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氫能來源廣泛、應(yīng)用場景豐富，可實現(xiàn)電網(wǎng)、熱網(wǎng)、油氣網(wǎng)之間的聯(lián)通耦合，是未來二次能源體系中電能的重要補充。綠色氫能的開發(fā)與利用已成為全球應(yīng)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。我國近期發(fā)布的《氫能產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035）》也明確了可再生能源制氫在能源綠色低碳轉(zhuǎn)型中的戰(zhàn)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(zhàn)略地位和經(jīng)濟合理性主要取決于可再生能源轉(zhuǎn)型中的大規(guī)模長周期能量儲存與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、資源潛力及經(jīng)濟性問題。
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現(xiàn)大規(guī)模長周期存儲。作為最輕的氣體，氫易于擴散，因此氫儲能對密閉性有著極為嚴格的要求。鹽穴有良好的氣密性，且鹽不與氫氣反應(yīng)，是地質(zhì)儲氫的理想選擇。目前全球有4個正在運營的鹽穴儲氫項目，其中3個位于美國墨西哥灣地區(qū)，而廢棄油氣田儲氫尚在小型實驗階段。
美國早在20世紀70年代就已開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“先進清潔能源儲存”項目啟動，項目計劃2025年在該州德爾塔鎮(zhèn)附近建立一個大型綠色儲氫中心，并將電解水制氫儲存在100個巨大的地下鹽穴中，以平衡季節(jié)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(guī)劃》和《儲能挑戰(zhàn)路線圖》，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。
2020年11月，英國政府推出一項新計劃“綠色工業(yè)革命十點計劃”，希望于2030年實現(xiàn)5吉瓦的低碳氫產(chǎn)能，并制定了“英國氫能網(wǎng)絡(luò)計劃”，旨在有效推動英國地下儲氫的發(fā)展。2021年8月，英國發(fā)布首個國家氫能戰(zhàn)略，鹽穴儲氫作為氫氣儲運方案被提及。英國地質(zhì)調(diào)查局（BGS）強調(diào)了地質(zhì)學在支持英國長期能源轉(zhuǎn)型中的重要性，指出地下儲氫是英國實現(xiàn)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(diào)查局正在進行試驗，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(shè)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，項目正在試運營階段，目前未發(fā)現(xiàn)對儲氣庫和設(shè)備造成不利影響。此外，德國的南北跨區(qū)輸氣管網(wǎng)容量是輸電容量的4倍，歐洲的儲氣總?cè)萘磕苓_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(nèi)襯巖洞儲氫、地下鹽穴儲氫的成本進行了分析。其中500噸儲氫規(guī)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60%，剩余近40%為管道安裝及工程建設(shè)成本，平準化儲氫成本為1.87-2.39美元/千克；內(nèi)襯巖洞儲氫投資成本為56-116美元/千克，其中巖洞挖掘、內(nèi)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。隨著各類地質(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。另據(jù)彭博新能源財經(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，未來可能降至0.11-1.07美元/千克。
但有研究發(fā)現(xiàn)，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(yīng)，不僅會消耗掉部分儲存的氫氣，且產(chǎn)生的反應(yīng)物也存在堵塞儲層孔隙的可能，不利于氫氣的長期儲存。根據(jù)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)生的化學或生物學反應(yīng)、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(zhuǎn)化成為氫氣、氨氣、甲烷及汽柴油中的化學能，從而進入到后續(xù)的化工、交通、發(fā)電、供熱、儲氣等豐富多樣的終端應(yīng)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數(shù)至少需要達到3000小時，甚至6000小時才具有經(jīng)濟性。為此，可通過風電、光伏、水電等不同可再生能源發(fā)電打捆的方式實現(xiàn)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，延長設(shè)備使用壽命。此外，由于可再生能源系統(tǒng)存在快速瞬時變化與間歇波動特性，而化工生產(chǎn)又需要連續(xù)穩(wěn)定，兩者在技術(shù)上存在難以耦合的情況，因此通過電制燃料可破解氫氣儲存難題，實現(xiàn)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），未來有望降至0.87美元/千克（5.5元/千克）。
我國應(yīng)積極推進氫儲能發(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(shù)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(diào)峰供氣能力，最高日調(diào)峰能力超過1億立方米，但尚無地下儲氫庫，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(tǒng)工程，當前看實現(xiàn)規(guī)?；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，在梳理全球技術(shù)研發(fā)及示范工作進展的基礎(chǔ)上，我國推進氫儲能發(fā)展應(yīng)從以下兩方面著力。
我國應(yīng)研究適合國情的氫儲能技術(shù)路線。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(yīng)結(jié)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)與成本問題，應(yīng)加強國家層面支持政策設(shè)計，完善儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)劃和科技創(chuàng)新政策體系，設(shè)立地質(zhì)儲氫和電制燃料專項資金，加大科研機構(gòu)和企業(yè)研發(fā)支持力度。
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