在电力领域，因可再生能源具有不稳定性，通过电—氢—电的转化方式，氢能可成为一种新型的储能形式。在用电低谷期，利用富余的可再生能源电力电解水制取氢气，并以高压气态、低温液态、有机液态或固态材料等形式储存下来；在用电高峰期，再将储存的氢通过燃料电池或氢气透平装置进行发电，并入公共电网。而氢储能的存储规模更大，可达百万千瓦级，存储时间更长，可根据太阳能、风能、水资源等产出差异实现季节性存储。2019年8月，我国首个兆瓦级氢储能项目在安徽六安落地，并于2022年成功实现并网发电。

同时，电氢耦合，也将在我国构建现代能源体系中发挥重要作用。

从清洁低碳角度看，大规模电气化是我国多个领域实现降碳的有力抓手，例如交通领域的电动汽车替代燃油汽车，建筑领域的电采暖取代传统锅炉采暖等。然而，仍有部分行业是难以通过直接电气化实现降碳的，最为困难的行业包括钢铁、化工、公路运输、航运和航空等。氢能具有能源燃料和工业原料双重属性，可以在上述难以深度脱碳的领域发挥重要作用。

从安全高效角度看，首先，氢能可以促进更高份额的可再生能源发展，有效减少我国对油气的进口依存度；其次，氢能可以进行化学储能和运输，实现能源的时空转移，促进我国能源供应和消费的区域平衡；此外，随着可再生能源电力成本的降低，绿色电能和绿色氢能的经济性将得到提升，被大众广泛接纳和使用；氢能与电能作为能源枢纽，更容易耦合热能、冷能、燃料等多种能源，共同建立互联互通的现代能源网络，形成极具韧性的能源供应体系，提高能源供应体系的效率、经济性和安全性。

我国氢能产业发展依然面临挑战

低成本低排放绿氢制取是氢能产业面临的重要挑战之一。在不新增碳排放的前提下，解决氢的来源问题是氢能产业发展的前提。化石能源制氢和工业副产制氢工艺成熟、成本较低，短期仍将是主要氢源。但化石能源储量有限，且制氢过程仍存在碳排放问题；工业副产制氢产量有限且供应辐射路程短。

长远来看，电解水制氢易与可再生能源结合，规模潜力更大，更加清洁可持续，是最有潜力的绿氢供应方式。目前我国碱性电解技术已与国际水平相接近，是目前商用电解领域的主流技术，但未来降本空间有限。质子交换膜电解水制氢目前成本较高，关键装置的国产化程度正在逐年提升。固体氧化物电解在国际接近商业化，但国内仍处于追赶阶段。

我国氢能产业链供应体系尚不完备，距离大规模商业化应用还有差距。我国已建成加氢站200余座，且以35MPa气态加氢站为主，储氢量更大的70MPa高压气态加氢站占比小。液氢加氢站、制氢加氢一体站的建设和运营经验不足。现阶段氢的运输主要以高压气态长管拖车运输为主，管道运输仍为短板弱项。目前共有氢气管道里程约400公里，在用管道仅100公里左右。管道运输还面临管材易发生氢脆现象造成氢气逃逸，未来仍需进一步提升管道材料的化学性能和力学性能。液态储氢技术和金属氢化物储氢技术等取得了较大进步，但储氢密度、安全性和成本之间的平衡关系尚未解决，离大规模商业化应用还有一定差距。

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