为什么氢能跨季节储能在没有补贴时仍难商业化？技术已被验证，经济性仍是障碍

德国氢能创新中心H2UB表示，把可再生电力以氢的形式储存，数月后再用于发电，有望平衡未来高比例可再生能源电网。但这条路的经济账很难算。

把富余的可再生电力转化为绿氢，几个月后再转换回电力，目前在没有财政支持的情况下仍无法实现商业化。尽管这项技术已在示范规模上得到验证，这家处于德国氢能创新前沿的机构仍作出了上述判断。

问题出在两个方面。

传统的电制氢再发电系统，通常只能返还最初所耗电力的30%至40%。而用于储氢的基础设施，一年可能只用上一两次。

总部位于德国的氢能创新中心H2UB指出，夏季和冬季的电价差，目前不足以覆盖能量损耗和资本支出。

H2UB在最新发布的白皮书《2026年氢能创新现状》中指出，随着风电和光伏在发电结构中的占比不断上升，长时储能将变得越来越重要。

报告写道：“光伏在6月达到峰值，用电需求在1月达到峰值。随着可再生能源在发电中占比提高，这种相隔半年的错位将不再只是负荷曲线上的一个特例，而会成为电力系统设计的核心难题。”

报告还指出，电池可以用于4至8小时的日内储能，每年可循环使用200至300次。但“季节性平衡是持续数周的储能需求，一年只循环一两次。两者的差别不在于每千瓦时的装机成本，而在于每次循环的成本。”

氢能可以为长时储能提供技术方案，在拥有盐穴的地区尤其如此。盐穴能把大量氢气长期封存在地下。

不过，这个过程的能量损耗很大：先通过电解把可再生电力转化为氢，再压缩、储存，最后用涡轮机或燃料电池把氢转换回电力。

白皮书写道：“传统路线包括PEM电解、压缩、盐穴储存，以及在涡轮机或燃料电池中再转换，大约只能返还输入电力的30%到40%。”

Otoke氢能发电项目开工仪式，Minyang Group

报告接着写道：“因此，套利收益必须同时覆盖转换过程中损失的60%至70%，以及分摊到每年一两次循环上的资本支出。目前的夏冬电价差还达不到这个门槛。”

报告的结论是：所需技术已经得到验证，但用氢实现季节性电力储存的商业模式，仍未找到答案。

报告写道：“按目前的价差，市场化运作的季节性储能无法覆盖资本成本，必须有政策支持。”

不过，H2UB指出，有两方面的技术和基础设施进展，可能改善经济性。

Innio首席技术官Andreas Kunz（左）与RAG首席执行官Markus Mitteregger（右）在新装的1兆瓦电厂前合影

第一个进展是开发效率更高的氢发电系统，包括可逆固体氧化物技术。这种技术既能用电制氢，也能用储存的氢发电。

白皮书重点提到了德国初创公司Reverion。H2UB称，该公司的可逆固体氧化物系统实现了74.2%的发电效率，创下世界纪录。

按照设计规格，该系统在储氢配置下的往返效率最高可达75%。与传统系统相比，电力回收比例有可能提高近一倍。

不过，H2UB强调，要实现预期的经济效益，这样的效率必须在商业规模下保持住。

第二个进展是改造现有的天然气储存设施，使其能够储存氢气。

报告以德国公用事业公司RWE在德国西北部格罗瑙-埃珀（Gronau-Epe）的储氢项目为例。该地距荷兰边境不远，盐穴正在改造为储氢设施，靠近德国规划中的国家氢气管网。

H2UB表示，这类基础设施有助于降低大规模储氢的部分成本，减少开发障碍，在已有地质构造和管道连接的地方尤其如此。

但报告同时提醒，无论是提高转换效率，还是建设储氢基础设施，单靠任何一项，都不足以建立可行的商业市场。

白皮书总结道：“两者都还不是市场，单靠其中任何一个，都无法弥合成本缺口。”