2023年新型儲能行業(yè)研究報告

年新型儲能行業(yè)研究報告1.中國發(fā)展新型儲能的必要性電力系統(tǒng)是我國當(dāng)前最主要的碳排放源之一。未來電力系統(tǒng)建設(shè)的目標(biāo)就是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，風(fēng)電、光伏、水電、核電等無碳能源將逐步取代化石能源成為發(fā)電的主力。截至2021年底，我國電力總裝機(jī)23.8億千瓦，其中風(fēng)電光伏裝機(jī)分別為3.3億千瓦以及3.1億千瓦，火電裝機(jī)（含生物質(zhì)）約13億千瓦。根據(jù)對人口變化、GDP增長、電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變及電能替代、人均用電量增加等因素的綜合預(yù)測，我們預(yù)計至2030年，我國電力裝機(jī)規(guī)模將達(dá)36億千瓦，其中風(fēng)電8億千瓦，光伏10億千瓦，占比約50%。至2060年，我國電力裝機(jī)規(guī)模將達(dá)90~95億千瓦，其中風(fēng)電33億千瓦，光伏42億千瓦，占比超過80%。風(fēng)電、光伏在為我們帶來綠色低碳電力的同時，天然具有隨機(jī)性、間歇性和波動性，對電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力提出了更高要求。通常用凈負(fù)荷（用電負(fù)荷減去風(fēng)光出力后的凈值）的波動性特征參數(shù)（幅值、頻率、變化速率）計算電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)能力的需求。圖2為美國加州電力系統(tǒng)凈負(fù)荷隨新能源滲透率增加所呈現(xiàn)的變化。由圖可見，隨中午光伏出力增加，凈負(fù)荷降低，而隨著傍晚太陽落山，凈負(fù)荷需求迅速攀升，這就要求電力系統(tǒng)具備午間降低出力、傍晚迅速提升出力的日內(nèi)調(diào)節(jié)能力。而隨著新能源占比增加，需要調(diào)節(jié)的功率變化幅度越來越大。除上述日內(nèi)調(diào)節(jié)，凈負(fù)荷在短時（秒至分鐘）、長時（小時到日）和超長時（周、月、年）幾個不同時間尺度的波動特性各異，對電網(wǎng)調(diào)節(jié)而言，分別對應(yīng)著調(diào)頻、日內(nèi)調(diào)峰和季節(jié)性調(diào)峰等場景。在電力系統(tǒng)新能源裝機(jī)占比不斷上升的同時，火電、核電等可靠性電源占比卻逐步降低，疊加極端氣候?qū)λ姵隽Φ挠绊?，大大削弱供給側(cè)響應(yīng)與調(diào)節(jié)能力。此外，煤電、核電的長時間深度負(fù)荷調(diào)節(jié)可能對機(jī)組運行安全帶來風(fēng)險，也會增加額外的煤耗與碳排放。這些額外的供給側(cè)負(fù)荷調(diào)節(jié)需求必須依靠清潔高效的儲能裝機(jī)彌補。除滿足調(diào)節(jié)能力需求外，儲能對于電網(wǎng)的電力傳輸與安全，還能起到減緩電網(wǎng)阻塞，提供備用和黑啟動等作用。對于發(fā)電側(cè)，儲能能夠起到平滑新能源波動、提高新能源消納的作用。而負(fù)荷側(cè)的儲能裝機(jī)，能夠大大提升負(fù)荷側(cè)的自我平衡能力和響應(yīng)能力。