總容量能達到全年用氣需求的22.8%，相較其抽水蓄能的儲能潛力僅為年發(fā)電量的1.65%，這意味著(zhù)歐洲的供氣管網(wǎng)有足夠的容量輸送、儲存氫氣及合成甲烷。

經(jīng)濟性方面，美國能源部針對地下管道儲氫、內襯巖洞儲氫、地下鹽穴儲氫的成本進(jìn)行了分析。其中500噸儲氫規模地下管道儲氫投資成本為516-817美元/千克，其中管道成本占比超過(guò)60%，剩余近40%為管道安裝及工程建設成本，平準化儲氫成本為1.87-2.39美元/千克；內襯巖洞儲氫投資成本為56-116美元/千克，其中巖洞挖掘、內襯、壓縮機及管道成本占比約80%，平準化儲氫成本（LCOHs）為0.31-0.43美元/千克；地下鹽穴儲氫投資成本為35-38美元/千克，其中地下工程成本占比約50%，平準化氫儲能成本為0.19-0.27美元/千克。隨著(zhù)各類(lèi)地質(zhì)儲氫壓力增加，單位儲氫空間需求及平準化儲氫成本也隨之下降。另?yè)聿┬履茉簇斀?jīng)分析，目前鹽穴、廢棄氣田、巖洞及人工容器基準儲平準化儲氫成本在0.19-1.9美元/千克，未來(lái)可能降至0.11-1.07美元/千克。

但有研究發(fā)現，采用枯竭油氣藏或含水層儲氫，氫氣可能與儲層中的古微生物或礦物成分發(fā)生反應，不僅會(huì )消耗掉部分儲存的氫氣，且產(chǎn)生的反應物也存在堵塞儲層孔隙的可能，不利于氫氣的長(cháng)期儲存。根據IEA《能源技術(shù)遠景—清潔能源技術(shù)指南》，廢棄油氣田儲氫目前面臨的困難包括氫氣在油氣田孔隙儲層可能發(fā)生的化學(xué)或生物學(xué)反應、微生物導致的氫氣消耗、生成硫化氫有毒氣體等。

電制燃料技術(shù)路徑選擇與成本緊密相關(guān)

電制燃料（PtX）是氫儲能的新方向，它以電制氫為核心，將電能轉化成為氫氣、氨氣、甲烷及汽柴油中的化學(xué)能，從而進(jìn)入到后續的化工、交通、發(fā)電、供熱、儲氣等豐富多樣的終端應用中。目前基于低溫電解技術(shù)（堿性、質(zhì)子交換膜）的電解池已相對成熟，單堆功率已達兆瓦級，綜合能效為60%～70%，高溫固體氧化物電解技術(shù)有望將能效進(jìn)一步提高至85%以上。

電制燃料的技術(shù)路徑選擇與投資成本緊密相關(guān)。由于電解槽投資成本較高，有研究顯示電制燃料項目的年運行小時(shí)數至少需要達到3000小時(shí)，甚至6000小時(shí)才具有經(jīng)濟性。為此，可通過(guò)風(fēng)電、光伏、水電等不同可再生能源發(fā)電打捆的方式實(shí)現綠電制氫，一方面可提升電解槽利用率，降低綜合制氫成本，一方面可改善電解槽運行工況，延長(cháng)設備使用壽命。此外，由于可再生能源系統存在快速瞬時(shí)變化與間歇波動(dòng)特性，而化工生產(chǎn)又需要連續穩定，兩者在技術(shù)上存在難以耦合的情況，因此通過(guò)電制燃料可破解氫氣儲存難題，實(shí)現上游制氫工藝與下游化工流程的解耦。

彭博新能源財經(jīng)對比了液氫、合成氨兩類(lèi)電制燃料氫儲能及有機液體儲氫的平準化成本。其中，合成氨成本較低，在目前基準情景下氫氣儲能成本為2.83美元/千克（17.8元/千克），未來(lái)有望降至0.87美元/千克（5.5元/千克）。

我國應積極推進(jìn)氫儲能發(fā)展

考慮到與美歐相比，我國氫儲能方面的研究起步較晚，氫儲能項目數量和技術(shù)水平仍有較大差距。我國已建成27座地下儲氣庫，形成100億立方米調峰供氣能力，最高日調峰能力超過(guò)1億立方米，但尚無(wú)地下儲氫庫，地質(zhì)儲氫經(jīng)濟性研究不足。地質(zhì)儲氫和電制燃料是需要政策、經(jīng)濟和技術(shù)支持的系統工程，當前看實(shí)現規?；彤a(chǎn)業(yè)化的氫儲能仍然任重道遠。因此聚焦地質(zhì)儲氫和電制燃料兩種技術(shù)路線(xiàn)，在梳理全球技術(shù)研發(fā)及示范工作進(jìn)展的基礎上，我國推進(jìn)氫儲能發(fā)展應從以下兩方面著(zhù)力。

我國應研究適合國情的氫儲能技術(shù)路線(xiàn)。以美國、英國為代表的發(fā)達國家在氫儲能技術(shù)示范方面已積累一定經(jīng)驗，我國氫儲能發(fā)展應結合地質(zhì)條件和電制燃料技術(shù)水平，合理借鑒國外案例與經(jīng)驗，選擇符合國情的氫儲能發(fā)展道路。

我國需要加大氫儲能技術(shù)研發(fā)。目前氫儲能還存在明顯技術(shù)與成本問(wèn)題，應加強國家層面支持政策設計，完善儲能產(chǎn)業(yè)規劃和科技創(chuàng )新政策體系，設立地質(zhì)儲氫和電制燃料專(zhuān)項資金，加大科研機構和企業(yè)研發(fā)支持力度。