氢储能发电正在成为燃料电池企业争相抢滩的热门领域。
近日，丰田汽车透露正与美国能源部(DOE)的国家可再生能源实验室(NREL)合作，在科罗拉多州阿瓦达的NREL Flatirons园区建造、安装和评估1兆瓦(MW)质子交换膜(PEM)燃料电池发电系统。
8月18日，东方电气向三峡集团批量交付氢燃料电池热电联供装备系统。8月1日，国鸿氢能固定式燃料电池发电系统在榆林科创新城零碳分布式智慧能源中心成功运行。
其他燃料电池企业如高成绿能、爱德曼、氢途科技、明天氢能、鲲华科技等均在推进氢储能发电业务的展开。
氢储能发电项目对燃料电池产品和技术有哪些要求？未来发展空间怎样？在2022（第四届）高工氢电产业峰会上，一众燃料电池企业高层对氢储能发电的话题探讨可以作为参考。
★ 燃料电池在氢储能领域的广泛应用
氢储能作为电储能的补充可以在多个场景发挥重要作用，对于促进新能源高比例消纳和保障电力电量实时平衡具有重要作用。氢储能在长周期、大规模储能的场景中具有突出优势，其灵活性最好、自然地理环境限制最少，可在新型电力系统建设中发挥重要作用。
氢储能已经成为了燃料电池企业进击的新市场。
“氢能在发电供能方面已陆续进入建设试点的阶段。电力和能源市场是万亿级市场，氢燃料电池分布式电站发电前景广阔。” 爱德曼氢能研究院院长常华健博士指出，目前爱德曼已经将固定式发电机组确定为公司氢燃料电池系统的主要应用场景之一。
“在用氢成本难以在短时间内降低的情况下，企业要生存发展就必须找到合适的应用场景和出路，氢途科技的策略是发电场景和车用场景并重。”氢途科技董事长周鸿波表示。
在氢储能领域深耕已久的高成绿能副总经理兼技术总工袁飞，则在高工氢电峰会上分享了其已经交付或正在交付的应用案例，针对氢储能电站的产品特点和经济性进行了测算分析：
第一类，电解水制氢储能电站，如嘉兴红船基地“零碳”智慧园区的热电联供电站、浙江巨化装备工程集团的氢能方舱系统、为浙江正泰新能源设计建造的燃料电池储能电站，该类电站主要的应用场景在发电侧；第二类，特殊场景下的即产即用电站，峰值功率超过三百千瓦，多采用化石资源/醇类制氢氢源，支持并网/离网，孤岛运行；第三类，备用电源，如为5G基站等数据中心“能耗大户”，将是氢储能重要的应用场景；第四类，化工副产氢电站，注重利用废氢发电，可以达到节能减排、降低用电成本而获得收益的目的，经济效益较为明显。
从产品开发层面来看，尽管结构相似，氢储能发电系统的电堆、材料、BOP与车载燃料电池相关产品相较车载燃料电池相关产品也有不小的区别。
氢储能电站对寿命的要求较高，一般采取石墨板电堆。同时，储能电站工作环境相对车用环境稳定，但工作时间长，因此对催化剂的耐久性提出更高要求。“当前适合氢储能发电的产品整体还是偏少，并且技术成熟度有待验证。”业内人士透露。
另外，不同的氢储能场景需求也不同，对燃料电池系统控制策略的要求也自然不同。比如风光氢储能项目注重调整储能结构，而化工副产氢储能则注重利用废氢发电，以达到节能减排、降低用电成本而获得收益的目的。项目的地理位置、管路设计、氢源是绿氢还是灰氢等诸多因素都可能会影响电站的设计，以及与燃料电池控制策略的耦合。
★ 氢储能变革，正在发生
相较其他储能方式，氢储能凭借在新能源消纳、规模储能经济性、储运方式灵活性、地理限制与生态保护等多方面的优势，已经引起政策端的重视。
国家层面，今年1月，国家发改委、能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，包括氢储能在内的新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。
地方层面，浙江省积极探索氢电耦合的落地实践。2021年6月，浙江省发布的《浙江省循环经济发展“十四五”规划》以及杭州市发布的《杭州市能源发展（可再生能源）“十四五”规划（征求意见稿）》都提到“探索建设氢储能等新型储能项目”。
目前，在宁波、杭州、丽水、台州等地开展氢电耦合基于工业园区、产业基地、农村、海岛等多场景示范与应用。这些氢能示范工程覆盖了氢电耦合主要应用场景，展现了在新型电力系统构建与双碳目标下电能与氢能的协同方式。
项目层面，全国范围内落地的氢储能项目也显著增多。资料显示，自2021年以来，我国已有22项氢储能相关项目在建或者已经建成。
GGII调研统计，2021年国内氢储能装机量约为1.5MW，氢储能渗透率不足0.1%。结合这一上扬势头，预测2022年国内氢储能装机量有望达到68MW，到2025年新增装机量有望达到1518MW，未来几年氢储能市场都将呈现快速增长态势。