未來，我國電力系統(tǒng)的特征是以風(fēng)、光、水、核作為主力電源，配合足量的儲能裝機(jī)提供調(diào)節(jié)能力，以最小化原則保留化石能源裝機(jī)作為部分基荷和保底調(diào)節(jié)，配合強大的電網(wǎng)傳輸調(diào)度能力和智能高效的負(fù)荷側(cè)響應(yīng)能力，具備安全可靠、清潔高效、靈活強韌等幾個特點的全新電力系統(tǒng)。儲能在新型電力系統(tǒng)中將起到不可或缺的重要作用。在各類儲能技術(shù)當(dāng)中，抽水蓄能技術(shù)成熟可靠、全生命周期儲能成本低，是當(dāng)前儲能裝機(jī)中的主力。截至2021年底，我國已投運的約4600萬千瓦儲能裝機(jī)中，抽水蓄能約為3700萬千瓦，已開工建設(shè)的抽水蓄能電站超過6000萬千瓦。盡管如此，抽水蓄能電站存在廠址選擇不靈活、建設(shè)投資規(guī)模大、建設(shè)周期長等缺點或限制，難以通過技術(shù)手段解決。僅靠抽水蓄能，既無法滿足近幾年新能源裝機(jī)快速上漲所要求的儲能裝機(jī)，也無法滿足未來電力系統(tǒng)對儲能靈活的時空配置和多元化技術(shù)參數(shù)的要求。這給了各類“新型儲能”足夠的發(fā)展空間。我們認(rèn)為，經(jīng)過“十四五”和“十五五”期間的充分培育與發(fā)展，未來的新型電力系統(tǒng)之中，成熟的“新型儲能”技術(shù)將與抽水蓄能“并駕齊驅(qū)”，在源-網(wǎng)-荷的各類應(yīng)用場景下發(fā)揮重要的系統(tǒng)調(diào)節(jié)和安全保障作用。2.新型儲能發(fā)展現(xiàn)狀2.1、裝機(jī)情況截至2021年底，全球已投運儲能項目裝機(jī)規(guī)模約2.1億千瓦，同比增長9%。其中，抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模約1.8億千瓦，占比首次低于90%。新型儲能累計裝機(jī)規(guī)模3000萬千瓦，同比增長67.7%，其中鋰離子電池裝機(jī)約2300萬千瓦，占據(jù)主導(dǎo)地位。在3000萬千瓦的新型儲能裝機(jī)中，美國是裝機(jī)量最大的國家，約650萬千瓦，中國緊隨其后，裝機(jī)量約580萬千瓦。其他新型儲能裝機(jī)較多的國家包括韓國、英國、德國、澳大利亞和日本。我國截至2021年底，電力儲能裝機(jī)約4600萬千瓦，相比于2020年增長30%，占全球電力系統(tǒng)儲能裝機(jī)量的22%。2021年全年新增電力儲能裝機(jī)約1000萬千瓦，其中抽水蓄能增加約800萬千瓦，新型儲能裝機(jī)增加約200萬千瓦。在新型儲能的580萬裝機(jī)中，鋰離子電池占比最高，接近90%，折合裝機(jī)規(guī)模約520萬千瓦。其余新型儲能中，鉛蓄電池和壓縮空氣儲能占比相對較大。從各省已投運新型儲能裝機(jī)情況看，江蘇省裝機(jī)量第一，已超過100萬千瓦，廣東省和山東省次之，其余有較大裝機(jī)的省份包括青海、內(nèi)蒙古、湖南、安徽等。2.2、技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀新型儲能所包括的技術(shù)類型眾多，按照能量存儲方式不同主要分為機(jī)械儲能、電磁儲能、電化學(xué)儲能、化學(xué)儲能和儲熱等幾大類。