2021年10月，中共中央、國(guó)務(wù)院印發(fā)《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見(jiàn)》指出：統(tǒng)籌推進(jìn)氫能“制儲(chǔ)輸用”全鏈條發(fā)展，推進(jìn)可再生能源制氫等低碳技術(shù)攻關(guān)，促進(jìn)示范和規(guī)?；瘧?yīng)用。氫儲(chǔ)能由于具備大儲(chǔ)能容量、長(zhǎng)儲(chǔ)能周期以及快速響應(yīng)的優(yōu)勢(shì)，被認(rèn)為能夠良好地耦合規(guī)模大、波動(dòng)強(qiáng)的可再生能源發(fā)電。相比其他儲(chǔ)能方式，氫儲(chǔ)能在“電—氫—電”的轉(zhuǎn)換過(guò)程中，可以同時(shí)提高可再生能源的消納以及實(shí)現(xiàn)對(duì)電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻、平滑電網(wǎng)的輸出，有助于構(gòu)建以可再生電力為主的新型電力系統(tǒng)，保障我國(guó)能源安全。
但在實(shí)際應(yīng)用中，我國(guó)氫儲(chǔ)能尚處于發(fā)展初期，由于可供研究的應(yīng)用項(xiàng)目較少，項(xiàng)目規(guī)模差異較大，導(dǎo)致測(cè)算的氫儲(chǔ)能度電成本差別較大。因此，進(jìn)一步系統(tǒng)性地研究氫儲(chǔ)能在發(fā)電領(lǐng)域的需求情況，分析氫儲(chǔ)能的成本現(xiàn)狀、降本路徑以及經(jīng)濟(jì)性，對(duì)氫儲(chǔ)能在發(fā)電領(lǐng)域的規(guī)?；瘧?yīng)用、構(gòu)建清潔低碳安全高效的能源體系、實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)具有重要意義。
一、相關(guān)研究文獻(xiàn)評(píng)述
近年來(lái)，眾多學(xué)者深入研究發(fā)電領(lǐng)域的氫儲(chǔ)能系統(tǒng)及其應(yīng)用價(jià)值等，分析其在電力系統(tǒng)的需求和應(yīng)用價(jià)值。袁鐵江等（2016）提出：以風(fēng)電—氫儲(chǔ)能與煤化工多能耦合系統(tǒng)集成架構(gòu)設(shè)計(jì)方案，并構(gòu)建多能耦合系統(tǒng)設(shè)備投資規(guī)劃數(shù)學(xué)模型，基于對(duì)新疆某地區(qū)風(fēng)電場(chǎng)與煤化工企業(yè)為算例分析，結(jié)果表明：提出的多能耦合系統(tǒng)設(shè)備投資優(yōu)化規(guī)劃數(shù)學(xué)模型的正確性。李奇等（2021）建立了電氫耦合的混合儲(chǔ)能孤島微電網(wǎng)的微源容量?jī)?yōu)化配置模型，在不同優(yōu)化算法和不同權(quán)重系數(shù)下進(jìn)行仿真分析，得出系統(tǒng)配置儲(chǔ)能的最優(yōu)容量額度。
高嘯天等（2021）認(rèn)為，隨著技術(shù)的進(jìn)步和設(shè)備成本的降低，利用富余核電開(kāi)展氫氣制備，不僅能夠提高核電機(jī)組的利用效率獲得更好的經(jīng)濟(jì)效益，還有助于氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。許傳博等（2022）認(rèn)為，氫儲(chǔ)能在儲(chǔ)存容量和放電時(shí)長(zhǎng)等性能指標(biāo)上可滿足新型電力系統(tǒng)的要求，現(xiàn)階段應(yīng)以效率高、成本低“電—氫”廣義氫儲(chǔ)能方式為主，“電—氫—電”狹義氫儲(chǔ)能方式為輔。戴逢哲等（2022）建立包含儲(chǔ)氫罐、蓄熱罐充放能模型及氫燃料電池?zé)犭娐?lián)產(chǎn)模型的混合儲(chǔ)能模型，得出相對(duì)于傳統(tǒng)電熱混合儲(chǔ)能，燃料電池?zé)犭娋C合利用與富余氧氣售賣(mài)的氫/熱混合儲(chǔ)能容量?jī)?yōu)化模型能夠提升系統(tǒng)的用能效率與經(jīng)濟(jì)效益的結(jié)論。
