2021年10月，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》指出：统筹推进氢能“制储输用”全链条发展，推进可再生能源制氢等低碳技术攻关，促进示范和规模化应用。氢储能由于具备大储能容量、长储能周期以及快速响应的优势，被认为能够良好地耦合规模大、波动强的可再生能源发电。相比其他储能方式，氢储能在“电—氢—电”的转换过程中，可以同时提高可再生能源的消纳以及实现对电网的调峰调频、平滑电网的输出，有助于构建以可再生电力为主的新型电力系统，保障我国能源安全。

但在实际应用中，我国氢储能尚处于发展初期，由于可供研究的应用项目较少，项目规模差异较大，导致测算的氢储能度电成本差别较大。因此，进一步系统性地研究氢储能在发电领域的需求情况，分析氢储能的成本现状、降本路径以及经济性，对氢储能在发电领域的规模化应用、构建清洁低碳安全高效的能源体系、实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。

一、相关研究文献评述

近年来，众多学者深入研究发电领域的氢储能系统及其应用价值等，分析其在电力系统的需求和应用价值。袁铁江等（2016）提出：以风电—氢储能与煤化工多能耦合系统集成架构设计方案，并构建多能耦合系统设备投资规划数学模型，基于对新疆某地区风电场与煤化工企业为算例分析，结果表明：提出的多能耦合系统设备投资优化规划数学模型的正确性。李奇等（2021）建立了电氢耦合的混合储能孤岛微电网的微源容量优化配置模型，在不同优化算法和不同权重系数下进行仿真分析，得出系统配置储能的最优容量额度。

高啸天等（2021）认为，随着技术的进步和设备成本的降低，利用富余核电开展氢气制备，不仅能够提高核电机组的利用效率获得更好的经济效益，还有助于氢能产业的发展。许传博等（2022）认为，氢储能在储存容量和放电时长等性能指标上可满足新型电力系统的要求，现阶段应以效率高、成本低“电—氢”广义氢储能方式为主，“电—氢—电”狭义氢储能方式为辅。戴逢哲等（2022）建立包含储氢罐、蓄热罐充放能模型及氢燃料电池热电联产模型的混合储能模型，得出相对于传统电热混合储能，燃料电池热电综合利用与富余氧气售卖的氢/热混合储能容量优化模型能够提升系统的用能效率与经济效益的结论。

当前对氢储能的研究中，主要以氢储能的系统与技术、能量管理、运行机制、应用价值等研究为主，鲜少有关于氢储能系统以及各子系统的成本和经济性分析、降本路径研究以及规模化发展的经济性预测。根本原因是我国的氢储能产业仍处于发展初期，缺少典型的可供研究的示范项目，导致在经济性和应用场景方面难以形成体系化的研究内容。在此背景下，本文通过大量文献调研，深入企业进行产业调研，参照已有的储能成本计算模型，系统性地测算氢储能技术的经济性及预测其降本路径。

二、氢储能在发电领域的作用机制分析

氢储能分为广义和狭义两种，广义的氢储能体系是指把电能、化学能等任意形式的能量转换成氢气的化学能，并广泛应用于交通、工业、建筑、发电等应用场景；狭义的氢储能体系是“电—氢—电”的转换，是指将分布式可再生能源电力或电网中过剩的电力，通过电解水制氢转换成氢气的化学能，随后利用氢气发电技术将氢能再次转换为电力并输送回电网，或运输至用户端进行分布式发电，通常仅限于发电领域的应用。本文所讨论的氢储能，主要指狭义的氢储能。

国家能源局数据显示：2022年新增风电光伏发电量占全国新增发电量的55%以上，可再生能源发电量占全社会用电量的30%左右。未来在以可再生能源为主体的新型电力系统中，可再生能源的比例有望超过传统化石能源发电，这必然要求储能设施具备一定的储能时长，以满足大规模再生能源的并网和长时间削峰填谷需求。氢储能在储能时长、储能容量上具有较大优势。在储能时长方面，可以实现“跨分钟—跨季节”的储能；在储能容量方面，可以达到太瓦时的储能规模，是目前新型发电系统中颇具潜力的储能方式。通过“电—氢—电”的转换，氢储能促使可再生能源的消纳利用率将不断提高，推动整个能源结构朝着绿色、低碳、高效的方向转型，形成新型综合能源供应体系。

