由于制氢工厂远离氢能消费端，就必须要将工厂制取得氢能储存，然后运输到负荷端。当氢能需要跨季节存储时，也需要将氢能储存。与其他燃料相比，氢能得质量能量密度大，氢能每公斤完全燃烧能够释放12千瓦时得能量，而汽油和柴油为12千瓦时。但是氢能的体积能量密度低(汽油的1/3000)，因此氢能在新型电力系统下的应用的重要前提条件之一是在较高体积能量密度下储存氢能。目前，主要储氢方式可以分为物理储氢和化学储氢。物理储氢包括高压气态储存技术、低温液态储存技术和地底储氢技术；化学储氢包括固态储存技术和液氨储氢技术。图7总结了当前主要的储氢方式。

图7 主要的储氢方式

高压气态储氢是指增大压强，将氢气在气态下压缩，以高压气体的形式储存在容器中，这是储存氢能应用最为广泛的技术。相对其他储氢技术，其具有成本较低、能耗低等特点，高压气态储氢在长管拖车运输氢气时被广泛使用，但是，运输能力在很大程度上受到容器体积的限制，难以大规模集中存储。

氢能可以在低温(20-21K)下转化为液态，液化储存在低温隔热容器当中，因为液态存储是另外一种小体积储存氢能的方法，储氢密度可达约71 kg/m3，体积密度为气态时的845倍，实现高效储氢。液化氢气既费时又耗能，而在液化的过程中损失约40%的能量，目前仅应用于航天领域。

地底储氢是氢能大规模和长期储存的最佳选择，地底储存可选择盐穴、废弃矿井、油气井和含水层作为储存空间，地底储氢是实现氢能在新型电力系统中应用的重要方法之一。

图8 可再生能源制氢和地底盐穴储氢模型

与物理储氢不同，化学储氢一般通过利用储存介质与氢气结合为稳定化合物的方式实现氢储，用氢时通过加热或其他方式使化合物分解释放氢能。与物理储氢技术相比，化学储氢技术成熟度相对较低，目前多在实验室、示范项目环节。

氢与氮气在催化剂作用下合成液氨，以液氨形式储运。氨在与催化剂反应后可以高效地分解成氢气和氮气，储氢转化效率高，可以在较短的时间内释放出大量的氢气，“氢-氨-氢”方式的耗能、实现难度及运输难度相对更低。将氢能转化为液氨进行运输，为解决氢能运输困难的难题提供了一个新的思路。

图9 考虑电-氨协同作用的电-氢耦合系统的运行机制系统示意图

5氢能在新型电力系统的挑战

氢能能够弥补抽水蓄能以及电化学储能的一些不足，能够促进新型电力系统的发展，但氢能在新型电力系统当中挑战与机遇并存，距离氢能的理想应用条件还有一些差距。

5.1氢能成本相对较高

当前条件下，主要制氢成本如图10所示，电解水制氢成本相比于煤制氢和天然气制氢较高,电解水制氢的成本较高是限制氢能在新型电力系统中大规模应用的一个重要因素。当前抽水蓄能投资成本约为6500元/kW，电化学储能成本约为8000元/kWh，而氢储能系统成本约为13000元/kW。同时氢储能系统存在寿命较短的现象，在SOE电解中，高温会加速材料的降解，且随着生命周期的延长制氢量会逐渐减少，导致整个寿命期内的制氢速率下降，所以延长电池寿命和优化性能仍是一个重大挑战[]。同时，氢能理论上可以跨区域调峰，但是氢能跨区域运输成本以及储存成本也是制约氢能在新型电力系统大规模应用的因素。              

图10 制氢成本比较

5.2氢能系统效率相对较低

当前大规模应用的抽水蓄能以及电化学储能的能量循坏效率均在70%以上,而氢能系统能量循环效率较低，只有50%左右。在“电-氢-电”过程当中产生大量的热量，以PEM电解为例，“电-氢”过程中能量循环效率为70%-90%，而在“氢-电”过程中燃料电池发电效率为50%-60%，其中有大部分能量转化为热能，导致总体的循环效率只有40%-50%左右。P2X技术中由于涉及到“电-氢-X”等多个复杂的过程，P2X技术的转化效率也更低。如何提高氢能系统循环效率是一个重要的挑战。

5.3电力电子器件可靠性

电解槽以及燃料电池若是连接电网，就必须需要搭配电力电子器件来使用。若电源来自风电，需要经AC/DC整流器转化成直流电用于电解水制氢，燃料电池经过DC/AC转化为交流电提供给电网。整流器件需要满足低压大电流输出、高降压能力、高可靠性、高效率及低电流纹波等特点。实际上，在新型电力系统当中，母线电压等级普遍较高，因此整流器的高降压比尤为重要，逆变器的高升压比也尤为重要。电力电子器件作为氢储能制取和应用的核心装备，在转换效率、可靠性、功率密度、规模化协同控制及稳定性等方面仍有待进一步提高。

