我国氢储能应用实质一步，全球最大规模氢储能发电项目通过评审
中科富海
近日，张家口200MW/800MWh氢储能发电工程初步设计在中国石油管道设计大厦隆重举行专家评审会并顺利通过评审，标志着我国氢能在大规模储能调峰应用场景迈出实质性一步。
图片来源：新能源储运
据了解，张家口200MW/800MWh氢储能发电工程是全球规模最大的氢气储能发电项目，投资约30亿元，建设期为2年，预计于2023年完全投入运行，涉及了再生能源发电及削峰电能进行电解水制氢技术、金属固态储氢技术和燃料电池发电技术等国内领先的技术，是可再生能源利用和氢能应用的低碳环保项目。
同时，该项目是220kV氢气储能发电站，装机容量为200MW/800MWh，配置两台240MVA主变压器，以220kV电压等级并网发电。
其中，整个发电区是由80套1000Nm3/h大型电解水制氢装置、96套吸放氢金属固态储氢装置、384台640kW燃料电池模块、以及逆变、升压电气设备组成的大型制氢储氢、发电系统。
张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目将极大促进氢储能产业的发展，并为能源清洁高效的利用提供路径借鉴，且因其集装箱式模块化的设计方式，具备大规模推广复制的可能，项目建设有着重要的示范和推广意义。
长期来看，氢能有望成为一种重要的电力储能形式，无论是在时间维度还是空间维度，未来储能在电力系统中的应用场景都将更为丰富，储能的形式也将更加多样化。
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在储能时长上，氢储能基本没有刚性的储存容量限制，可根据需要满足数天、数月乃至更长时间的储能需求，从而平滑可再生能源季节性的波动；
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在空间转移上，氢储能的转移更为灵活，氢气的运输不受输配电网络的限制，可实现能量跨区域、长距离、不定向的转移。
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在应用上，氢能的应用范围更为广泛，可根据不同领域的需求转换为电能、热能、化学能等多种能量形式。
同时，氢储能与电化学储能的互补性强于竞争性。氢储能在能量密度、储能时长上具有较大优势，在能量转换效率、响应速度等方面则相对较差。因此氢储能与电化学储能并不是非此即彼的竞争关系，而是互为补充，共同支撑未来电力系统的平稳运行。
而随着技术进步与产业规模提升，未来新能源的发电成本仍有较大下降空间，未来电力市场中的峰谷价差也将持续拉大，电解水制氢将有更多可利用的低电价时段。
因此，随着新能源发电占比的上升，未来电力供给的不稳定性将持续上升，电力市场中价格的波动范围也将扩大。
对于氢储能而言，季节性的电价波动将带来潜在的跨期套利空间，长期来看可再生能源制氢的经济性存在较大的提升空间。
未来，风电与光伏的弃电将成为电解水制氢重要的电力来源。在以可再生能源为主体的电力系统中，为了保证稳定的电力供应，装机的冗余程度将明显加大，因此长期来看弃风、弃光电量将不可避免地上升。
未来，弃风弃光电量的消纳将成为氢储能的重要应用场景，这部分零成本甚至负成本的电量可作为电解水制氢的重要电力来源。
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