當(dāng)前對(duì)氫儲(chǔ)能的研究中，主要以氫儲(chǔ)能的系統(tǒng)與技術(shù)、能量管理、運(yùn)行機(jī)制、應(yīng)用價(jià)值等研究為主，鮮少有關(guān)于氫儲(chǔ)能系統(tǒng)以及各子系統(tǒng)的成本和經(jīng)濟(jì)性分析、降本路徑研究以及規(guī)模化發(fā)展的經(jīng)濟(jì)性預(yù)測(cè)。根本原因是我國(guó)的氫儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)仍處于發(fā)展初期，缺少典型的可供研究的示范項(xiàng)目，導(dǎo)致在經(jīng)濟(jì)性和應(yīng)用場(chǎng)景方面難以形成體系化的研究?jī)?nèi)容。在此背景下，本文通過(guò)大量文獻(xiàn)調(diào)研，深入企業(yè)進(jìn)行產(chǎn)業(yè)調(diào)研，參照已有的儲(chǔ)能成本計(jì)算模型，系統(tǒng)性地測(cè)算氫儲(chǔ)能技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性及預(yù)測(cè)其降本路徑。
二、氫儲(chǔ)能在發(fā)電領(lǐng)域的作用機(jī)制分析
氫儲(chǔ)能分為廣義和狹義兩種，廣義的氫儲(chǔ)能體系是指把電能、化學(xué)能等任意形式的能量轉(zhuǎn)換成氫氣的化學(xué)能，并廣泛應(yīng)用于交通、工業(yè)、建筑、發(fā)電等應(yīng)用場(chǎng)景；狹義的氫儲(chǔ)能體系是“電—氫—電”的轉(zhuǎn)換，是指將分布式可再生能源電力或電網(wǎng)中過(guò)剩的電力，通過(guò)電解水制氫轉(zhuǎn)換成氫氣的化學(xué)能，隨后利用氫氣發(fā)電技術(shù)將氫能再次轉(zhuǎn)換為電力并輸送回電網(wǎng)，或運(yùn)輸至用戶端進(jìn)行分布式發(fā)電，通常僅限于發(fā)電領(lǐng)域的應(yīng)用。本文所討論的氫儲(chǔ)能，主要指狹義的氫儲(chǔ)能。
國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示：2022年新增風(fēng)電光伏發(fā)電量占全國(guó)新增發(fā)電量的55%以上，可再生能源發(fā)電量占全社會(huì)用電量的30%左右。未來(lái)在以可再生能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，可再生能源的比例有望超過(guò)傳統(tǒng)化石能源發(fā)電，這必然要求儲(chǔ)能設(shè)施具備一定的儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)，以滿足大規(guī)模再生能源的并網(wǎng)和長(zhǎng)時(shí)間削峰填谷需求。氫儲(chǔ)能在儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)、儲(chǔ)能容量上具有較大優(yōu)勢(shì)。在儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)方面，可以實(shí)現(xiàn)“跨分鐘—跨季節(jié)”的儲(chǔ)能；在儲(chǔ)能容量方面，可以達(dá)到太瓦時(shí)的儲(chǔ)能規(guī)模，是目前新型發(fā)電系統(tǒng)中頗具潛力的儲(chǔ)能方式。通過(guò)“電—氫—電”的轉(zhuǎn)換，氫儲(chǔ)能促使可再生能源的消納利用率將不斷提高，推動(dòng)整個(gè)能源結(jié)構(gòu)朝著綠色、低碳、高效的方向轉(zhuǎn)型，形成新型綜合能源供應(yīng)體系。