每大類技術(shù)當(dāng)中又有多種完全不同的技術(shù)路線。根據(jù)放電時長，可將其分為功率型電儲能、能量型電儲能以及儲熱（冷）技術(shù)。本報告主要總結(jié)和對比各類能量型電儲能技術(shù)的主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)性參數(shù)和發(fā)展現(xiàn)狀，且由于鋰離子電池發(fā)展相對較為成熟，相關(guān)參考資料較多，故本報告重點介紹壓縮空氣儲能、重力儲能、液流電池儲能、鈉離子電池儲能、氫儲能等五種側(cè)重于能量型應(yīng)用的儲能技術(shù)，對其技術(shù)原理、技術(shù)特點、關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)、經(jīng)濟(jì)性潛力、應(yīng)用前景進(jìn)行了詳細(xì)梳理分析。技術(shù)原理。壓縮空氣儲能(CompressedAirEnergyStorage，簡稱CAES)，是機(jī)械儲能的一種形式。在電網(wǎng)低谷時，利用富余的電能，帶動壓縮機(jī)生產(chǎn)高壓空氣，并將高壓空氣存入儲氣室中，電能轉(zhuǎn)化為空氣的壓力勢能；當(dāng)電網(wǎng)高峰或用戶需求電能時，空氣從儲氣室釋放，然后進(jìn)入膨脹機(jī)中對外輸出軸功，從而帶動發(fā)電機(jī)發(fā)電，又將空氣的壓力勢能轉(zhuǎn)化為電能。CAES儲能系統(tǒng)中的高壓空氣在進(jìn)入膨脹機(jī)做功前，需要對高壓空氣進(jìn)行加熱，以提高功率密度。根據(jù)加熱的熱源不同，可以分為燃燒燃料的壓縮空氣儲能系統(tǒng)（即補燃式傳統(tǒng)壓縮空氣儲能）、帶儲熱的壓縮空氣儲能系統(tǒng)和無熱源的壓縮空氣儲能系統(tǒng)。先進(jìn)絕熱壓縮空氣儲能系統(tǒng)（AA-CAES）在傳統(tǒng)CAES系統(tǒng)的基礎(chǔ)上，引入蓄熱技術(shù)，利用蓄熱介質(zhì)回收壓縮階段產(chǎn)生的壓縮熱，并將高溫蓄熱介質(zhì)儲存起來，在釋能階段時高溫蓄熱介質(zhì)通過換熱器對高壓空氣進(jìn)行預(yù)熱。蓄熱系統(tǒng)代替了燃燒室的補充燃燒來加熱空氣，從而達(dá)到減小系統(tǒng)能量損失、提高效率的目的。此外，有些AA-CAES系統(tǒng)采用液態(tài)壓縮空氣存儲在儲罐中的形式，擺脫了自然條件的限制。2.2.1、壓縮空氣儲能壓縮空氣儲能技術(shù)在本報告所討論的新型儲能技術(shù)中屬于相對進(jìn)展較快、技術(shù)較為成熟的技術(shù)，已進(jìn)入100MW級示范項目階段。早期壓縮空氣儲能系統(tǒng)依賴燃?xì)庋a燃和自然儲氣洞穴，但目前已無需補燃，并可以應(yīng)用人造儲氣空間。壓縮空氣儲能技術(shù)與燃機(jī)技術(shù)同宗同源，主要痛點在于設(shè)備制造和性能提升。大型壓氣設(shè)備、膨脹設(shè)備、蓄熱設(shè)備、儲罐等設(shè)備的性能提升是效率、經(jīng)濟(jì)性和可靠性提升的關(guān)鍵。十四五期間壓縮空氣儲能系統(tǒng)效率有望提升至65%~70%，系統(tǒng)成本降至1000~1500元/kW·h?！