随着能源体制变⾰、技术发展、系统形态升级，能源服务形态呈现出新的特点。综合能源服务能够满⾜⽤户多元化需求、拓展企业盈利空间、提升社会整体能效[1-2]。⼤规模储能技术是综合能源系统中实现“⼼脏”功能的直接⼯具，能够在综合能源系统中发挥缓冲器、聚合器和稳定器的作⽤[3-4]，⽽氢能作为⼀种清洁、⾼效、易规模化的能源储存与转化技术，已⼴泛应⽤合成氨和冶炼⼚加氢等⼤规模⼯业中[5-7]。 近年来，受能源政策、市场以及相关氢能利⽤技术的驱动，氢能为综合能源系统中难以实现电⽓化的⾏业和应⽤提供了更多可⾏和适⽤的选择[8-9]。截⾄2019年底，50多个国家制定了相关政策激励措施来⽀持氢能在能源系统中的应⽤研究[2]。⽂献[10-12]针对氢储能系统的关键技术进⾏了总结，对⽐了电解制氢与其他制氢技术的成本，并基于燃⽓轮机或燃料电池的热电联产（combined heat and power，CHP）技术讨论了氢储能系统在能源电⼒⾏业中的应⽤。⽂献[13-15]探讨了氢作为能源载体的作⽤以及氢能源系统的经济性，预计到2050年，全球最终能源需求的18%可以通过氢⽓满⾜，这⼀数量相当于78 EJ，相应CO2减排潜⼒为6 Gt/年。⽂献[16-17]综合分析了氢能在⽇本和德国未来能源系统中的作⽤，对⽐了不同氢供应链条件下的温室⽓体排放强度，指出了未来潜在的清洁氢能供应国。在未来能源系统框架中，⽇本氢能源主要⽤于发电，较⼩⽐例⽤于交通运输和⼯业领域，⽽德国主要⽤于交通运输，较少⽤于发电和⼯业领域。⽂献[18-19]以氢能在综合能源系统中35个应⽤案例为研究对象，对40种氢⽓⽣产 和分配技术进⾏了建模分析，探讨了氢能价值链的成本动态以及各环节间的相互关系，给出了氢产业链的整体架构，预计到2030年，氢能价格低⾄1.8美
元/kg，将占据15%的全球能源需求份额。
能源系统的深度脱碳需求、整合⼤量波动性可再⽣能源并⽹都将成为氢能快速发展的驱动⼒，研究氢能在未来能源系统中的应⽤前景意义重⼤。⾸先⽐较了氢储能与其他储能⽅式的技术特点及关键参数，分析了氢能在综合能源系统中的应⽤途径及进展，指出了未来氢能应⽤的关键节点，并给出了对国内氢能产业发展的启⽰。
1 氢储能与常规储能系统⽐较
1.1 常规储能技术
储能系统（energy storage system，ESS）具有以电荷形式存储电能并在需要能量时允许放电的能⼒。随着技术的不断发展，能量储存⽅式多种多样，常见的机械储能⽅式有抽⽔蓄能（pumped hydro storage，PHS）、压缩空⽓储能（compressed air energy storage，CAES）、飞轮储能（flywheel energy storage，FES）[20]等；电磁储能有超级电容储能（supercapacitors，Super-C）、超导储能（superconducting magnetic energy storage，SMES）等；电化学储能主要指电池储能系统，包括铅
酸电池、镍铬电池（nickel cadmium battery, Ni-Cd）、锂离⼦电池（lithium ion, Li-ion）、钠硫电池（sodium sulphur battery，NaS）等；相变储能主要指热储能（thermal energy storage，TES），⽬前研究较多是采⽤熔盐储能；化学储能3个常见途径是氢⽓、氨和合成⽓，其中氢储能（Hydrogen）最具吸引⼒的能量储存⽅式之⼀。
1.2 储能技术⽐较
1.2.1 技术成熟度
