氫能來源廣泛、應用場景豐富，可實現電網、熱網、油氣網之間的聯通耦合，是未來二次能源體系中電能的重要補充。綠色氫能的開發與利用已成為全球應對氣候變化的重要途徑和能源變革的重要方向，也將成為世界各國能源技術與產業競爭的焦點。我國近期發布的《氫能產業中長期發展規劃（2021-2035）》也明確了可再生能源制氫在能源綠色低碳轉型中的戰略定位、總體要求和發展目標，對氫能產業的高質量發展將發揮重要指導作用。但也要認識到，氫能的戰略地位和經濟合理性主要取決于可再生能源轉型中的大規模長周期能量儲存與多元化終端利用需求，而且氫儲能自身也存在較明顯的技術路線、資源潛力及經濟性問題。

鹽穴是地質儲氫的理想選擇

氫氣可被注入鹽穴、地下含水層、廢棄油氣田及礦坑等儲氣庫從而實現大規模長周期存儲。作為最輕的氣體，氫易于擴散，因此氫儲能對密閉性有著極為嚴格的要求。鹽穴有良好的氣密性，且鹽不與氫氣反應，是地質儲氫的理想選擇。目前全球有4個正在運營的鹽穴儲氫項目，其中3個位于美國墨西哥灣地區，而廢棄油氣田儲氫尚在小型實驗階段。

美國早在20世紀70年代就已開始研究將氫氣儲于地下的可能性，大型儲罐和地質儲氫是美國能源部研發項目的重要組成部分。2019年，位于美國猶他州的“先進清潔能源儲存”項目啟動，項目計劃2025年在該州德爾塔鎮附近建立一個大型綠色儲氫中心，并將電解水制氫儲存在100個巨大的地下鹽穴中，以平衡季節性的能源需求。2020年，美國能源部先后發布《氫能計劃發展規劃》和《儲能挑戰路線圖》，地質儲氫的識別、評估和論證被列為關鍵技術領域研發及示范重點。

2020年11月，英國政府推出一項新計劃“綠色工業革命十點計劃”，希望于2030年實現5吉瓦的低碳氫產能，并制定了“英國氫能網絡計劃”，旨在有效推動英國地下儲氫的發展。2021年8月，英國發布首個國家氫能戰略，鹽穴儲氫作為氫氣儲運方案被提及。英國地質調查局（BGS）強調了地質學在支持英國長期能源轉型中的重要性，指出地下儲氫是英國實現凈零排放的四項技術之一。為了支持更多地使用地下儲能技術，英國地質調查局正在進行試驗，研究鹽穴的可循環使用性和安全性。

除鹽穴外，瑞典發起的地質儲氫項目將采用巖洞儲氣庫，目前處于建設中。澳大利亞和阿根廷在廢棄油氣田儲存的天然氣中混入了10%比例的氫氣，項目正在試運營階段，目前未發現對儲氣庫和設備造成不利影響。此外，德國的南北跨區輸氣管網容量是輸電容量的4倍，歐洲的儲氣總容量能達到全年用氣需求的22.8%，相較其抽水蓄能的儲能潛力僅為年發電量的1.65%，這意味著歐洲的供氣管網有足夠的容量輸送、儲存氫氣及合成甲烷。

經濟性方面，美國能源部針對地下管道儲氫、內襯巖洞儲氫、地下鹽穴儲氫的成本進行了分析。其中500噸儲氫規模地下管道儲氫投資成本為516-817美元/千克，其中管道成本占比超過60%，剩余近40%為管道安裝及工程建設成本，平準化儲氫成本為1.87-2.39美元/千克；內襯巖洞儲氫投資成本為56-116美元/千克，其中巖洞挖掘、內襯、壓縮機及管道成本占比約80%，平準化儲氫成本（LCOHs）為0.31-0.43美元/千克；地下鹽穴儲氫投資成本為35-38美元/千克，其中地下工程成本占比約50%，平準化氫儲能成本為0.19-0.27美元/千克。隨著各類地質儲氫壓力增加，單位儲氫空間需求及平準化儲氫成本也隨之下降。另據彭博新能源財經分析，目前鹽穴、廢棄氣田、巖洞及人工容器基準儲平準化儲氫成本在0.19-1.9美元/千克，未來可能降至0.11-1.07美元/千克。

