近日，江西省發(fā)改委發(fā)布《能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，其中提出探索培育“風(fēng)光發(fā)電+氫儲能”一體化應(yīng)用新模式。

近年來，氫儲能憑借規(guī)模大、周期長、可跨季節(jié)儲能等優(yōu)勢，逐漸進(jìn)入大眾視野，成為“可再生能源+儲能”的重要發(fā)展方向，氫儲能項目正在全國呈現(xiàn)出“悄然開花”之勢。但有業(yè)內(nèi)人士指出，目前，我國氫儲能發(fā)展仍處于商業(yè)化初期階段，經(jīng)濟(jì)性難題尚待突破。未來應(yīng)進(jìn)一步強(qiáng)化技術(shù)創(chuàng)新、拓展多元化示范應(yīng)用場景，為氫儲能突破成本掣肘打好基礎(chǔ)。

“氫儲能”是一種以氫能為介質(zhì)，實現(xiàn)可再生能源高效儲存及利用的技術(shù)。“氫儲能可以利用電解水制氫，將間歇波動的富余電能轉(zhuǎn)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(fā)電裝置發(fā)電回饋至電網(wǎng)系統(tǒng)，是實現(xiàn)綠色能源可持續(xù)發(fā)展的理想模式。”中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎指出。

伴隨氫儲能優(yōu)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(tuán)發(fā)布山東華電濰坊氫儲能示范項目勘察設(shè)計招標(biāo)公告;去年8月，由國網(wǎng)安徽省電力有限公司投資的國內(nèi)首座兆瓦級大功率氫能綜合利用站制氫系統(tǒng)完成聯(lián)調(diào)試驗;去年11月，全球規(guī)模最大氫儲能項目——張家口200MW/800MWh氫儲能發(fā)電項目工程初步設(shè)計通過評審，預(yù)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(bǔ)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(yè)內(nèi)人士坦言，目前氫儲能在我國仍處于商業(yè)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(shè)集團(tuán)儲能技術(shù)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(chǎn)業(yè)鏈上、下游還存在“梗阻”，目前氫儲能的應(yīng)用整體缺乏經(jīng)濟(jì)性。

與此同時，記者了解到，在技術(shù)方面，催化劑、離子交換膜和碳紙等核心材料國產(chǎn)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(nèi)還缺乏氫儲能運行、維護(hù)數(shù)據(jù)和成本核算方法，缺乏氫儲能全生命周期的經(jīng)濟(jì)效益分析方法，導(dǎo)致氫儲能成本難以評估。”另有業(yè)內(nèi)人士坦言。

在彭澎看來，創(chuàng)新發(fā)展氫儲能技術(shù)與擴(kuò)大氫儲能示范應(yīng)用場景是突破氫儲能成本難題的關(guān)鍵。

“氫儲能屬于新興技術(shù)產(chǎn)業(yè)，目前應(yīng)用場景較少，短期內(nèi)發(fā)展也以中小型示范項目為主。”楚攀建議，未來應(yīng)鼓勵在風(fēng)光裝機(jī)比例超過50%且水源資源稟賦較好的地區(qū)，因地制宜提前規(guī)劃發(fā)展氫儲能示范項目，進(jìn)一步擴(kuò)大氫儲能應(yīng)用場景，開展氫儲能示范運行。

在彭澎看來，下一步，還應(yīng)持續(xù)加大對氫儲能關(guān)鍵技術(shù)的研發(fā)力度，加強(qiáng)氫儲能技術(shù)創(chuàng)新，探索多元化制氫模式，加強(qiáng)可再生能源制氫、儲、運技術(shù)研究，開發(fā)燃料電池及氫能源相關(guān)裝備，探索大容量、長周期的氫儲能技術(shù)路徑。