氫儲(chǔ)能還可以在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)起到平抑風(fēng)光出力波動(dòng)、跟蹤計(jì)劃出力曲線、提供調(diào)峰輔助容量、參與電力需求響應(yīng)、緩解輸配線路阻塞等輔助作用。未來(lái)隨著可再生能源電力并網(wǎng)規(guī)模的增加，不穩(wěn)定的風(fēng)電、光伏發(fā)電必將對(duì)電網(wǎng)的穩(wěn)定性造成較大沖擊，氫儲(chǔ)能將對(duì)電網(wǎng)的穩(wěn)定性發(fā)揮重要作用（許傳博等，2022年）。
根據(jù)CNESA的不完全統(tǒng)計(jì)，截至2021年底，中國(guó)已投運(yùn)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模46.1GW，位列全球第二，其中，抽水蓄能的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到39.8GW，氫儲(chǔ)能占比不足0.1%。根據(jù)百人會(huì)氫能中心不完全統(tǒng)計(jì)，截至2022年5月，在建和示范運(yùn)行的氫儲(chǔ)能設(shè)施共有9座，電解槽總裝機(jī)量超過(guò)462MW，其中，僅有不到1MW的電解槽裝機(jī)量處于運(yùn)行狀態(tài)，其余均為規(guī)劃或建設(shè)狀態(tài)。中國(guó)氫儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)整體處于以小型示范項(xiàng)目為主的發(fā)展初期。
目前，全國(guó)新能源項(xiàng)目配套儲(chǔ)能比例基本不低于10%，部分省份甚至達(dá)到20%。從比例來(lái)看，目前儲(chǔ)能還有較大的需求空間。未來(lái)，隨著可再生能源發(fā)電裝機(jī)量的持續(xù)增加以及儲(chǔ)能配置政策穩(wěn)步推動(dòng)，以可再生能源電力為主的電力系統(tǒng)需要大量?jī)?chǔ)能設(shè)施，以輔助電力供需的平衡。
據(jù)相關(guān)部門(mén)預(yù)測(cè)：到2030年，預(yù)計(jì)中國(guó)可再生能源發(fā)電累計(jì)裝機(jī)量將達(dá)到2214GW。按照新能源項(xiàng)目配套儲(chǔ)能比例10%計(jì)算，儲(chǔ)能規(guī)模需求至少在221.4GW，當(dāng)氫儲(chǔ)能的占比達(dá)到20%時(shí)，氫儲(chǔ)能部署規(guī)模將高達(dá)44.3GW，是目前氫儲(chǔ)能規(guī)模的數(shù)十倍。
在電動(dòng)汽車百人會(huì)氫能中心的測(cè)算中，當(dāng)氫儲(chǔ)能占儲(chǔ)能行業(yè)20%的情況下，未來(lái)整個(gè)氫儲(chǔ)能的設(shè)備投資市場(chǎng)可達(dá)3000億元。
三、氫儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性分析
氫儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性主要取決于氫儲(chǔ)能的成本以及能源套利。在成本分析方面，需要分析氫儲(chǔ)能的全生命周期度電成本以及常見(jiàn)的儲(chǔ)能方式，例如，已經(jīng)實(shí)現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用的抽水儲(chǔ)能以及當(dāng)前發(fā)展迅猛的電化學(xué)儲(chǔ)能，進(jìn)行成本對(duì)比；在能源套利方面，需要分析當(dāng)前的峰谷電價(jià)差是否可以實(shí)現(xiàn)能源價(jià)值的貨幣化。
（一）氫儲(chǔ)能的成本分析
