面对“弃风弃光”问题，新能源企业除了要找地方政府讨说法，自己也要为消纳电能谋出路。

  氢储能，是近两年受德国等欧洲国家氢能综合利用后提出的新概念。“十二五”以前没有立项，支持项目也是以制氢、发电、储氢等过程单独资助的，但“十三五”期间该概念已经列入国家电网公司规划。氢储能技术被认为是智能电网和可再次生产的能源发电规模化发展的重要支撑，并日趋成为多个国家能源科学技术创新和产业支持的焦点。

  大力发展氢储能技术，重点突破电氢两种能量载体之间的高效转化、低成本大规模存储和综合高效利用等关键技术，解决新能源波动性制氢、电网与管网络互连互通和协调控制等关键技术，实现能源网络化大规模存储，实现高效率、低成本的储能技术规模化应用。构建配置能力强、安全可靠性高、绿色低碳的全球能源互联网提供技术支撑。

  随着我国可再次生产的能源发电比例的快速增大（据国家发展改革委能源研究所最新预测：2030年中国电力结构中可再次生产的能源发电比例将从2015年的24%扩大到53%），同时也存在发电和负荷中心在地理上的布局不均（风能陆上资源的80%-90%在“三北”地区,太阳能资源好的地方也在西部和北部,而用能中心位于中、东部），考虑到日益紧迫的环保压力和化石能源束缚，这些都迫使我国将目光聚焦到可再次生产的能源的产生、存储和消纳上，2014年初，总理考察了德国氢能混合发电项目，特别指示国内有关部门组织实施氢能利用示范项目。国家能源局已指示河北、吉林省加快可再次生产的能源制氢示范工作，将氢储能列为解决“弃风”、“弃光”问题的新思路。2015年初的两个月内，国家能源局再次连续下发与风电的消纳有关通知（《国家能源局关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知》、《国家能源局关于在京开展可再次生产的能源清洁供热示范有关要求的通知》、《国家能源局综合司关于进一步做好可再次生产的能源发展“十三五”规划编制工作的指导意见》），可再次生产的能源消纳工作迫在眉睫。

  为此，国家电网公司也已开展氢储能关键技术及其在新能源接入中的应用前期研究，积极建设氢储能系统实验研究平台，突破波动性新能源电解制氢技术的适应性问题，具备氢储能系统效率测试能力，为日后大规模可再次生产的能源制氢的关键技术探讨研究及应用提供理论基础。

  氢储能可看作是一种化学储能的延伸，其基础原理就是将水电解得到氢气和氧气。以风电制氢储能技术为例，其核心思想是当风电充足但无法上网、需要弃风时,利用风电将水电解制成氢气(和氧气),将氢气储存起来；当需要电能时,将储存的氢气通过不同方式（内燃机、燃料电池或其他方式）转换为电能输送上网。

  通常所指的氢储能系统是电-氢-电的循环，且不同于常规的锂电池、铅酸电池。其前端的电解水环节，多以功率（kW）计算容量，代表着氢储能系统的“充电”功率；后端的燃料电池环节，也以功率（kW）计算容量，代表着氢储能系统的“放电”功率；中间的储氢环节，多以氢气的体积（标准立方米Nm3）计算容量，如换算成电能容量，1Nm3氢气大约可产生1.25kWh电能，储氢环节的容量大小决定了氢储能系统可持续“充电”或“放电”的时长，所以如果想增加电能的储存容量，加大储氢罐的体积或压力即可。如果将氢储能技术用于储能领域（如图1）

  理论上能够存储多少氢气/合成气/合成油就能储存多大规模的能量，是仅有的能够储存百GWh以上且可维持几周供电的能量储备技术方式，具有广阔的发展的潜在能力和应用前景，需从资源开发的角度，加大开发和利用。

  目前欧、美、日等都制定了氢能发展战略和详细的计划，并在迅速而有步骤地推进，已经取得了积极成果。欧盟目前的可再次生产的能源发电发展较快，欧盟计划在2020年、2030年、2040年、2050年可再次生产的能源发电占总电力的比例分别达到35%、50%、65%、80%，并在2060年最终完全实现不依赖化石能源的可持续发展。而实现不依赖化石能源的可持续发展这一目标的其中重要一环就是实现Power-to-Gas（P2G）技术路线，即把可再次生产的能源以氢气或甲烷等方式大规模储存起来并加以应用。根据德国制定的《氢能与燃料电池计划》中的“氢的生产和配送”部分分析，德国目前的发展进度已经大大提前，原定2020年开始的计划现在就已经初露端倪。