笆逦濉蹦┘爸笙到y(tǒng)效率有望達(dá)70%及以上，系統(tǒng)成本降至800~1000元/kW·h。技術(shù)優(yōu)劣勢。壓縮空氣儲能系統(tǒng)具有容量大、工作時間長、經(jīng)濟(jì)性能好、充放電循環(huán)多等優(yōu)點。壓縮空氣儲能系統(tǒng)適合建造大型儲能電站(>100MW)，放電時長可達(dá)4小時以上，適合作為長時儲能系統(tǒng)。壓縮空氣儲能系統(tǒng)的壽命很長，可以儲/釋能上萬次，壽命可達(dá)40年以上；并且其效率最高可以達(dá)到70%左右。壓縮空氣儲能技術(shù)與蒸汽輪機(jī)、燃?xì)廨啓C(jī)系統(tǒng)同宗同源，技術(shù)通用性強，設(shè)備開發(fā)基礎(chǔ)較好，建造成本和運行成本容易控制，具有很好的經(jīng)濟(jì)性。產(chǎn)業(yè)鏈及成本：壓縮空氣儲能的上游主要是原材料與核心部件(模具、鑄件、管道、閥門、儲罐等)的生產(chǎn)加工、裝配、制造行業(yè)，屬于機(jī)械工業(yè)的一部分，但涉及壓縮空氣儲能本身特性和性能要求，對基礎(chǔ)部件的設(shè)計、加工要求較為嚴(yán)格。中游主要是關(guān)鍵設(shè)備(壓縮機(jī)、膨脹機(jī)、燃燒室、儲熱/換熱器等)設(shè)計制造、系統(tǒng)集成控制相關(guān)的行業(yè)，屬于技術(shù)密集型的高端制造業(yè)，具有多學(xué)科、技術(shù)交叉等特性。下游主要是用戶對壓縮空氣儲能系統(tǒng)的使用和需求，涉及常規(guī)電力輸配送、可再生能源大規(guī)模接入、分布式能源系統(tǒng)、智能電網(wǎng)與能源互聯(lián)網(wǎng)等多個行業(yè)領(lǐng)域?，F(xiàn)階段百兆瓦級壓縮空氣儲能功率成本約為4000-6000元/kW，能量成本約為1000-2500元/kWh，循環(huán)效率可達(dá)65-70%，運行壽命約為40-60年。壓縮空氣系統(tǒng)初投資成本主要包括系統(tǒng)設(shè)備、土地費用和基建等。系統(tǒng)設(shè)備包括了壓縮機(jī)機(jī)組、膨脹機(jī)機(jī)組、蓄熱系統(tǒng)（換熱器、蓄熱器、蓄熱介質(zhì)、管道）、電氣及控制設(shè)備、儲氣室等。2.2.2、液流電池液流電池具有容量大、安全性好、功率與容量解耦等優(yōu)點，適合作為大規(guī)模長時儲能的選擇。全釩液流電池是目前最為成熟的液流電池體系，釩的多價態(tài)特性使得其面臨的技術(shù)問題最少，技術(shù)最為成熟。但主要活性物質(zhì)釩的成本占系統(tǒng)成本比例高，限制了其造價的下降。全釩液流電池目前國內(nèi)進(jìn)展較快，5MW/10MWh項目已安全穩(wěn)定運行8年以上。200MW/800MWh項目已進(jìn)入調(diào)試階段。其他形式液流電池目前多處于kW~MW級別的示范階段。全釩液流電池成本目前在2500~3500元/kWh區(qū)間。若考慮釩電解液殘值占原值的70%，以及8小時以上的長時儲能，價格有望下降至800-1400元/kWh。但近一年來，五氧化二釩價格大幅上漲，使得其成本壓力大增。鋅基、鐵基等體系具有活性物質(zhì)儲量大、價格低的特點。但面臨的工藝問題，科研問題較多，相對全釩電池來講技術(shù)更為復(fù)雜，需要更長的時間進(jìn)行研發(fā)示范。