全生命周期度電成本是目前儲(chǔ)能常用的成本衡量指標(biāo)。全生命周期的度電成本也稱平準(zhǔn)化成本(LCOE)，計(jì)算公式為儲(chǔ)能電站總成本/儲(chǔ)能電站總處理電量，指在全生命周期內(nèi)對(duì)儲(chǔ)能電站的總成本和發(fā)電量進(jìn)行平準(zhǔn)化計(jì)算得到的儲(chǔ)能成本（何穎源等，2019）。儲(chǔ)能電站總處理電量是儲(chǔ)能裝置每年的儲(chǔ)存輸送返回電網(wǎng)或應(yīng)用端的發(fā)電量。度電成本在評(píng)估儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性方面具有重要指導(dǎo)意義。其計(jì)算公式如下：
其中，全生命周期儲(chǔ)能電站總成本分為安裝成本和運(yùn)行成本，安裝成本主要包括儲(chǔ)能系統(tǒng)成本和土建成本等初始投資，運(yùn)行成本則包括運(yùn)維成本、人工成本、回收殘值等。全生命周期儲(chǔ)能電站總處理電量主要指氫發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電總量。以我國(guó)正在建設(shè)的全球最大的氫儲(chǔ)能發(fā)電項(xiàng)目———張家口200MW/800MWh氫儲(chǔ)能發(fā)電工程項(xiàng)目為例，從預(yù)計(jì)運(yùn)行情況測(cè)算，該氫儲(chǔ)能項(xiàng)目的度電成本預(yù)計(jì)在0.75-0.9元/kWh左右。
1.技術(shù)路線、發(fā)電時(shí)長(zhǎng)對(duì)氫儲(chǔ)能成本的影響。氫儲(chǔ)能發(fā)電系統(tǒng)的子系統(tǒng)包括多種技術(shù)路線。其中，制氫系統(tǒng)包括堿性和PEM電解水制氫裝置，儲(chǔ)氫系統(tǒng)包括高壓氣態(tài)、低溫液態(tài)、固態(tài)儲(chǔ)氫裝置等。子系統(tǒng)選擇的技術(shù)路線不同，將影響氫儲(chǔ)能發(fā)電系統(tǒng)的度電成本。例如，在張家口200MW/800MWh氫儲(chǔ)能發(fā)電工程項(xiàng)目中，假設(shè)將堿性電解水制氫裝置替換成為PEM電解水制氫裝置，測(cè)算其度電成本將增加至1.3元/kWh；假設(shè)將固態(tài)儲(chǔ)氫裝置替換成為高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫，測(cè)算其度電成本將降至0.74元/kWh。當(dāng)規(guī)劃氫儲(chǔ)能發(fā)電站時(shí)，在考慮項(xiàng)目實(shí)情的情況下，應(yīng)當(dāng)充分考慮各子系統(tǒng)的技術(shù)路線，選擇氫儲(chǔ)能發(fā)電系統(tǒng)的最優(yōu)配置。
2.項(xiàng)目規(guī)模對(duì)氫儲(chǔ)能成本的影響。與規(guī)模較小的安徽六安兆瓦級(jí)氫能科技示范工程進(jìn)行對(duì)比，該項(xiàng)目由1MW質(zhì)子交換膜（PEM）電解水制氫裝置、1MW質(zhì)子交換膜燃料電池發(fā)電裝置、200kg儲(chǔ)氫裝置組成。根據(jù)同樣的計(jì)算方式，測(cè)算該項(xiàng)目的生命周期度電成本情況。
從結(jié)果來(lái)看，該項(xiàng)目的氫儲(chǔ)能度電成本為2.19元/kWh，假設(shè)制氫方式與張家口200MW/800MWh氫儲(chǔ)能發(fā)電工程項(xiàng)目相同，均為ALK電解水裝置，其度電成本下降至1.63元/kWh，但仍與張家口200MW/800MWh氫儲(chǔ)能發(fā)電工程項(xiàng)目的度電成本差距較大。究其原因，主要是兩個(gè)項(xiàng)目的規(guī)模差異導(dǎo)致。通常情況下，項(xiàng)目規(guī)模越大，土地、建設(shè)以及核心設(shè)備的攤銷成本越低，度電成本越低。