氢储能还可以在电源侧、电网侧、用户侧起到平抑风光出力波动、跟踪计划出力曲线、提供调峰辅助容量、参与电力需求响应、缓解输配线路阻塞等辅助作用。未来随着可再生能源电力并网规模的增加，不稳定的风电、光伏发电必将对电网的稳定性造成较大冲击，氢储能将对电网的稳定性发挥重要作用（许传博等，2022年）。

根据CNESA的不完全统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，位列全球第二，其中，抽水蓄能的累计装机规模达到39.8GW，氢储能占比不足0.1%。根据百人会氢能中心不完全统计，截至2022年5月，在建和示范运行的氢储能设施共有9座，电解槽总装机量超过462MW，其中，仅有不到1MW的电解槽装机量处于运行状态，其余均为规划或建设状态。中国氢储能产业整体处于以小型示范项目为主的发展初期。

目前，全国新能源项目配套储能比例基本不低于10%，部分省份甚至达到20%。从比例来看，目前储能还有较大的需求空间。未来，随着可再生能源发电装机量的持续增加以及储能配置政策稳步推动，以可再生能源电力为主的电力系统需要大量储能设施，以辅助电力供需的平衡。

据相关部门预测：到2030年，预计中国可再生能源发电累计装机量将达到2214GW。按照新能源项目配套储能比例10%计算，储能规模需求至少在221.4GW，当氢储能的占比达到20%时，氢储能部署规模将高达44.3GW，是目前氢储能规模的数十倍。

在电动汽车百人会氢能中心的测算中，当氢储能占储能行业20%的情况下，未来整个氢储能的设备投资市场可达3000亿元。

三、氢储能经济性分析

氢储能的经济性主要取决于氢储能的成本以及能源套利。在成本分析方面，需要分析氢储能的全生命周期度电成本以及常见的储能方式，例如，已经实现商业化应用的抽水储能以及当前发展迅猛的电化学储能，进行成本对比；在能源套利方面，需要分析当前的峰谷电价差是否可以实现能源价值的货币化。

（一）氢储能的成本分析

全生命周期度电成本是目前储能常用的成本衡量指标。全生命周期的度电成本也称平准化成本(LCOE)，计算公式为储能电站总成本/储能电站总处理电量，指在全生命周期内对储能电站的总成本和发电量进行平准化计算得到的储能成本（何颖源等，2019）。储能电站总处理电量是储能装置每年的储存输送返回电网或应用端的发电量。度电成本在评估储能技术经济性方面具有重要指导意义。其计算公式如下：

其中，全生命周期储能电站总成本分为安装成本和运行成本，安装成本主要包括储能系统成本和土建成本等初始投资，运行成本则包括运维成本、人工成本、回收残值等。全生命周期储能电站总处理电量主要指氢发电系统的发电总量。以我国正在建设的全球最大的氢储能发电项目———张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目为例，从预计运行情况测算，该氢储能项目的度电成本预计在0.75-0.9元/kWh左右。

1.技术路线、发电时长对氢储能成本的影响。氢储能发电系统的子系统包括多种技术路线。其中，制氢系统包括碱性和PEM电解水制氢装置，储氢系统包括高压气态、低温液态、固态储氢装置等。子系统选择的技术路线不同，将影响氢储能发电系统的度电成本。例如，在张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目中，假设将碱性电解水制氢装置替换成为PEM电解水制氢装置，测算其度电成本将增加至1.3元/kWh；假设将固态储氢装置替换成为高压气态储氢，测算其度电成本将降至0.74元/kWh。当规划氢储能发电站时，在考虑项目实情的情况下，应当充分考虑各子系统的技术路线，选择氢储能发电系统的最优配置。

2.项目规模对氢储能成本的影响。与规模较小的安徽六安兆瓦级氢能科技示范工程进行对比，该项目由1MW质子交换膜（PEM）电解水制氢装置、1MW质子交换膜燃料电池发电装置、200kg储氢装置组成。根据同样的计算方式，测算该项目的生命周期度电成本情况。

从结果来看，该项目的氢储能度电成本为2.19元/kWh，假设制氢方式与张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目相同，均为ALK电解水装置，其度电成本下降至1.63元/kWh，但仍与张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目的度电成本差距较大。究其原因，主要是两个项目的规模差异导致。通常情况下，项目规模越大，土地、建设以及核心设备的摊销成本越低，度电成本越低。

3.氢储能与抽水储能、电化学储能度电成本比较。目前抽水储能电站的投资成本为60-64亿元/GW，一般抽水蓄能电站使用寿命约50年，每天抽放一次，系统能量成本在120-170万元/MWh，系统功率成本为550-700万元/MW，电站运维成本约120万元/MWh，其他成本20万元/MWh，系统能量效率76%，年运行比例约90%。由此测算可得，抽水蓄能产生的度电成本为0.21-0.25元/kWh，是目前成本最低廉的储能方式之一。