從理論上講，離子價態(tài)變化的離子對可以組成多種氧化還原液流電池。根據(jù)液流形式分類，液流電池可分為雙液流電池和單液流電池。根據(jù)沉積和相變與否，可分為沉積型電池和不沉積型電池。根據(jù)活性材料分類，可分為全釩液流電池，鋅基液流電池（鋅溴、鋅鐵、鋅鎳、鋅空氣等），鐵鉻液流電池、全鐵液流電池等等。相比全釩液流電池，其他液流電池技術(shù)成熟度稍低，仍然面臨活性物質(zhì)的沉積、電解液互竄、功率密度低、容量和能量無法完全解耦、析氫和析氧等問題。五氧化二釩和隔膜占據(jù)了原料成本的60~80%。且隨著儲能時長增長，五氧化二釩成本所占比例逐漸增加。五氧化二釩市場目前是典型的現(xiàn)貨市場，短期釩價波動會直接影響全釩液流電池造價，因此，相對穩(wěn)定的釩價有利于液流電池行業(yè)的成本控制。雖然全釩液流電池初始投入成本相對較高，但是全釩液流電池的電解液性能衰減較慢，通過在線或離線再生后可循環(huán)使用，且電解液中釩的價值長期存在（殘值相對較高），其可循環(huán)利用和殘值率較高的特性對于初始投入成本分?jǐn)偤秃罄m(xù)年度運維成本等具有一定優(yōu)勢。公司及示范項目。全釩液流電池已具有較多示范項目。大連融科儲能在2012年實施了當(dāng)時全球最大規(guī)模的5MW/10MWh的遼寧臥牛石風(fēng)電場全釩液流儲能系統(tǒng)，率先在國內(nèi)外實現(xiàn)了技術(shù)產(chǎn)業(yè)化。該項目設(shè)計壽命是10~15年，運行后能量效率幾乎沒有明顯衰減，維護(hù)成本低，運行成效顯著，進(jìn)一步驗證了全釩液流電池技術(shù)上的成熟性。此后，更多更大規(guī)模的全釩液流電池示范項目投入建設(shè)和運行。目前我國全釩液流電池已進(jìn)入百兆瓦級技術(shù)的示范應(yīng)用階段。大連國家示范項目、湖北全釩液流電池儲能項目、大唐中寧共享儲能項目均達(dá)到百兆瓦級。大連液流電池儲能調(diào)峰電站國家示范項目是國家能源局批復(fù)的首個100MW級大型電化學(xué)儲能國家示范項目，該電站為“200MW/800MWh大連液流電池儲能調(diào)峰電站國家示范項目”的一期項目，采用大連化物所自主研發(fā)的全釩液流電池儲能技術(shù)。一期工程100MW/400MWh級全釩液流電池儲能電站于2022年已完成主體工程建設(shè)，并進(jìn)入單體模塊調(diào)試階段，預(yù)計今年將投入商業(yè)運行。國電投襄陽高新儲能電站項目由國家電投湖北綠動中釩新能源有限公司在湖北襄陽高新區(qū)投資建設(shè)。于2021年8月29日開工，預(yù)計2022年前完工。其中，投資19億元的100MW全釩液流電池儲能電站項目，建設(shè)用地面積約120畝，預(yù)計五年內(nèi)全部達(dá)產(chǎn)后，共實現(xiàn)產(chǎn)值20.95億元，稅收5200萬元。除全釩液流電池外，目前我國也開展了其他類型液流電池的示范應(yīng)用，但項目容量普遍較小，尚處于示范應(yīng)用前期階段。2.2.3、鈉離子電池鈉離子電池具有理論成本低、特性與鋰離子電池相近、安全性好等優(yōu)點，適合在對成本要求苛刻的應(yīng)用場景下替代成本較高的鋰離子電池。鈉離子電池的正負(fù)極材料所需資源在地殼儲量豐富，分布均勻，且開采更加經(jīng)濟(jì)環(huán)保，被業(yè)界認(rèn)為是比鋰離子電池更具經(jīng)濟(jì)性的電池技術(shù)。