3.氫儲(chǔ)能與抽水儲(chǔ)能、電化學(xué)儲(chǔ)能度電成本比較。目前抽水儲(chǔ)能電站的投資成本為60-64億元/GW，一般抽水蓄能電站使用壽命約50年，每天抽放一次，系統(tǒng)能量成本在120-170萬(wàn)元/MWh，系統(tǒng)功率成本為550-700萬(wàn)元/MW，電站運(yùn)維成本約120萬(wàn)元/MWh，其他成本20萬(wàn)元/MWh，系統(tǒng)能量效率76%，年運(yùn)行比例約90%。由此測(cè)算可得，抽水蓄能產(chǎn)生的度電成本為0.21-0.25元/kWh，是目前成本最低廉的儲(chǔ)能方式之一。
電化學(xué)儲(chǔ)能的度電成本整體高于抽水儲(chǔ)能。對(duì)于容量型磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能電站，系統(tǒng)能量成本150-230萬(wàn)元/MWh，電池平均年更換1%，系統(tǒng)壽命7年，90%DOD下，儲(chǔ)能系統(tǒng)的循環(huán)壽命按照3500-5000次計(jì)算，系統(tǒng)效率88%，度電成本為0.62-0.82元/kWh。對(duì)于鋰離子電池儲(chǔ)能電站，過(guò)去8年中，鋰離子電池單體的能量成本從450-600萬(wàn)元/MWh降至100-150萬(wàn)元/MWh，下降幅度近80%，度電成本在0.62-1.26元/kWh之間。不同電化學(xué)儲(chǔ)能的度電成本存著一定的差距。目前成本最高的是三元鋰電池，由于能量密度高、循環(huán)性能好、耐低溫性能相對(duì)較好，常用于消費(fèi)級(jí)新能源電動(dòng)汽車中。
對(duì)比抽水儲(chǔ)能和電化學(xué)儲(chǔ)能，當(dāng)前氫儲(chǔ)能的度電成本比抽水儲(chǔ)能仍然偏高，但已經(jīng)下探到電化學(xué)儲(chǔ)能的成本區(qū)間，開(kāi)始具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用的基礎(chǔ)。而且與電化學(xué)儲(chǔ)能相比，氫儲(chǔ)能的儲(chǔ)能容量增加的同時(shí)，其成本的增加遠(yuǎn)低于電化學(xué)儲(chǔ)能，更適用于規(guī)?；瘍?chǔ)能場(chǎng)景。
（二）氫儲(chǔ)能的能源套利
2021年7月，國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，要求拉大峰谷價(jià)差至少3:1，系統(tǒng)峰谷差率超過(guò)40%的地方，峰谷電價(jià)價(jià)差原則上不低于4:1。此外，要建立尖峰電價(jià)機(jī)制，尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮不低于20%。2022年12月，全國(guó)有4個(gè)省級(jí)單位的峰谷電價(jià)差達(dá)到1.2元/kWh以上，分別是天津、上海、重慶和浙江；15個(gè)省份單位峰谷電價(jià)差在0.8-1.2元/kWh之間。儲(chǔ)能設(shè)施的經(jīng)濟(jì)價(jià)值主要由能源套利體現(xiàn)，當(dāng)電網(wǎng)峰谷電價(jià)差大于儲(chǔ)能的度電成本時(shí)，儲(chǔ)能設(shè)施才有望實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性，且峰谷電價(jià)差越大，儲(chǔ)能套利空間越大，儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性就越好。
以張家口200MW/800MWh氫儲(chǔ)能發(fā)電工程項(xiàng)目為例，氫儲(chǔ)能的度電成本可低至0.75元/kWh。2022年12月，河北省一般工商業(yè)用戶最大峰谷電價(jià)差達(dá)到1.14/kWh左右，遠(yuǎn)高于0.75元/kWh的度電成本，理論上可以實(shí)現(xiàn)能源套利。從全國(guó)范圍來(lái)看，2022年12月，峰谷電價(jià)差超過(guò)0.8元/度的地區(qū)有19個(gè)省市，大部分地區(qū)已經(jīng)具備大規(guī)模氫儲(chǔ)能電站的能源套利空間，實(shí)現(xiàn)氫儲(chǔ)能設(shè)施的盈利。
