氢储能是一种新型储能，在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，可在新型电力系统建设中发挥重要作用。
氢储能技术是利用电力和氢能的互变性而发展起来的。氢储能既可以储电，又可以储氢及其衍生物（如氨、甲醇）。
狭义的氢储能是基于“电 ‒ 氢 ‒ 电”（Power-to-Power，P2P）的转换过程，主要包含电解槽、储氢罐和燃料电池等装置。
利用低谷期富余的新能源电能进行电解水制氢，储存起来或供下游产业使用；在用电高峰期时，储存起来的氢能可利用燃料电池进行发电并入公共电网。
广义的氢储能强调“电 ‒ 氢”单向转换，以气态、液态或固态等形式存储氢气（Power-to-Gas，P2G），或者转化为甲醇和氨气等化学衍生物（Power-to-X，P2X）进行更安全地储存。
氢储能与其他储能方式相比，在能量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，可在长时储能中发挥重要作用。在用电低谷期时，可通过利用低谷期富余的新能源电能进行电解水制氢，储存起来或者供下游产业使用；在用电高峰期时，储存起来的氢能可利用燃料电池进行发电并入公共电网。
全球氢气市场快速扩张，行业发展步入快车道。据IEA数据，2022年全球氢气总产量达到9813万吨，同比增加5.5%，2030年产量有望达到17998万吨，产业发展迅速。据火石创造数据，2022年中国制氢产业总产值达到4833亿元，同比增加11%，未来随着政策及市场驱动制氢产业规模有望持续保持增长。
电解水制氢装机量有望持续增加。2021年全球电解水制氢装机量为50万千瓦左右， IEA预测在各种因素刺激下2030年全球电解水制氢产能将达到2.9亿千瓦。
氢储能主产业链可概括为“氢能制取、氢能储运、氢能加注、氢能转换”等环节。制氢端通过化石能源或电解水等方式生产氢气；储运端将制得的氢气进行压缩或液化后储存，再通过车载或管道等方式运输至用能终端，转化为电力使用。
下游氢制电环节经济性薄弱。目前氢储能系统成本约为13000元/KW，氢燃料电池发电成本约为2.5-3元/度，成本高昂的原因主要在于稀有金属铂的价格昂贵，以及PEM电解槽等设备依赖进口。
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