目前鈉離子電池技術(shù)主要分為三條路線，即層狀過渡金屬鈉離子氧化物、普魯士藍(lán)、聚陰離子類鈉離子化合物，三條路線均由行業(yè)龍頭企業(yè)布局，均處于實驗室向大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化轉(zhuǎn)化的階段。目前我國在鈉離子電池領(lǐng)域處于世界領(lǐng)先地位，中科海鈉、寧德時代、立方新能源等企業(yè)均已實現(xiàn)鈉離子電池的初步量產(chǎn)，并推出了成熟的產(chǎn)品線。性能參數(shù)方面，各領(lǐng)先鈉離子電池生產(chǎn)商所開發(fā)產(chǎn)品的能量密度已超過140Wh/kg，仍在向鋰離子電池當(dāng)前水平靠近。在碳酸鋰價格（當(dāng)前價格50萬元/噸）居高不下的今天，碳酸鈉的價格始終維持在2000元/噸，電芯成本保持在0.4~0.5元/Wh，行業(yè)估計鈉離子電池最終成本將比鋰離子電池低20~40%。鈉離子電池在實驗室環(huán)境下展現(xiàn)出了較高的安全性能，同時與鋰離子電池工藝兼容，現(xiàn)有生產(chǎn)廠商轉(zhuǎn)型更加容易。正極材料成本在電芯成本中占主導(dǎo)地位，參考2022年上半年數(shù)據(jù)，銅鐵錳層狀氧化物估計成本約為2.9萬元/噸，鎳鐵錳層狀氧化物約為4.2萬元/噸，普魯士白類為2.2~2.6萬元/噸。負(fù)極材料硬碳依據(jù)廠商供應(yīng)鏈資源價格差別較大，在10~20萬元/噸不等，目前諸多廠商宣稱硬碳成本有較大下降空間。電解液成本同樣也是電池成本的重要組成部分，鈉離子電池電解質(zhì)鹽一般為六氟磷酸鈉（NaPF6），參考目前碳酸鈉0.3萬元/噸的成本，電解液成本預(yù)計低于2萬元/噸。鈉離子電池正負(fù)極均可以使用鋁箔作為集流體，目前價格在3~4萬元/噸。2.2.4、重力儲能固體介質(zhì)的重力儲能是近期重力儲能商業(yè)化的主要發(fā)展方向，水介質(zhì)的新型重力儲能技術(shù)尚停留在理論研究階段，除傳統(tǒng)抽蓄外的新型水介質(zhì)重力儲能目前尚未有商業(yè)化的產(chǎn)品。EnergyVault采用的提升砌塊作為存儲電能的方式已掌握較為成熟的技術(shù)，并已開始應(yīng)用于小規(guī)模示范項目中，但尚未出現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用，其技術(shù)成熟度有待示范項目的驗證。若能有較成功的示范，砌塊重力儲能具有可擴(kuò)展性高、度電成本較低的優(yōu)勢，在中長時儲能中有相對廣闊的應(yīng)用前景。礦井重力儲能利用廢棄礦井進(jìn)行能量存儲，礦井高差通常比人工構(gòu)筑物更大，如果將數(shù)百米深的廢棄礦井利用部署重力儲能，其儲能效率和儲能密度均能夠超越以人工構(gòu)筑高差部署重力儲能的方式。2.2.5、氫儲能技術(shù)原理。氫儲能屬于化學(xué)儲能，化學(xué)儲能利用電能將低能物質(zhì)轉(zhuǎn)化為高能物質(zhì)進(jìn)行存儲，從而實現(xiàn)儲能。目前，常見的化學(xué)儲能主要包括氫儲能和將氫進(jìn)一步合成燃料（甲烷、甲醇等)儲能。