大家怎么看氢储能？
三个基本判断： 储能有多种类型，按功率大小、储能容量、响应速度、成本进行比较如下[1]： 表格中都没有氢储能的位置，因为它过于长期了。类似的，由16个单位联名撰写的特约文章<2021年中国储能技术研究进展>中[2]，也根本没有提到氢储能。 这么多储能类型，学起来一定很累吧？ 别急，只需要记住三点[1]： 一句话概括，由于风力、光伏发电在小时、天、季节的时间维度上都具有波动性，需要不同时间维度的储能系统来辅助。从经济性、灵活性、储能特性来看，电化学储能适用性最强，在发电侧、电网侧、用电侧都可以发挥作用。 风电与光伏目前还是一个弟弟，但将来会成为哥哥，而传统化石能源发电逐渐退出历史舞台。搭着风电与光伏快速增长的东风，电化学储能的增长也具有很强的确定性[3]。 风电与光伏除了季节上的波动之外，空间分布也很不均匀，长距离的运输不可避免： 电化学储能不太适合长时间维度、大空间维度的储能 —— 用锂电池夏天储电，冬天再用，成本上肯定不划算；西部发电，再把锂电池运到东部使用，想想也不可能。 此时，与电化学储能在时间维度、空间维度互补性极强的氢能出场了！ 氢能负责长距离、大容量、长时间的储能，电化学储能负责固定位置、小容量、高频储能，配合完美！ 所以说，如果碳中和是确定性的，那电化学储能也是确定性的，氢储能虽然过于长期，但也是确定性的。 前面说了，氢储能非常长期，八字还没一撇。下面咱们就缕一下，氢储能需要克服哪些阻碍吧。 本题是在讨论氢储能，但实际上氢的制取问题还很大，需要长时间才能解决 —— 看吧，制取都还没搞定，就谈储能，这确实有点太长长长期了吧！ 目前氢的主要来源还是化石能源[4]： 也就是说，虽然氢气的使用很绿色，但是氢化的抽取很灰色 —— 现在主要还是灰氢。下面是灰氢、蓝氢、蓝绿氢、绿氢的分类[5]，我们的目标是绿氢。 灰就灰吧，也不是不能用。先用灰氢把应用端给发展起来，再逐渐变绿，也是挺好的 —— 电动汽车不就是这么做的吗？ 现在电动车渗透率已经非常高了（2022年4月达30%），但用电主要还是煤电；先把应用端搞定，再搞定发电端，不确定性就小了很多。 问题是，这灰氢也不便宜啊！ 氢燃料重卡的燃料成本占全生命周期的46%。目前 法规允许的外供加氢站价格主流区间为60-80元/kg，部分地区最低也要40元/kg左右，补贴平均在10-12元/kg。以重卡为例，现在百公里能耗成本要400元，同类型的柴油车为180-200元[6]。相对于柴油有竞争力的话，得2030年之后了！ 文献[4]也指出了一个明路：与风光水电结合起来。这也是咱们之前已经说过的：电化学储能会伴随风电与光伏的发展。 看远一些的话，将来还是要在风电与光伏电站附近电解水来制氢：既便宜又绿色。 氢的储存和运输分为气氢与液氢两种形式。液氢当然更有效率，因为液氢密度分别是20/30/70MPa气氢密度的4.9、3.4、1.8倍，液氢槽车运输方式比20MPa高压气氢拖车的单车储运量提高9倍、充卸载时间减少约1倍，液化过程中还能提高氢气纯度，一定程度上可节省提纯成本[4]。 然而现实情况是：现阶段中国普遍采用20Mpa气态高压储氢与集束管车运输的方式[4]。 氢气的临界温度也很低=32.97 K (-240 ℃) @1.293 MPa[7]。也就是说，在-240 ℃以上再加压也不会使氢气液化，液氢的制取目前还是一个技术课题。 除此之外，政策上还没放开 —— 政策没放开通常意味着，该产业的技术阶段还比较早期。 咱们讨论的氢气制储运都是上游产业。如果下游产业发展不顺，那就难以形成商业闭环，上游就必须依赖补贴活下去，这样是不健康的！ 所以，氢的应用端发展对整个氢能发展非常重要，最主要的就是氢燃料电池汽车的发展。关于氢与电的争论，在此就不展开了，可以参考我之前的一个回答： 除新能源汽车之外，也有一些应用领域用电难以达到要求，就必须用氢。 比如说：钢铁、石化、水泥等产品生产中，由于热能的需求量大、温度高，很难通过电气化的方式来解决，就需要高品位热能。这些地方咱们日常生活接触不到，关注不多，但耗能并不少。如果不发展氢能，这些碳中和之路上的硬骨头，就很难啃下来！ 这方面国外已有一些应用，就是天然气掺氢：意大利Snam公司2020年1月掺氢量提高到10%、英国HyDeploy掺气比高达20%、德国西门子的燃气轮机设备可使用掺氢量5%-50%的HCNG[4]。此外就是民用的天然气管道掺氢，目前还存在一些经济性和技术问题。