电化学储能的度电成本整体高于抽水储能。对于容量型磷酸铁锂电池储能电站，系统能量成本150-230万元/MWh，电池平均年更换1%，系统寿命7年，90%DOD下，储能系统的循环寿命按照3500-5000次计算，系统效率88%，度电成本为0.62-0.82元/kWh。对于锂离子电池储能电站，过去8年中，锂离子电池单体的能量成本从450-600万元/MWh降至100-150万元/MWh，下降幅度近80%，度电成本在0.62-1.26元/kWh之间。不同电化学储能的度电成本存着一定的差距。目前成本最高的是三元锂电池，由于能量密度高、循环性能好、耐低温性能相对较好，常用于消费级新能源电动汽车中。

对比抽水储能和电化学储能，当前氢储能的度电成本比抽水储能仍然偏高，但已经下探到电化学储能的成本区间，开始具备大规模商业化应用的基础。而且与电化学储能相比，氢储能的储能容量增加的同时，其成本的增加远低于电化学储能，更适用于规模化储能场景。

（二）氢储能的能源套利

2021年7月，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求拉大峰谷价差至少3:1，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1。此外，要建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮不低于20%。2022年12月，全国有4个省级单位的峰谷电价差达到1.2元/kWh以上，分别是天津、上海、重庆和浙江；15个省份单位峰谷电价差在0.8-1.2元/kWh之间。储能设施的经济价值主要由能源套利体现，当电网峰谷电价差大于储能的度电成本时，储能设施才有望实现经济性，且峰谷电价差越大，储能套利空间越大，储能的经济性就越好。

以张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目为例，氢储能的度电成本可低至0.75元/kWh。2022年12月，河北省一般工商业用户最大峰谷电价差达到1.14/kWh左右，远高于0.75元/kWh的度电成本，理论上可以实现能源套利。从全国范围来看，2022年12月，峰谷电价差超过0.8元/度的地区有19个省市，大部分地区已经具备大规模氢储能电站的能源套利空间，实现氢储能设施的盈利。

四、氢储能发展的路径选择

除了制氢方式以及氢发电量等生产因素以外，氢储能的降本，主要取决于各系统的成本下降，而各系统的成本下降来自于技术突破、国产化程度以及规模化生产。在技术突破方面，需要提高制氢系统的电流密度、开发大功率电解槽，开发新型储氢材料降低材料价格，减少燃料电池系统中贵金属使用、开发大功率氢燃料电池系统/氢燃气轮机等。在国产化方面，首先需要提高关键材料和核心零部件的国产化程度，如PEM电解槽和PEM燃料电池中的质子交换膜，目前仍主要被美国和日本的企业所垄断，储氢罐的碳纤维材料，也主要依靠进口。在规模化生产方面，需要刺激下游应用端需求，扩大产业的规模。同时，优化生产流程，提高自动化生产水平。

（一）关键技术突破和核心产品国产化是氢储能降本的直接推动力

对于制氢系统，可以通过提高电流密度、减少贵金属催化剂的使用量以及提高电解槽单槽制氢功率降低成本。在电流密度方面，目前ALK电解槽的电流密度大约为2000-3000A/m2，当电流密度提高到4000A/m2时，可以大幅减少极板、隔膜和电极等重要材料的使用量，制氢设备成本将下降10%-20%。在催化剂方面，研究新型催化剂，减少或避免催化剂中贵金属的使用占比，也是目前降本的重要路径之一。在电解槽单槽制氢功率方面，目前大功率制氢设备的单位制氢设备成本比小功率制氢设备低。例如，1MW碱性电解水装置价格大约在250万-300万元，而5MW碱性电解水装置价格大约在800万-1000万元（折算每MW制氢设备成本大约160万-200万元）。

对于氢燃料电池系统，以PEMEC技术为例，提高氢燃料电池系统额定功率密度、降低催化剂贵金属负载、降低质子交换膜厚度以及国产化、规模化生产等均有利于降低氢燃料电池系统的整体成本。清华大学车辆与运载学院数据显示：到2025年，当生产产能规模达到5万-10万台级别，氢燃料电池系统的成本有望降到1000元/kW；到2030年，当生产产能规模达到50万-100万台级别，氢燃料电池系统的成本有望降到500元/kW，仅为当前成本的1/10左右。