  德国一些大型能源电力公司，如EON和ENERTRAG等都在政府的宏观指导和具体支持下积极实施P2G项目，以期最终实现利用风能等可再次生产的能源的大规模制氢，这将是今后大规模利用风能最有前景的技术路线之一。下一步德国计划开展更大规模的20-50MW风力发电制氢的P2G示范项目，为未来的氢能源经济培育基础。

  日本可能是世界上最接近氢社会的国家。这并不单单是因为燃料电池汽车（FCV）的产业化，而是因为全世界燃料电池进入千家万户的国家只有日本。2009年，家用燃料电池“ENE-FARM”的上市在全球开了先河。这种电池利用煤气和煤油提取氢气，注入燃料电池中发电。发电时产生的废热用来烧水、泡澡和地暖使用，能源效率超过9成。ENEFARM的主机由松下和东芝制造，通过东京瓦斯、大阪燃气、吉坤日矿日石能源等公司销售。东日本大地震发生后，受到电力短缺的推动，以首都圈为中心，其销量一路攀升。截至2015年1月底，松下在日本全国已累计出货约5.2万台ENE-FARM。

  在氢储能系统示范应用方面，我国刚刚开展相关建设，在氢储能系统关键技术环节的氢燃料电池和加氢站方面有示范工程建设，大多数都用在示范新能源汽车和分布式电源。如目前国内仅有四所35MPa加氢站，分别位于北京、上海、河南郑州和广东，而70MPa加氢站正在大连建设当中。

  一是中国节能环保集团公司于2014年4月启动了国家863项目“风电直接制氢及燃料电池发电系统技术探讨研究与示范”，该项目在中节能风电公司张北分公司建设风电场，制氢功率为100kW，燃料电池发电为30kW；

  二是中德合作的示范项目，由河北建投新能源有限公司投资，联合德国McPhy、Encon等公司，在河北沽源投建10MW电解水制氢系统，配合200MW风电场制氢，该项目已于2015年4月开工建设，项目建成后，可形成年制氢1752万标准立方米的生产能力，成为中国目前最大的风电制氢示范项目；

  国家电网公司也开展了相关项目的立项和研究，如国网上海市电力公司于2009年承担了“风光电结合海水制氢技术前期研究”项目，对风电、光电制氢提出了多种应用方案，并以东海风电场为例，开展了风、光电制氢的综合效益评价；国网智能电网研究院也于2014年10月启动了“氢储能关键技术及其在新能源接入中的应用研究”，初步具备氢储能系统试验能力。

  随着可再次生产的能源的快速的提升，开拓消纳市场已趋紧迫，如一直增长的装机容量已给风电消纳带来持续压力，从中电联获悉，截至2015年2月底，并网风电装机容量首次突破1亿千瓦，达到10004万千瓦，继续稳居我国第三大发电类型和世界风电装机首位。全国31个省份均有并网风电场，其中内蒙古、甘肃并网风电装机容量分别达到2125万千瓦和1053万千瓦，河北、新疆、山东和辽宁超过500万千瓦。对国网辽宁省电力公司、国网甘肃省电力公司而言，有待采用高效的SPE电解路线，瞄准规模化制氢方向，积极开拓风电消纳市场，将富余的风电、光伏等波动性新能源通过高效电解制氢的方式转换成氢气存储起来，直接通过燃料电池发电为负荷供电，或将氢气输送至附近的化工企业，进入氢产业链，或生成合成燃料，均可有效解决波动性新能源的消纳问题。

  偏远地区或海岛的自然资源，如风能、太阳能等一般较为丰富，但电力供应不足。通过高效清洁的SPE电解制氢技术制取高纯氢气，并存储起来；在可再次生产的能源发电不足时，通过氢燃料电池发电为负载供电，形成一套微电网系统，实现偏远地区的独立供电。

  全球能源互联网将形成以清洁能源为主导、以电为中心的格局，能源转化和利用将面向高效化、低碳化发展。氢能是一种柔性的“绿色”能源载体，可以一次性获得并可以长期储存，能够最终靠氢能燃料电池的技术整合成为电、热、气网一体化的结合点，是大规模消纳新能源，实现电网和气网相互连通的重要手段，被认为是同时解决能源资源危机和环境危机的最佳途径。与之相关的氢储能技术将成为国内外大型能源公司重点发展的战略性储备技术，逐步实现规模化应用。预计在2020年全球氢总储量达到1亿m3，功率总量达100MW，2030年全球氢总储量达到400亿m3，功率总量达10万MW，2050年时全球氢能实现真正普及。

  基于氢储能技术的发展，电网本身的角色可依靠氢能的节点作用实现从电能供应商到全球能源供应商的转变与提升，主要管理能源接口。