常见ESS的技术成熟度如图1所⽰。⼤规模储能技术中PHS、CAES的技术相对成熟，但两者均依赖特殊的地址条件，其⼤规模发展受到制约，但由于其启停灵活、反应迅速，具有调峰填⾕、紧急备⽤和⿊启动等功能，国家电⽹公司与南⽅电⽹公司仍相继投建数座PHS。为了提⾼效率、更好地调整电⽹频率，研究⼈员正在开发变速涡轮机。现有超过180 GW的PHS存储容量，80%位于欧洲、中国、⽇本和美国。其他较为成熟的是电池储能系统，由于原材料市场供应充⾜、技术进步较快，成本进⼀步降低，电池储能系统将进⼀步发展。近期，太平洋天然⽓和电⼒公司（PG&E）的Elkhorn电池储能项⽬（182 MW/730 MW·h）已获批准，未来将为全球知名的科技中⼼硅⾕供电。随着氢利⽤技术的发展和进⼀步成熟，以及可再⽣能源的氢供应成本下降，⼈们已认识到氢能可在未来清洁、安全的能源系统中发挥更关键的作⽤，技术成熟度上升较快，呈现规模性效应[21]。
图1 储能系统的技术成熟度
Fig.1 Technical maturity of ESSs
1.2.2 系统效率及寿命
图2为常见ESS的系统效率和运⾏寿命⽐较。ESS循环效率最⾼的是SMES，它将电流储存在由电流流过超导线圈产⽣的磁场中，由于超导线圈没有电阻，损耗⼏乎为零，仅有附属电⼒设备如交流/直流转换器造成的2%~3%的损耗[22]。
的磁场中，由于超导线圈没有电阻，损耗⼏乎为零，仅有附属电⼒设备如交流/直流转换器造成的2%~3%的损耗[22]。FES和Li-ion的系统效率也较⾼。ESS的能量损耗主要来源于不同组件之间的能量传递过程，通过调节充电和放电过程中的能量损耗，可以提⾼ESS的效率。机械储能⽅式中PHS和CAES的使⽤寿命最长，分别为40~80年和25~60年。电池储能系统随着⼯作时间的延长，电池的化学性能变差，使⽤寿命相对较短，⼤多低于20年。氢储能系统的循环效率为35%~55%[20, 23]，低于常规ESS，其主要受氢价值链中采⽤不同技术路径的影响，如汽车中氢燃料电池效率约为60%，⽽通过内燃机的效率约为20%，综合考虑氢能的价值链，氢储能的寿命为15~50年[24]。
图2 储能系统的运⾏寿命及效率分布
Fig.2 Distribution of ESSs with respect to lifetime and energy efficiency
1.2.3 系统响应时间及投资成本
图3为常见ESS的响应时间与投资成本⽐较。由图3可知，SMES、FES和Super-C的单位投资成本低于其他储能技术，鉴于它们的快速响应时间，通常⽤于短期能量储存[5, 22]。在已开发的技术中，SMES的单位投资成本最低，响应时间最短[22-24]。电池储能单位成本相对较⾼。氢储能系统投资成本适中，为1500~2400美元/kW[25]。响应时间在可接受的分钟级范围内，其系统成本及响应时间同样受氢价值链中采⽤不同技术路径的影响。
图3 储能系统的响应时间及投资成本分布
Fig.3 Distribution of ESSs with respect to response time and capital
2 氢能在综合能源系统中应⽤路径
氢可以直接以纯净形式使⽤，或作为合成液态或⽓态氢基燃料（合成甲烷或合成柴油）以及其他能源载体（氨）的基础。⽬前⼤多数氢⽓⽤于⼯业领域，直接为炼化、钢铁、冶⾦等⾏业提供⾼效原料、还原剂和⾼品质热源，有效减少碳排放，其中炼油⼚、氨⽣产、甲醇⽣产消耗氢⽓⽐例分别为33%、27%、11%，另外3%的氢⽓⽤于钢铁⽣产[18]。长远来看，氢能可以⼴泛⽤于能源企业、交通运输、