這些儲能載體本身是可以直接利用的燃料，因此，化學(xué)儲能與前述其他電儲能技術(shù)（輸入、輸出均為電能）存在明顯區(qū)別：如果終端可以直接利用氫、甲烷等物質(zhì)，如氫燃料電池汽車、熱電聯(lián)供、化工生產(chǎn)等。長遠(yuǎn)看，可以這些儲能載體性質(zhì)穩(wěn)定的特點，在需要時將其轉(zhuǎn)化為電力系統(tǒng)的電能。目前，在化學(xué)儲能技術(shù)中，氫儲能相對成熟，依托電解水制氫設(shè)備和氫燃料電池（或摻氫燃?xì)廨啓C(jī)）實現(xiàn)電能和氫能的相互轉(zhuǎn)化。儲能時，利用富余電能電解水制氫并存儲，釋能時，用氫燃料電池或氫發(fā)電機(jī)發(fā)電。氫儲能需要完成電—氫—電的轉(zhuǎn)換，涉及“制、儲、運、用”四個環(huán)節(jié)，整個過程較為復(fù)雜。在制氫環(huán)節(jié)，電制氫技術(shù)包括堿性水電解（ALK）、質(zhì)子交換膜水電解(PEM)、陰離子交換膜水電解(AEM)以及固體氧化物水電解（SOEC）四種。前三種為常溫（60~90℃）電解槽，SOEC為高溫（600~1000℃）電解槽。堿性電解槽利用在水中加入的堿性電解質(zhì)增加水的導(dǎo)電性，提高電解效率。其結(jié)構(gòu)簡單、技術(shù)成熟、價格便宜，是目前主流的電解水制氫方法，缺點是效率較低，電解槽效率約為75%，系統(tǒng)效率為60~70%，同時受限于隔膜機(jī)械強度，功率靈活調(diào)節(jié)速度有限。質(zhì)子交換膜技術(shù)利用質(zhì)子交換膜代替了原有的隔膜和電解質(zhì)，由于質(zhì)子交換膜薄且質(zhì)子遷移速度快，能夠明顯減小電解槽的體積和電阻，使電解槽效率達(dá)到80%左右。由于目前質(zhì)子交換膜價格較高，且被水浸潤時酸性較強，電極只能采用耐酸的鉑等貴金屬，因此質(zhì)子交換膜電解制氫成本相對昂貴。陰離子交換膜電解槽結(jié)構(gòu)與質(zhì)子交換膜電解槽類似，主要結(jié)構(gòu)由陰離子交換膜和兩個過渡金屬催化電極組成，一般采用純水或低濃度堿性溶液用作電解質(zhì)。陰離子膜交換膜是AEM電解水系統(tǒng)中的重要組成部分，也是該技術(shù)與PEM技術(shù)最大的區(qū)別，其作用是將陰離子OH?從陰極傳導(dǎo)到陽極，同時阻隔氣體和電子在電極間直接傳遞。固體氧化物電解槽技術(shù)利用固體氧化物作為電解質(zhì)，在高溫（600~1000℃)環(huán)境下，讓水蒸氣通過多孔的陰極，氫離子獲得電子后成為氫氣，氧離子通過固體氧化物在陽極失去電子成為氧氣。由于高溫環(huán)境下離子活性增強，因此其電解效率最高，可以達(dá)到90%。該方法還處于試驗研究階段。此外，還可以將綠氫通過合成氨工藝或氫制甲醇工藝轉(zhuǎn)化為氨或甲醇進(jìn)行儲存，使用時再通過氨催化裂解和甲醇催化裂解制氫，或直接將氨、甲醇進(jìn)行應(yīng)用。液氨的沸點為-33.5℃，甲醇的沸點為-64.8℃，因此液化及儲存成本遠(yuǎn)低于氫，另一方面氨和甲烷的合成及裂解技術(shù)成熟，只需針對可再生能源制氫工藝進(jìn)行部分優(yōu)化調(diào)整。更重要的是，合成甲醇所用二氧化碳可通過碳捕集技術(shù)（CCUS）獲得，實現(xiàn)生產(chǎn)過程“負(fù)碳排”，在減碳角度具有較大優(yōu)勢。