氢储能作为长时储能的一种，有着储能时长超长、储能规模大等优势，但也面临着能量效率低等诟病。国内国家电网等电力集团已展开了多项氢储能示范研究，初步打通了氢储能技术流程，但其商业模式、经济性等也尚处于探索阶段。
能景研究结合国内能源系统发展趋势及最新政策动向，对储能的场景需求变化，以及氢储能可能适配的场景进行了探讨，以供行业参考。
一方面，可再生能源快速成长为主流发电来源。根据国家能源局数据，在2022年底，我国可再生能源总装机量首次超过了火电。2025年11月份，国家发展改革委等部委也提出，到2030年国内新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。
另一方面，电网调度能力受到挑战。可再生能源发电“靠天吃饭”，不但发电小时远短于火电，而且发电高峰与下游用电高峰错位，传统电网调度能力难以满足需求。随着风光发电占比的不断提升，对“削峰填谷”等灵活性调节技术的需求将不断增大。
2025年之前，国内电力系统属于“全国一张网”，风光装机、电力交易、储能建设等主要由政策决定。典型如风光项目发电量“保收”，新建项目强制配储等。储能项目的建设规模、技术要求等主要根据政策要求，比如强制配储20%，储能时长2小时或4小时。
2025年起，电力系统的和市场的要求将发生结构性变化。尤其自2月份国家发展改革委136号文开始的各类改革。
一是大电网的“市场化”改革。电源侧新建风光项目全面入市，并叫停“强制配储”，电网侧各省开始出台容量电价、储能充/放电价等政策，用户侧部分省市工商业电价由政策规定的“分时电价”向市场化转变。
二是新的电力场景的出现。包括绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等等概念和政策的推进，将推动局域电网的探索。
能源结构的转型决定了储能的未来需求。需要何种的储能，或者哪种储能路线能跑通商业模式，却是由各阶段市场规则决定的。
“市场化”后，电价不再固定，电源侧、电网侧、用户侧将逐渐全面参与市场化，储能的需求也开始由市场决定。
电源侧储能方面，储能主要为风电、光伏项目提供电量存储服务。参与现货市场的风电、光伏项目，售电电价不确定，风光大发时段售电难，利润低。利用储能技术，可以在低电价时存电，到高电价时售电，以实现更高售电收入。储能时长根据项目特点、投资强度等的平衡进行设置。
电网侧储能方面，储能主要为电网提供两大类服务。受风光装机增多、现货市场范围的扩大等因素推动，电网需求更多辅助服务。一类是“调峰”服务，在电量供大于需时存电，在需大于供时放电，实现电能量的供需平衡；另一类是“调频”服务，包括惯量、一次调频、二次调频等，维持电网频率等参数的稳定。
用户侧储能方面，储能主要为用电企业提供电量存储和备用电源服务。随着分时电价的实施，以及部分省市开始要求接入现货市场，工商业用户的用电成本控制难度增大。利用储能可以实现低价时段存电、高价时段放电，提高成本控制自主性。
在绿电直连、零碳园区、微电网、源网荷储一体化等局域电网系统中，缺少大电网的支撑，需要自配一定的灵活调节技术来维持系统的稳定。
一方面是电量储存的需求。在系统电力供大于需时储存电力，供不应求时释放电力。理论上规模越大的局域电网，对储能规模、时长的要求越高。
另一方面是调频服务需求。储能承担起惯性、一次调频、二次调频等功能，维持局域电网的稳定性和安全性。
氢储能全流程“电-氢-电”的效率较低，但作为一种多模块组合的技术，具有多样性和灵活性，从而实现时间、空间、功能上的独特性。在不同的场景，通过不同的模式组合，可以实现多元化的应用。
一是“电-氢-电”模式，氢储能理论上可以实现充电、储存、放电容量的解耦，依照不同地区电力市场的特点配置各环节设备容量，实现“长时储能”以应对跨日或跨周级别的储能，与短时储能技术形成互补。
二是“电-氢-非电利用”模式，在长达数日的风光大发周期，利用低价电力生产氢能，拓展产品种类，形成售电与售氢互补的模式，增强项目灵活性与抗风险能力。
一方面可以起到战略能源储备的作用。通过储氢球罐、固态储氢、岩穴储氢等大容量储存技术，可以实现满足数日或数周级别的储能规模，保障地区能源供应安全。
另一方面也可以起到“调频”的功能，通过氢燃气轮机等技术实现惯性维持、一次调频等功能。
依靠PEM燃料电池、SOFC等不同的模块化部署，氢储能向上可耦合自建风光、副产氢等多种能源来源和场景，还能够实现与天然气、绿色甲烷等的兼容；向下可以实现备用电源、热电联供等多种功能，且基于模块化设计能够实现较快的规模化部署。
一方面依靠长时储能的特性，承担部分“削峰填谷”的任务。另一方面，能够取代传统的火电、生物质发电等，在局域电网中提供惯性、一次调频等，减少受到的生物质资源及环保要求等的限制。
能景研究认为，未来的储能市场不仅仅有电能量储存的需求，项目投资的收益率也不仅仅是按照电能量“收益”的多少进行衡量。凭借时间、空间、功能上的灵活性和优势，氢储能有望在“十五五”期间找到合适的商业模式。