⼯业⽤户、商业建筑[17-19]等领域，如图4所⽰。既可以通过燃料电池技术应⽤于汽车、轨道交通、船舶等领域，降低长距离⾼负荷交通对⽯油和天然⽓的依赖；还可以利⽤燃⽓轮机技术、燃料电池技术应⽤于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供暖供电。表1列出了部分典型氢能利⽤案例。
表1 典型氢能利⽤案例
Table 1 Typical hydrogen energy application cases
图4 氢能在能源系统中的应⽤
家用供暖系统Fig.4 Application of hydrogen in energy system
2.1 氢能应⽤于⼯业⽤户
⽬前，⼯业⽤户中的氢⼏乎完全来⾃天然⽓、煤炭和⽯油的⼤规模制氢，对环境产⽣巨⼤影响，采⽤可再⽣能源发电制氢耦合⼯业⽤户，既可以提供⽆碳氢，⼜可以提供可再⽣电⼒，避免化⽯燃料的碳排放问题。氢⽤于⼯业⽤户中的途径有：（1）炼油，加氢处理和加氢裂化去除杂质，提⾼中间馏分油的精收效率；（2）化⼯，⽤于合成氨、甲醇，合成甲烷等⼯业原料和燃料；（3）钢铁，代替传统⾼炉及碱性氧⽓转炉系统中常⽤的焦炭和天然⽓[2, 17]。
基于氢的合成燃料储存更容易，可利⽤现有的基础设施输送，为海事、铁路、航空提供可靠的清洁燃料。2019年11⽉，德国蒂森克虏伯钢铁集团正式注⼊杜伊斯堡9号⾼炉；奥地利林茨奥钢联钢⼚6 MW电解制氢装置投产，开启了氢能冶⾦时代。中国宝武钢铁、鞍钢、酒钢等均开始可再⽣能源制氢-氢能冶⾦⽴项，探寻循环经济的可⾏性。
2.2 氢能应⽤于交通运输
长期以来，氢作为潜在的交通燃料，被视为⽯油和天然⽓的清洁替代品。氢动⼒系统因其零碳排放和⼴泛的适应性有望成为交通运输部门实现快速减排的少数选择之⼀，这依赖于燃料电池技术的发展，常见燃料电池包括：质⼦交换膜电池（ proton exchange membrane fuel cell，PEMFC）、磷酸电池（phosphoric acid fuel cell，PAFC）、熔融碳酸盐电池（molten carbonate fuel cell，MCDC）和固体氧化物电池（solid oxide fuel cell，SOFC），综合考虑⼯作温度、催化剂稳定性、电效率、⽐功率/功率密度等指标，最常⽤于交通运输⾏业的是PEMFC。⽬前氢能燃料电池⽤于交通运输领域主要包括：（1）道路运输，如⼩型汽车、公共汽车、卡车和其他货车；（2）海事⾏业，如船舶、港⼝；（3）铁路和航空；（4）其他特殊领域，如救援车辆、深海装备等。
相⽐于纯电动汽车，氢燃料电池汽车、卡车及叉车的燃料加注时间短、续航⾥程长，但氢燃料汽车的综合能量利⽤效率仅为25%左右，虽然⾼于传统合成燃料内燃机汽车的15%，但远低于纯电动汽车约7
0%的综合能量利⽤效率，研究表明当燃料电池成本为75~100美元/kW时，氢燃料电池汽车可以在续航⾥程为400~500 km内与纯电动汽车竞争，氢燃料电池汽车对于有更⾼⾥程要求的消费者更有吸引⼒[17-18]。⽬前氢在海事、铁路和航空领域的应⽤处于⽰范阶段，主要⽤于辅助动⼒单元，⽽欧洲碳排放交易体系的不断扩⼤为氢能在这些领域的应⽤提供了潜在的空间。2019年11⽉，中国⾸列氢燃料电池有轨电车在佛⼭投运。2020年1⽉，美国国防部联合能源部启动氢燃料电池应急救援车H2Rescue项⽬，基于氢燃料电池/锂电池混合系统，开启微电⽹搭建、供热和供⽔⼀体化研究。
2.3 氢能应⽤于能源企业