但有研究發現，采用枯竭油氣藏或含水層儲氫，氫氣可能與儲層中的古微生物或礦物成分發生反應，不僅會消耗掉部分儲存的氫氣，且產生的反應物也存在堵塞儲層孔隙的可能，不利于氫氣的長期儲存。根據IEA《能源技術遠景—清潔能源技術指南》，廢棄油氣田儲氫目前面臨的困難包括氫氣在油氣田孔隙儲層可能發生的化學或生物學反應、微生物導致的氫氣消耗、生成硫化氫有毒氣體等。

電制燃料技術路徑選擇與成本緊密相關

電制燃料（PtX）是氫儲能的新方向，它以電制氫為核心，將電能轉化成為氫氣、氨氣、甲烷及汽柴油中的化學能，從而進入到后續的化工、交通、發電、供熱、儲氣等豐富多樣的終端應用中。目前基于低溫電解技術（堿性、質子交換膜）的電解池已相對成熟，單堆功率已達兆瓦級，綜合能效為60%～70%，高溫固體氧化物電解技術有望將能效進一步提高至85%以上。

電制燃料的技術路徑選擇與投資成本緊密相關。由于電解槽投資成本較高，有研究顯示電制燃料項目的年運行小時數至少需要達到3000小時，甚至6000小時才具有經濟性。為此，可通過風電、光伏、水電等不同可再生能源發電打捆的方式實現綠電制氫，一方面可提升電解槽利用率，降低綜合制氫成本，一方面可改善電解槽運行工況，延長設備使用壽命。此外，由于可再生能源系統存在快速瞬時變化與間歇波動特性，而化工生產又需要連續穩定，兩者在技術上存在難以耦合的情況，因此通過電制燃料可破解氫氣儲存難題，實現上游制氫工藝與下游化工流程的解耦。

彭博新能源財經對比了液氫、合成氨兩類電制燃料氫儲能及有機液體儲氫的平準化成本。其中，合成氨成本較低，在目前基準情景下氫氣儲能成本為2.83美元/千克（17.8元/千克），未來有望降至0.87美元/千克（5.5元/千克）。

我國應積極推進氫儲能發展

考慮到與美歐相比，我國氫儲能方面的研究起步較晚，氫儲能項目數量和技術水平仍有較大差距。我國已建成27座地下儲氣庫，形成100億立方米調峰供氣能力，最高日調峰能力超過1億立方米，但尚無地下儲氫庫，地質儲氫經濟性研究不足。地質儲氫和電制燃料是需要政策、經濟和技術支持的系統工程，當前看實現規模化和產業化的氫儲能仍然任重道遠。因此聚焦地質儲氫和電制燃料兩種技術路線，在梳理全球技術研發及示范工作進展的基礎上，我國推進氫儲能發展應從以下兩方面著力。 

我國應研究適合國情的氫儲能技術路線。以美國、英國為代表的發達國家在氫儲能技術示范方面已積累一定經驗，我國氫儲能發展應結合地質條件和電制燃料技術水平，合理借鑒國外案例與經驗，選擇符合國情的氫儲能發展道路。

我國需要加大氫儲能技術研發。目前氫儲能還存在明顯技術與成本問題，應加強國家層面支持政策設計，完善儲能產業規劃和科技創新政策體系，設立地質儲氫和電制燃料專項資金，加大科研機構和企業研發支持力度。

（作者 劉堅 景春梅 王心楠；單位分別為：國家發改委能源研究所、國際經濟交流中心、丹麥能源署）