四、氫儲(chǔ)能發(fā)展的路徑選擇
除了制氫方式以及氫發(fā)電量等生產(chǎn)因素以外，氫儲(chǔ)能的降本，主要取決于各系統(tǒng)的成本下降，而各系統(tǒng)的成本下降來(lái)自于技術(shù)突破、國(guó)產(chǎn)化程度以及規(guī)模化生產(chǎn)。在技術(shù)突破方面，需要提高制氫系統(tǒng)的電流密度、開(kāi)發(fā)大功率電解槽，開(kāi)發(fā)新型儲(chǔ)氫材料降低材料價(jià)格，減少燃料電池系統(tǒng)中貴金屬使用、開(kāi)發(fā)大功率氫燃料電池系統(tǒng)/氫燃?xì)廨啓C(jī)等。在國(guó)產(chǎn)化方面，首先需要提高關(guān)鍵材料和核心零部件的國(guó)產(chǎn)化程度，如PEM電解槽和PEM燃料電池中的質(zhì)子交換膜，目前仍主要被美國(guó)和日本的企業(yè)所壟斷，儲(chǔ)氫罐的碳纖維材料，也主要依靠進(jìn)口。在規(guī)?；a(chǎn)方面，需要刺激下游應(yīng)用端需求，擴(kuò)大產(chǎn)業(yè)的規(guī)模。同時(shí)，優(yōu)化生產(chǎn)流程，提高自動(dòng)化生產(chǎn)水平。
（一）關(guān)鍵技術(shù)突破和核心產(chǎn)品國(guó)產(chǎn)化是氫儲(chǔ)能降本的直接推動(dòng)力
對(duì)于制氫系統(tǒng)，可以通過(guò)提高電流密度、減少貴金屬催化劑的使用量以及提高電解槽單槽制氫功率降低成本。在電流密度方面，目前ALK電解槽的電流密度大約為2000-3000A/m2，當(dāng)電流密度提高到4000A/m2時(shí)，可以大幅減少極板、隔膜和電極等重要材料的使用量，制氫設(shè)備成本將下降10%-20%。在催化劑方面，研究新型催化劑，減少或避免催化劑中貴金屬的使用占比，也是目前降本的重要路徑之一。在電解槽單槽制氫功率方面，目前大功率制氫設(shè)備的單位制氫設(shè)備成本比小功率制氫設(shè)備低。例如，1MW堿性電解水裝置價(jià)格大約在250萬(wàn)-300萬(wàn)元，而5MW堿性電解水裝置價(jià)格大約在800萬(wàn)-1000萬(wàn)元（折算每MW制氫設(shè)備成本大約160萬(wàn)-200萬(wàn)元）。
對(duì)于氫燃料電池系統(tǒng)，以PEMEC技術(shù)為例，提高氫燃料電池系統(tǒng)額定功率密度、降低催化劑貴金屬負(fù)載、降低質(zhì)子交換膜厚度以及國(guó)產(chǎn)化、規(guī)?；a(chǎn)等均有利于降低氫燃料電池系統(tǒng)的整體成本。清華大學(xué)車輛與運(yùn)載學(xué)院數(shù)據(jù)顯示：到2025年，當(dāng)生產(chǎn)產(chǎn)能規(guī)模達(dá)到5萬(wàn)-10萬(wàn)臺(tái)級(jí)別，氫燃料電池系統(tǒng)的成本有望降到1000元/kW；到2030年，當(dāng)生產(chǎn)產(chǎn)能規(guī)模達(dá)到50萬(wàn)-100萬(wàn)臺(tái)級(jí)別，氫燃料電池系統(tǒng)的成本有望降到500元/kW，僅為當(dāng)前成本的1/10左右。
