近日，江西省發改委發布《能源發展“十四五”規劃》，其中提出探索培育“風光發電+氫儲能”一體化應用新模式。

近年來，氫儲能憑借規模大、周期長、可跨季節儲能等優勢，逐漸進入大眾視野，成為“可再生能源+儲能”的重要發展方向，氫儲能項目正在全國呈現出“悄然開花”之勢。但有業內人士指出，目前，我國氫儲能發展仍處于商業化初期階段，經濟性難題尚待突破。未來應進一步強化技術創新、拓展多元化示范應用場景，為氫儲能突破成本掣肘打好基礎。

“氫儲能”是一種以氫能為介質，實現可再生能源高效儲存及利用的技術。“氫儲能可以利用電解水制氫，將間歇波動的富余電能轉化為氫能存儲起來。在電力輸出不足時，通過燃料電池或其他發電裝置發電回饋至電網系統，是實現綠色能源可持續發展的理想模式。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎指出。

伴隨氫儲能優勢漸顯，氫儲能項目也正在全國“悄然開花”。如今年5月，華電集團發布山東華電濰坊氫儲能示范項目勘察設計招標公告;去年8月，由國網安徽省電力有限公司投資的國內首座兆瓦級大功率氫能綜合利用站制氫系統完成聯調試驗;去年11月，全球規模最大氫儲能項目——張家口200MW/800MWh氫儲能發電項目工程初步設計通過評審，預計2023年投入運行。

記者了解到，山西首座氫儲能綜合能源互補項目、浙江平湖“氫光儲充”一體化新型智慧能源站也分別于2020年1月、2021年6月落地。

但有業內人士坦言，目前氫儲能在我國仍處于商業化的初期階段，氫儲能造價還處于高位。

“主要在于制備綠氫價格高。目前，灰氫價格相對較低，售價在0.5元/立方米-0.8元/立方米，綠氫價格則通常超過2元/立方米。”中國能源建設集團儲能技術資深專家楚攀說，由于電解水制氫較高的制備成本，以及氫能產業鏈上、下游還存在“梗阻”，目前氫儲能的應用整體缺乏經濟性。

與此同時，記者了解到，在技術方面，催化劑、離子交換膜和碳紙等核心材料國產化程度較低，也是氫儲能項目成本居高難下的重要原因。

“目前國內還缺乏氫儲能運行、維護數據和成本核算方法，缺乏氫儲能全生命周期的經濟效益分析方法，導致氫儲能成本難以評估。”另有業內人士坦言。

在彭澎看來，創新發展氫儲能技術與擴大氫儲能示范應用場景是突破氫儲能成本難題的關鍵。

“氫儲能屬于新興技術產業，目前應用場景較少，短期內發展也以中小型示范項目為主。”楚攀建議，未來應鼓勵在風光裝機比例超過50%且水源資源稟賦較好的地區，因地制宜提前規劃發展氫儲能示范項目，進一步擴大氫儲能應用場景，開展氫儲能示范運行。

在彭澎看來，下一步，還應持續加大對氫儲能關鍵技術的研發力度，加強氫儲能技術創新，探索多元化制氫模式，加強可再生能源制氫、儲、運技術研究，開發燃料電池及氫能源相關裝備，探索大容量、長周期的氫儲能技術路徑。