5.4波动性电源电解水制氢技术不稳定

风光电源的强不确定性及制氢系统受限于电压、温度、压力等多参数耦合控制的特性，使得风光电源与电解制氢容量较难实现合理优化配置，强波动功率输入下，缓慢变化过程（电解制氢系统）与快速响应需求（风光波动电源）之间的矛盾导致风光电源电解制氢系统长期处于非稳定运行状态。此外，风光波动电源的出力响应时间为秒级，而电解制氢系统由于多参数强控制使其响应时间为秒级、分钟级等多时间尺度，再加上制氢的需求具有强随机性，因此，有效协调控制好波动电源电解系统的制氢过程及确保制氢系统的安全稳定运行十分必要。

5.5氢能体系仍不完善

氢能源链涵盖广泛的技术和工业部门。目前，仍存在跨部门合作不足、跨部门协调机制不足等问题。氢能的大规模制取和电网电力系统规划分属于不同的部门，制氢大多数是石油化工企业，电网是电力系统，缺乏足够的规划协同，机制和政策缺乏全方位支撑，电网公司如何同别的部门与行业进行高效协同是在新型电力系统下面临的又一挑战。

6氢能在新型电力系统的展望

氢能将应用于新型电力系统的“源-网-荷”的各个环节，加速了电氢耦合系统的发展，推进新型电力系统的构建与快速发展。

图11 氢能生产和储存应用的前景

6.1氢能促进新型电力系统的多元化发展

氢能的快速发展能够促进新型电力系统的多元化演变。氢能可以突破新能源电力占比的限制，促进更高比例的新能源发展，氢能同抽水蓄能、电化学储能相结合，实现新型电力系统在不同时间尺度上的电量平衡，多时间尺度上促进新型电力系统的协调运行；氢燃料电池、电解槽、氢内燃机、P2G的引入，能够进行热、电、氢、气等多元能源联供的综合能源系统，促进新型电力系统的低碳化发展，并提高氢能在新型电力系统中的渗透率，增强新型电力系统的抗风险能力；氢能能够促进新型电力系统与交通网的耦合发展，实现风力发电-光伏电站、制氢加氢站、充电站、加油站一体化发展，形成区域综合能源枢纽系统。

6.2多元化清洁的制氢方式

在新型电力系统当中积极发展清洁的制氢方式，减少“灰氢”、“蓝氢”等制氢方式的应用，提高可再生能源制氢“绿氢”的应用与发展。积极推动太阳能制氢、生物质能制氢等方式的发展与应用，同时提高海上风电制氢的占比，促进海上风电的就地消纳，减少海上风电波动性对新型电力系统的影响，促进多元化制氢方式的发展。

6.3氢能的多元化利用

针对氢能成本过高的问题，积极探索共享储能、跨季节价差套利等多元化商业模式来降低成本。在 “氢-电”转化环节，充分利用氢燃料电池的热电联产特性以及进行余热回收，实现能量的梯级利用，提高能量的转化效率。充分利用P2X技术，实现电力系统与化工系统的联系与耦合作用，提高可再生能源的利用率，实现新型电力系统和化工系统的绿色发展，实现氢能的多元化利用与发展。

6.4高效稳定的电解水制氢控制技术

研究电解制氢装置的动静态特性以及新能源波动性特征与电力电量平衡规律，在此基础上构建风光-荷-氢相协调的波动电源电解氢系统优化配置模型，应用启发式、人工智能等多种算法对模型进行求解，实现波动电源电解制氢系统自学习优化配置。将波动性电源与随机性电解制氢需求相协调，研究一种波动电源电解制氢系统高效稳定制氢的边端协同自适应控制策略，进而研究一种波动电源电解制氢系统的纹波、温度、压力等全参数趋优过程控制的全过程高可靠延寿控制策略，以延长风光波动性电源制氢系统的寿命。

6.5加速氢能与电力市场的融合

氢能电力市场机制的整合是实现氢能在电力系统中实际应用的关键一步。这种整合可以促进更有效的能源利用。电力市场机制通过平衡供需和调节电价来优化能源分配和使用。将氢能纳入电力市场可促进能源的灵活转换。将氢能纳入电力市场并在能源供应链中推广使用氢能，可促进电力市场向去碳化转变，减少对传统燃料的依赖，更好地应对气候变化挑战。此外，氢能市场机制的整合可以提高能源规划、交易和投资的效率。电力市场机制为氢能生产商和消费者提供了一个透明、公平、灵活的能源交换交易平台。采用这种市场机制可以激励投资者和创新者更多地参与氢能领域，从而实现技术改进和成本降低。

7结论　

设一个高比例可再生能源的电力系统需要氢能储存技术的快速发展和工程实施。该技术全面灵活的支持能力从空间和时间维度增强了系统的功能。如何充分发挥氢储能的优势，促进可再生能源主导型电力系统的建设，是业界学者普遍关注的话题。本文介绍了可再生能源制氢的技术层面。随后，探讨了氢能在电网 "源-网-荷 "侧的应用，并解释了氢能存储技术。最后，本文讨论了氢能储存的未来成本、电解水制氢控制技术以及电力市场中的氢能开发。