除了氫燃料電池技術(shù)，首選氫燃料燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電技術(shù)，這種發(fā)電技術(shù)也是氫發(fā)電技術(shù)的主要發(fā)展趨勢(shì)之一。目前大部分氫燃料燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)摻氫比例在10%-20%左右，多項(xiàng)高比例摻氫甚至純氫燃料燃?xì)廨啓C(jī)開(kāi)發(fā)項(xiàng)目也正在開(kāi)發(fā)中。根據(jù)明陽(yáng)集團(tuán)數(shù)據(jù)，當(dāng)前一套45MW純氫燃機(jī)+165MW電解槽+12小時(shí)儲(chǔ)氫系統(tǒng)，100%純氫燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電系統(tǒng)成本可以控制在5000元/kW左右，成本與氫燃料電池系統(tǒng)相當(dāng)。但氫燃料燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電技術(shù)可沿用現(xiàn)有內(nèi)燃機(jī)工業(yè)體系進(jìn)行開(kāi)發(fā)，產(chǎn)業(yè)化轉(zhuǎn)化更有利；其次采用傳統(tǒng)燃燒做功模式，對(duì)氫氣燃料純度要求較低，燃料適應(yīng)性好。此外，氫燃料燃?xì)廨啓C(jī)不需要貴金屬催化劑，更適合當(dāng)下的大規(guī)模應(yīng)用場(chǎng)景。近年來(lái)，多個(gè)企業(yè)正在開(kāi)發(fā)高比例摻氫的氫燃料燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)，未來(lái)將與氫燃料電池技術(shù)并行發(fā)展。
（二）氫能產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)規(guī)模化生產(chǎn)促進(jìn)氫儲(chǔ)能綜合成本下降
目前氫能產(chǎn)業(yè)還未達(dá)到大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用，整體規(guī)模偏小，這也是導(dǎo)致氫能各環(huán)節(jié)成本偏高的主要因素。例如，電解水制氫系統(tǒng)，由于產(chǎn)業(yè)規(guī)模整體偏小，部分裝備尚未實(shí)現(xiàn)自動(dòng)化生產(chǎn)，造成電解水制氫系統(tǒng)生產(chǎn)成本偏高；隨著技術(shù)進(jìn)步以及電解水制氫設(shè)備的應(yīng)用進(jìn)一步擴(kuò)大，可以通過(guò)自動(dòng)化生產(chǎn)降低生產(chǎn)過(guò)程的成本。
未來(lái)，隨著波動(dòng)性較強(qiáng)的可再生能源電力逐漸替代穩(wěn)定的火電，且氫儲(chǔ)能綜合應(yīng)用成本不斷降低，逐漸趨向傳統(tǒng)儲(chǔ)能方式的成本區(qū)間。在大型發(fā)電系統(tǒng)中，氫儲(chǔ)能將逐漸成為可再生能源為主的新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，通過(guò)充電、放電的削峰填谷機(jī)制實(shí)現(xiàn)對(duì)電力系統(tǒng)功率和能量的調(diào)整，起到調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)、削峰填谷/需求側(cè)響應(yīng)等作用，加速電力系統(tǒng)朝著綠色、低碳、高效的新型能源供應(yīng)體系發(fā)展；在分布式發(fā)電系統(tǒng)中，在偏遠(yuǎn)地區(qū)、數(shù)據(jù)中心、海島、基站、軍事應(yīng)用等難以搭建大型電網(wǎng)的地區(qū)，氫儲(chǔ)能將提供微電網(wǎng)、備用電的服務(wù)，為無(wú)法覆蓋電網(wǎng)的地區(qū)提供穩(wěn)定電源。此外，氫儲(chǔ)能還將作為互聯(lián)媒介實(shí)現(xiàn)能源互聯(lián)多能互補(bǔ)，將風(fēng)能、光能、熱能、天然氣、生物質(zhì)能和電能互聯(lián)互通，以實(shí)現(xiàn)多能互補(bǔ)協(xié)調(diào)發(fā)展，提高能源的整體利用效率。
五、結(jié)論與建議