氫發(fā)電技術(shù)主要包括氫發(fā)電機(jī)和氫燃料電池兩種。氫發(fā)電機(jī)主要以氫氣（或與天然氣的混合氣)為燃料，利用內(nèi)燃機(jī)原理，經(jīng)過吸氣、壓縮、燃燒、排氣過程，帶動發(fā)電機(jī)產(chǎn)生電流輸出。氫燃料電池是利用電解水的逆反應(yīng)，把氫的化學(xué)能通過電化學(xué)反應(yīng)直接轉(zhuǎn)化為電能的發(fā)電裝置。相比而言，燃料電池發(fā)電效率更高、噪聲小、沒有污染物排放且容易實現(xiàn)小型化，發(fā)展前景更加廣闊。氫燃料電池主要分為堿性燃料電池、質(zhì)子交換膜燃料電池、固體氧化物燃料電池等類型。堿性燃料電池（AFC）是燃料電池系統(tǒng)中最早開發(fā)并獲得成功應(yīng)用的一種，通常以氫氧化鉀作為電解質(zhì)，多用于宇宙探測飛行等特殊用途的動力電源。質(zhì)子交換膜燃料電池由質(zhì)子交換膜、電催化劑、氣體擴(kuò)散層、雙極板等部分組成，具有工作溫度低、啟動快、功率密度高等優(yōu)勢，是目前發(fā)展最快、在氫能汽車和氫能發(fā)電領(lǐng)域應(yīng)用最廣的燃料電池。固體氧化物燃料電池屬于高溫燃料電池，具有全固態(tài)電池結(jié)構(gòu)，其綜合效率高，對燃料的適應(yīng)性廣，適用于熱電聯(lián)供，目前研究的焦點在于電池結(jié)構(gòu)的優(yōu)化和制備技術(shù)的改進(jìn)。技術(shù)優(yōu)劣勢?；瘜W(xué)儲能與前述其他電儲能技術(shù)存在明顯區(qū)別：如果終端可以直接利用氫、甲烷等物質(zhì)，如氫燃料電池汽車、熱電聯(lián)供、化工生產(chǎn)等，這些儲能載體不必再轉(zhuǎn)化為電力系統(tǒng)的電能，可以提高整體用能效率。若必須將氫、氨、甲烷再轉(zhuǎn)化為電能，由于工藝鏈條較長，其能量利用效率較低，固定投資高，經(jīng)濟(jì)性較其他儲能手段較差?；瘜W(xué)儲能更適合發(fā)電側(cè)長周期、大容量過剩的應(yīng)用場景，例如在水電的豐水期，大規(guī)模光伏項目的發(fā)電高峰等。由于可以持續(xù)將電能轉(zhuǎn)化為氫、氨和甲醇等物質(zhì)，在運輸能力相匹配的前提下，化學(xué)儲能在儲能功率和儲能容量上都有極為明顯優(yōu)勢。氫或其他合成燃料是具有實體的物質(zhì)，相對于直接儲電，存儲更容易實現(xiàn)。例如，氫的單位質(zhì)量熱值高達(dá)1.4×108J/kg，儲氫能量密度高，能夠?qū)崿F(xiàn)大規(guī)模儲能?；瘜W(xué)儲能的缺點是電—電轉(zhuǎn)換效率低，儲運設(shè)備成本高，并且氫、甲烷等燃料屬于易燃易爆品，存儲過程存在一定的安全隱患?；瘜W(xué)儲能涉及制取、儲存、發(fā)電三個環(huán)節(jié)，以氫儲能為例，主要包括電制氫、氫儲運和氫發(fā)電。氫儲運成本主要受存儲方式、運輸方式和運輸距離等因素影響。氣態(tài)儲氫(3~35MPa)單次成本為2~3元/kg，液態(tài)儲氫單次成本為20~25元/kg，合成氨儲氫單次成本為6~8元/kg。公路運輸高壓氣態(tài)氫成本每噸為80~100元/km,公路運輸高壓氣態(tài)氫成本每噸為10~15元/km海運液氫成本每噸約0.5元/km。內(nèi)徑500mm設(shè)計壓力4MPa的氫氣管