⽬前，全球氢能发电⽐例很⼩，约占总发电量的0.2%。随着对能源⾏业深度脱碳要求的进⼀步提⾼，氢能应⽤于能源企业路径主要有：（1）氢为燃⽓轮机或燃料电池提供燃料，作为备⽤电源或离⽹供电，为易停电和偏远地区的关键设施（如医院，通信基础设施等）提供备⽤电源，成为电⼒系统的⼀个灵活性电源；（2）氢转化成氨，与煤粉共燃，降低传统燃煤电⼚的碳排放强度；（3）氢以压缩⽓体、氨或合成甲烷的⽅式储存，平衡电⼒需求和可再⽣能源的间歇性波动。
⽇本和韩国均明确了在能源企业中使⽤氢或氢基燃料的⽬标，⽇本希望在2030年氢发电能⼒达到1 GW，韩国氢路线图设定⽬标是2022年电⼒⾏业中燃料电池装机容量为1.5 GW，2040年达到15 GW[17]。2020年2⽉，北美拟投资可再⽣能源-氢发电枢纽项⽬替代1800 MW的Intermountain燃煤电
站，为南加州提供可靠的清洁能源，从2025年开始，每年春、秋两季将有538 MW可再⽣能源⽤来制氢，可再⽣能源制氢成本可能低⾄1.5~2.9美元/kg，氢⽓将储存在地下盐洞，通过100%氢燃料的燃⽓轮机进⾏发电[19]。
2.4 氢能应⽤于建筑热电联供
在住宅建筑领域，75%的传统能源⽤于空间供暖、热⽔和烹饪。氢可与天然⽓混合（氢⽓掺混⽐例为0~20%），通过基于燃⽓轮机或燃料电池的CHP技术，利⽤现有建筑和能源⽹络基础设施提供灵活性和连续性的热能、电⼒供应，从⽽取代化⽯燃料CHP。
基于燃⽓轮机的CHP可通过布雷顿-朗肯循环来实现热、电联供，氢⽓通过⾼温燃⽓轮机进⾏燃烧，推动燃⽓轮机发电，燃烧形成的⾼温蒸汽通过余热锅炉吸收产⽣蒸汽，推动⼩汽轮机发电，汽轮机排汽作为热源提供热量，整体循环效率可达55%。⽇本某微型氢燃⽓轮机已成功向社区供应2.8 W热能和1.1 MW电⼒[18]。
基于燃料电池的CHP最常⽤的是PEMFC和SOFC技术。CHP中的2种类型的电池都可以由热或电功率驱动，并且由于其紧凑的尺⼨可以部署为微型CHP。它们既可以直接⽤氢⽓作为燃料，也可以⽤天然⽓或沼⽓作为燃料，⽽在装置内部转化为氢⽓。如果产⽣的热量具有⾜够⾼的温度，则该系统还可以通过吸附（三联产）提供冷却，整体运⾏效率可达60%。“Ene-Farm”项⽬从2009年开始，已相继投⼊
30多万套微型CHP单元，单元成本已从3.5万美元降⾄0.9万美元。此外，100%的纯氢可通过氢锅炉⽤于建筑供热，但氢⽓价格需低⾄1.5~3.0美元/kg时，才能与天然⽓锅炉和电动热泵竞争。2019年6⽉，由BDRThermea研制的世界第1台纯氢家⽤锅炉在荷兰罗森堡投⼊使⽤，初始供暖量将满⾜总热量需求的8%，该项⽬与荷兰北部海上风电制氢、盐洞储氢及格罗宁根氢燃料电池列车构成了荷兰氢能利⽤蓝图的雏形。
3 应⽤途径分析
为了实现《巴黎协定》中的⽬标，全球能源系统必须进⾏深刻的变⾰，可再⽣能源的低碳电⼒可能成为⾸选的能源载体，电⼒在全球终端能源消耗中的份额到2050年需要增加近40%。但对于难以通过电⽓化实现脱碳的⾏业（如物流、⼯业⽤户），各国政府正在逐步认识到可再⽣能源耦合氢能是实现零碳净排放的重要选择之⼀。
（1）⽬前，90%的氢⽤作⼯业原料，但这部分氢⼤多来源于化⽯燃料，未来⼯业⽤户的深度脱碳途径是利⽤可再⽣制氢来替代这部分氢⽓。制氢成本与碳排放成本是影响该⽤途进展的关键因素。氢⽓综合成本为1.2~2.3美元/kg时，可再⽣能源制氢的竞争⼒⼤⼤提升，但这并不妨碍氢能在⼯业领域的⼴泛应⽤，预计到2030年，氢能需求量为10~15万t/年[17]，如图5所⽰。