目前我國(guó)氫儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)處于發(fā)展培育期，百M(fèi)W級(jí)別項(xiàng)目的氫儲(chǔ)能度電成本預(yù)計(jì)在0.75-0.9元/kWh左右（堿性電解水路徑），雖然高于抽水儲(chǔ)能和大部分電化學(xué)儲(chǔ)能，但具備巨大的降本空間。隨著氫儲(chǔ)能裝備及各子系統(tǒng)的技術(shù)突破以及規(guī)?；l(fā)展，預(yù)測(cè)到2025年，大規(guī)模氫儲(chǔ)能的度電成本將下降到0.45元/kWh左右，開(kāi)始具備較好的經(jīng)濟(jì)效益。
當(dāng)前，在裝備及子系統(tǒng)快速降本的發(fā)展趨勢(shì)下，氫儲(chǔ)能正進(jìn)入成本下降通道，有望從產(chǎn)業(yè)培育期進(jìn)入規(guī)?；瘧?yīng)用階段。但總體而言，氫儲(chǔ)能發(fā)展還未迎來(lái)爆發(fā)期，主要受到諸多現(xiàn)實(shí)原因的制約，比如技術(shù)瓶頸、盈利空間不足等。未來(lái)需要通過(guò)技術(shù)突破、政策激勵(lì)、規(guī)模化發(fā)展等手段促進(jìn)氫儲(chǔ)能系統(tǒng)的降本增效，通過(guò)提升其經(jīng)濟(jì)性來(lái)實(shí)現(xiàn)商業(yè)化發(fā)展?；诖?，提出如下幾點(diǎn)建議：
1.關(guān)鍵技術(shù)仍需不斷突破。需要加快0%-100%寬功率波動(dòng)適應(yīng)性的高效電解制氫技術(shù)突破，更好耦合風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源發(fā)電系統(tǒng)，提高氫儲(chǔ)能系統(tǒng)與風(fēng)、光電場(chǎng)的適配性。推動(dòng)MW級(jí)電解水制氫、燃料電池系統(tǒng)的大功率氫儲(chǔ)能設(shè)施的建設(shè)，攤薄綜合成本。
2.促進(jìn)氫儲(chǔ)能的規(guī)?；l(fā)展。氫儲(chǔ)能的規(guī)?；⑸虡I(yè)化應(yīng)用，勢(shì)必會(huì)帶來(lái)制氫、儲(chǔ)氫、氫發(fā)電等各系統(tǒng)成本的下降，這也是氫儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。在行業(yè)發(fā)展初期，規(guī)模體量的發(fā)展可以依靠各地政府發(fā)布相關(guān)支持政策，例如，在新建的光伏、風(fēng)電機(jī)組等可再生能源發(fā)電項(xiàng)目，應(yīng)當(dāng)配置一定比例的氫儲(chǔ)能設(shè)施；簡(jiǎn)化氫儲(chǔ)能項(xiàng)目的審批流程，放寬制氫項(xiàng)目必須進(jìn)入化工園區(qū)的門(mén)檻要求。
3.實(shí)行積極的財(cái)政激勵(lì)政策。未來(lái)我國(guó)可以參考國(guó)際先進(jìn)的經(jīng)驗(yàn)做法，通過(guò)完善電力市場(chǎng)規(guī)則、提供補(bǔ)貼和投資稅收減免等措施支持儲(chǔ)能市場(chǎng)發(fā)展。在電力市場(chǎng)規(guī)則方面，在儲(chǔ)能發(fā)展較為活躍的地區(qū)可主要采用合理的峰谷電價(jià)差等電力市場(chǎng)規(guī)則促進(jìn)儲(chǔ)能的發(fā)展；在補(bǔ)貼方面，可主要采取提供“初裝補(bǔ)貼”的方式，幫助減輕用戶在購(gòu)買(mǎi)、租賃、安裝儲(chǔ)能系統(tǒng)階段所承擔(dān)的初始投資壓力；在稅收方面，可考慮按照投資額的一定比例抵扣應(yīng)納稅。
原標(biāo)題：氫儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性及應(yīng)用前景
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