除了氢燃料电池技术，首选氢燃料燃气轮机发电技术，这种发电技术也是氢发电技术的主要发展趋势之一。目前大部分氢燃料燃气轮机发电机掺氢比例在10%-20%左右，多项高比例掺氢甚至纯氢燃料燃气轮机开发项目也正在开发中。根据明阳集团数据，当前一套45MW纯氢燃机+165MW电解槽+12小时储氢系统，100%纯氢燃气轮机发电系统成本可以控制在5000元/kW左右，成本与氢燃料电池系统相当。但氢燃料燃气轮机发电技术可沿用现有内燃机工业体系进行开发，产业化转化更有利；其次采用传统燃烧做功模式，对氢气燃料纯度要求较低，燃料适应性好。此外，氢燃料燃气轮机不需要贵金属催化剂，更适合当下的大规模应用场景。近年来，多个企业正在开发高比例掺氢的氢燃料燃气轮机技术，未来将与氢燃料电池技术并行发展。

（二）氢能产业各环节规模化生产促进氢储能综合成本下降

目前氢能产业还未达到大规模商业化应用，整体规模偏小，这也是导致氢能各环节成本偏高的主要因素。例如，电解水制氢系统，由于产业规模整体偏小，部分装备尚未实现自动化生产，造成电解水制氢系统生产成本偏高；随着技术进步以及电解水制氢设备的应用进一步扩大，可以通过自动化生产降低生产过程的成本。

未来，随着波动性较强的可再生能源电力逐渐替代稳定的火电，且氢储能综合应用成本不断降低，逐渐趋向传统储能方式的成本区间。在大型发电系统中，氢储能将逐渐成为可再生能源为主的新型电力系统的重要组成部分，通过充电、放电的削峰填谷机制实现对电力系统功率和能量的调整，起到调峰调频辅助服务、削峰填谷/需求侧响应等作用，加速电力系统朝着绿色、低碳、高效的新型能源供应体系发展；在分布式发电系统中，在偏远地区、数据中心、海岛、基站、军事应用等难以搭建大型电网的地区，氢储能将提供微电网、备用电的服务，为无法覆盖电网的地区提供稳定电源。此外，氢储能还将作为互联媒介实现能源互联多能互补，将风能、光能、热能、天然气、生物质能和电能互联互通，以实现多能互补协调发展，提高能源的整体利用效率。

五、结论与建议

目前我国氢储能产业处于发展培育期，百MW级别项目的氢储能度电成本预计在0.75-0.9元/kWh左右（碱性电解水路径），虽然高于抽水储能和大部分电化学储能，但具备巨大的降本空间。随着氢储能装备及各子系统的技术突破以及规模化发展，预测到2025年，大规模氢储能的度电成本将下降到0.45元/kWh左右，开始具备较好的经济效益。

当前，在装备及子系统快速降本的发展趋势下，氢储能正进入成本下降通道，有望从产业培育期进入规模化应用阶段。但总体而言，氢储能发展还未迎来爆发期，主要受到诸多现实原因的制约，比如技术瓶颈、盈利空间不足等。未来需要通过技术突破、政策激励、规模化发展等手段促进氢储能系统的降本增效，通过提升其经济性来实现商业化发展。基于此，提出如下几点建议：

1.关键技术仍需不断突破。需要加快0%-100%宽功率波动适应性的高效电解制氢技术突破，更好耦合风电、光伏发电等可再生能源发电系统，提高氢储能系统与风、光电场的适配性。推动MW级电解水制氢、燃料电池系统的大功率氢储能设施的建设，摊薄综合成本。

2.促进氢储能的规模化发展。氢储能的规模化、商业化应用，势必会带来制氢、储氢、氢发电等各系统成本的下降，这也是氢储能实现经济性的关键环节。在行业发展初期，规模体量的发展可以依靠各地政府发布相关支持政策，例如，在新建的光伏、风电机组等可再生能源发电项目，应当配置一定比例的氢储能设施；简化氢储能项目的审批流程，放宽制氢项目必须进入化工园区的门槛要求。

3.实行积极的财政激励政策。未来我国可以参考国际先进的经验做法，通过完善电力市场规则、提供补贴和投资税收减免等措施支持储能市场发展。在电力市场规则方面，在储能发展较为活跃的地区可主要采用合理的峰谷电价差等电力市场规则促进储能的发展；在补贴方面，可主要采取提供“初装补贴”的方式，帮助减轻用户在购买、租赁、安装储能系统阶段所承担的初始投资压力；在税收方面，可考虑按照投资额的一定比例抵扣应纳税。