图5 2030年氢能在各领域的预计需求量
Fig.5 Demand estimate and forecast for hydrogen energy in various areas by 2030
（2）氢能已经逐步⽤于交通运输领域的城市⽤车、短程公共车，但⼤范围推⼴仍受限于氢燃料电池及车载氢罐的成本，以及氢供应链基础设施完善程度。但对于重型卡车或远程运输来说，氢能仍是该领域脱碳成本最低的⽅法之⼀。随着氢燃料和车辆成本的降低，⿎励政策的实施及加氢基础设施的完善，预计到2030年，交通运输⾏业氢能需求量为
7~15万t/年[18]。
（3）氢能主要作为清洁燃料为能源企业提供热量和电⼒，但⽬前仍受限于较⾼的制氢成本，但整体考虑系统年利⽤率及资本⽀出，氢能⽤于热电原料⽐例将会进⼀步提升。相⽐之下，氢能以储能的⽅式为电⽹提供平衡和灵活性的⽅法更有竞争⼒，⼤容量储氢成本未来低⾄0.3美元/kg。预计到2030年，能源企业的氢能总需求量为10~18万t/年[6]。
（4）建筑的供热和电⼒需求约占全球能源需求的1/3，⽽对于分布式供暖，氢能是少数⼏种可以与天然⽓竞争的低碳替代品，随着制氢成本和氢锅炉、燃料电池成本的下降，以及氢⽓利⽤现有天然⽓管道输送能⼒的提升，预计到2030年，CHP中氢锅炉与氢燃料电池的成本为900~2000美元/（户·年），建筑热电联供的氢能需求量为3~9万t/年[14]。
虽然氢能已经在能源系统中的许多领域得到应⽤，但氢能产业链中基础设施较为薄弱，氢能供应链中制氢技术的成本问题，长距离、⼤容量储运经济安全问题及终端加氢设施成本等问题仍是⽬前亟须解决的。
4 对中国氢能发展的启⽰
氢能在国内能源电⼒领域的应⽤前景仍有部分争议，⼏乎所有的氢能和燃料电池技术还依赖于公共财政的⽀持，但中国在制氢⽅⾯具有良好的基础，⼯业副产氢和可再⽣能源制氢已开展项⽬⽰范。中国氢能联盟已牵头开启氢能在综合能源系统中的应⽤研究。综合以上研究，对中国氢能发展带来以下启⽰。
（1）氢能产业⽬前仍处于市场导⼊期，氢能的“制—储—运—⽤”环节与世界先进⽔平仍存在较⼤差距。需要尽快将氢能经济纳⼊国家能源体系中，研究制订国家氢能发展路线图、明确氢能利⽤⽬标与产业布局，引导地⽅根据区域特点差异化发展氢能产业。
（2）除交通运输外，氢能在能源企业、⼯业⽤户及建筑部门的商业化应⽤应作为氢能战略参考指标，明确氢能在低碳能源系统转型中的战略作⽤。
（3）氢能产业化布局基础设施较为薄弱，应加强氢能产业链关键技术攻关和应⽤。加快推进可再⽣能源制氢、氢储能、氢能利⽤等关键技术协同研究，对关键材料及核⼼部件技术创新加⼤财政补贴。
5 结语
（1）随着氢利⽤技术的发展和进⼀步成熟，氢储能系统成熟度上升较快。与其他常规储能系统相⽐，氢储能系统在系统效率、运⾏寿命、机组响应时间和投资成本等关键参数上均处于中间位置，但考虑氢能在未来能源系统中深度脱碳的重要作⽤，氢储能系统具有⼴阔的应⽤途径。
（2）氢储能系统未来可⽤于⼯业⽤户，提供化⼯原材料及⾼温热源；⽤于交通运输中车辆的脱碳；⽤于能源企业，取代化⽯燃料发电、供暖，或者以储能的⽅式提⾼电⽹灵活性；⽤于建筑热电联供，提⾼能量利⽤效率。
（3）氢能还未充分发挥在低碳能源系统中的作⽤，需要从国家战略层⾯、核⼼技术研发投⼊、财政补贴等⽅⾯进⼀步加⼤⽀持⼒度，推动氢能产业实现跨越式发展。
制氢、储氢、加氢、氢燃料电池、锂电池PACK、⾃动变速器、控制器、商⽤车研发、制造。
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