7月28日在京召開的國家能源局例行新聞發布會上，國家能源局能源節約和科技裝備司負責人解讀《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（以下簡稱《指導意見》）時指出，為確保碳達峰、碳中和工作順利開局，應牢牢抓住“十四五”戰略窗口期，加快出臺頂層規劃，為加速技術迭代創造條件，實現新型儲能規模化發展。

值得注意的是，在《指導意見》中，氫能被明確納入“新型儲能”，意味著氫儲能正在得到越來越多的關注和認可。“氫能是一種無污染、來源廣、效率高、應用場景豐富的二次能源，同時具有原材料、能源、儲能三重屬性。”水電水利規劃設計總院副總工程師謝宏文接受記者采訪時表示，未來，氫能與電能的深度耦合將成為一種重要的儲能方式。

在國家能源局能源節約和科技裝備司負責人看來，為貫徹落實碳達峰、碳中和的目標要求，必須加快調整優化能源結構，構建以新能源為主體的新型電力系統。而新型儲能具有可以突破傳統電力供需時空限制、精準控制和快速響應的特點，是應對新能源間歇性、波動性的關鍵技術之一，且具有選址布局靈活等多方面優勢，因此加快新型儲能規模化發展勢在必行。

對此，謝宏文也指出，可再生能源高比例消納需要快速增加電力系統調峰、調頻、備用等靈活性資源，科學合理的儲能應用可以為電力系統提供調峰、調頻、備用、電壓支持等服務，將在以新能源為主體的新型電力系統中發揮重要作用。她強調，儲能的主要應用場景包括新能源電源側、有新能源接入的負荷側以及微電網系統，“十四五”期間我國的儲能產業將進入規模化發展新階段。

隨著新型儲能需求逐漸涌現，氫能也將迎來廣闊的應用前景。“氫能產業鏈各環節與電力的‘源網荷儲’存在緊密聯系。”謝宏文向記者表示，制氫具有較好的擴展性和運行靈活性，能夠適應新能源的隨機波動，開展新能源制氫利用，可將富余的電力轉化為氫能并存儲，提升新能源利用效率；氫供應環節的內置存儲容量可發揮緩沖作用，根據電力系統的需求，實時調節氫氣產量，從而調節電力消耗，并可長時間消納波動性可再生能源，實現季節性存儲。

國家電投綜合智慧能源科技有限公司綜合智慧能源研究中心副主任王巖告訴記者，氫儲能有三個方向：首先是“電-氫（P2G）”，即電解水制氫；其次是“電-氫-電（P2P）”，即用電來制氫，再用氫氣發電，包括氫能燃氣輪機和燃料電池發電上網，也包括氫燃料電池汽車等在交通領域的應用；還有一種是“電-氫-其他能源”，比如利用電解水生產的氫氣與二氧化碳合成甲醇，也被稱作“液態陽光”。他表示，“我們認為，電解制氫都屬于氫儲能的范疇。”

據王巖介紹，早在2017年，國家電投就開始推動氫能和氫儲能的應用，但在“3060”目標和新型電力系統提出之前，其應用是受限的，生產的氫氣沒有多少用戶使用。“而現在，得益于‘雙碳’目標和新型電力系統的推動，綠色氫氣正在得到越來越多用戶的認可。”

在新型儲能路徑中，氫能具有諸多明顯的優勢。國家發改委能源研究所副研究員劉堅告訴記者，不同于電化學儲能，氫作為一種大容量儲能方式，在長周期、大規模儲能場景下，擁有單位能量存儲成本低的優勢。他表示，“氫能未來降本的空間很大，在新能源滲透率達到較高水平時，其優勢就會體現出來。”

劉堅進一步解釋，在新能源發展初期，規模還不太大，而電網本身有一定的調節空間，出現調峰困難的時長較短，這個時期電化學儲能有較大優勢；但未來，隨著新能源滲透率的提升，系統調峰周期變長，電化學儲能單位能量成本高的缺陷就會暴露，而氫能則恰好相反，大規模氫儲能邊際成本增速相對較慢，是更具經濟性的長周期調峰技術。

對于氫能未來的降本空間，王巖也表示，“通過示范項目的推廣以及研究的深入，我們發現，隨著氫儲能的規模化應用，成本下降會非常快。在規模化應用的過程中，綠氫成本也會很快與煤制氫持平。”他指出，隨著其成本的下降，它將為各行各業，尤其是不能實現電能替代行業的脫碳提供解決方案。例如，在鋼鐵行業，用氫氣就可以實現“綠色冶金”；在化工行業，可以用綠氫生產“綠色甲醇”，而石化領域的油品升級也都可以用氫氣來脫硫。

與此同時，由于不含環境敏感材料，氫儲能對環境的友好性也成為一種重要優勢。“目前，電化學儲能面臨多個難題，比如，安全性問題突出、退役電池的后續處理難等。”王巖表示，氫儲能全過程不存在污染，電解水生成氫氣，氫氣發電又生成水，全程不會產生碳，也不會產生其他污染。

在謝宏文看來，氫可以像石油、天然氣等化石能源一樣進行儲存運輸，實現跨季節、跨區域存儲和能源互聯；氫能更容易耦合電能、熱能、燃料等多種能源，并在交通、工業、建筑、可再生能源等領域具有廣泛的應用場景。她強調，“在這些產業的脫碳路徑中，氫能都將扮演不可或缺的角色。”

“《指導意見》的發布，將對氫能發展起到積極的推動作用，堅定市場主體投資建設氫儲能項目的信心。”謝宏文表示，目前，可再生能源規模化制氫已開始起步，其中，電解水制氫技術趨于成熟，居市場主導地位。同時，氫能產業鏈條正逐步健全，重大項目不斷涌現，包括可再生能源制氫大型示范項目、大型氫能基礎設施建設等；高比例耦合制氫的風光基地建設也在加速布局。

不過，在業內看來，正處于起步階段的氫能，急需更多政策的加持。“目前，氫儲能還沒有享受到調峰調頻的相關支持政策。”王巖表示，很多省份提出風電、光伏配一定比例儲能的要求，但基本都局限于電化學儲能，“我們希望氫儲能也能得到相應的政策支持，在要求配儲能的時候不再局限于電化學儲能。”他告訴記者，在政策的支持下，隨著氫能的發展，未來當氫和電比例達到3：7時，氫的輸送將在新型電力系統中發揮重大作用，形成“地上一張網，地下一張網”的電氫體系。

對于氫儲能未來的發展路徑，劉堅指出，未來可以考慮用離網可再生能源項目制氫，如果只是用“棄風棄光棄水”的電力制氫，會導致電解槽的利用率低，進而影響其經濟性。他表示，隨著光伏等可再生能源度電成本的進一步下降，到“十四五”末期，在西部一些風光資源好的地區，廉價的綠氫就可以發揮更大的作用。

劉堅認為，在制氫領域，目前仍然需要在技術方面取得突破。他介紹，堿性與PEM電解水技術各具優勢，目前堿性電解槽成本更低，而PEM對波動性電源的適應能力更強，兩者各有其適用場景，需要通過技術示范，來探索技術路線的選擇。

對此，王巖也表示認同。他指出，目前國內的堿液電解槽技術已在全球處于較領先地位，而PEM的部分裝置仍然依賴進口，導致成本較高。“PEM當前的成本大約是堿液電解槽的6倍~7倍，所以我們用的90%都是堿液電解槽。”但他同時表示，面對新能源的波動性，堿液電解槽比PEM遜色，所以國家電投采用了一系列技術手段，來提高堿液電解槽的負荷適應性。“未來，會出現兩種技術共存的格局。”他強調。