氢储能系统是指将新能源发电（太阳能、风能、潮汐能等）产生的多余电量用来电解水制取氢气，并将氢气进行储存，在需要时通过燃料电池进行发电。氢储能适合长周期（小时至季度级别）；大规模（兆瓦至百吉瓦级别容量规模）的储能。氢储能的储运与使用相对较为灵活，可采用纯氢运输、天然气掺氢、特高压输电-受端制氢和液氨等方式，既可与电能之间相互转化，亦可转化为含氢化合物。此外，氢储能受地理位置因素限制较小，相较于压缩空气、抽水蓄能等其他大规模储能技术，氢储能不需要特定的地理条件，应用场景更加广泛。此外，储氢具备规模效应，规模化储氢的成本比储电成本要低一个数量级

熔融盐储热是指把普通的固态无机盐加热到其熔点以上形成液态，然后利用熔融盐的热循环达到太阳能传热蓄热的目的。按结构可分为单罐系统和双罐系统。熔融盐储热属于热储能，装机规模较大，且安全环保，使用寿命在25年以上。作为储热介质的熔融盐使用温度范围广，传热性能好、饱和蒸汽压低、化学性质稳定，适用于光热电站中。在应用场景上，熔融盐储热广泛使用于光热电站、火电机组灵活性改造、供热供暖、余热回收方面。

2021年，发改委明确了抽水蓄能坚持以两部制电价政策为主体，按照国家能源局规划，到2025年，抽水蓄能投产总规模将达到6,200万千瓦以上，2030年达到1.2亿千瓦左右随着双碳目标的要求及两部制电价的商业模式的确立，中国抽水蓄能行业市场规模不断扩大，2021年达到263亿元，预计2026年将达到499.8亿元。 市场现状：抽水蓄能是目前中国及全球装机规模占比最大的储能技术，超过86%，2021年开始，中国制定政策明确了抽水蓄能电站的成本疏导机制，使得企业建设积极性提高，未来装机规模增速提高；中国抽水蓄能建设地区分布不均衡，华东地区抽水蓄能已建及在建项目规模分别占全国比重的36.3%、30.4%，随着风光大基地项目的逐步开展，未来抽水蓄能电站将成为西北、西南地区重要的储能手段。 产业链：抽水蓄能行业上游为机电设备，其中水泵水轮机机组成本占比50%；中游行业集中度高，龙头企业为中国电建、国家电网；下游电网系统应用场景中，调峰功能应用最为频繁。 发展趋势：与传统抽水蓄能电站相比，混合式抽蓄电站具有建设周期短、投资成本低的优势，同时，混合式抽蓄电站可以在已有水电站基础上进行改造建设，节省站点资源，成为未来抽水蓄能电站发展的重要形式。可变速电机能扩大水泵水轮机运行水头与扬程比范围，并获得最佳性能指标，目前中国已安装可变速机组投入使用的抽水蓄能电站有四川春厂坝抽水蓄能电站、肇庆浪江抽水蓄能电站等。 竞争格局：中国抽水蓄能行业企业中，国家电网是拥有绝对实力的龙头企业，未来将形成以国家电网为中心，多企业竞争发展的局面，站点资源方面，南方地区站点资源最为丰富，西南地区最为匮乏。

储能电站是指对电力进行存储，在需要的时候释放的一类装置，能够有效解决电力在时间和空间上的不平衡。储能电站从技术路径上可分为物理储能电站、电化学储能电站、电磁储能电站。2021年中国及全球电力储能市场累计装机规模中，抽水蓄能占比最大，超过80%，锂离子电池储能发展速度快，是未来各国储能技术的发展方向，全球储能市场集中于中国、美国和欧洲。1882年，全球第一座抽水蓄能电站诞生于瑞士苏黎世奈特拉，抽水蓄能电站在欧美国家发展迅速，20世纪90年代后，中国逐渐赶上欧美国家，成为全球抽水蓄能电站装机容量最大的国家。中国计划到2025年，实现抽水蓄能投产总规模达到6,200万千瓦以上。中国磷酸铁锂正极材料出货量占世界总出货量的比重一直保持在80%以上，因此中国在全球电化学储能的产业端占据绝对优势；从应用端的装机规模来看，美国电化学储能应用更加广泛。中国因光伏和风力发电应用广泛，电化学储能占比最大的应用场景为新能源+储能，而美国电网稳定性较差，因此最大的应用场景为电网侧储能，电化学储能装机容量越来越大将成为趋势。 储能电站在电源侧的应用主要为系统调频，电网侧储能最主要的作用就是作为备用电网稳定电压、保障电网供电可靠性，储能电站在用户侧的主要应用场景有峰谷价差套利和微电网应用，峰谷价差套利可以利用峰谷电价差异减少度电成本，微电网可以有效稳定系统输出、降低运行成本。 虚拟电厂是将分布式发电机组、可控负荷、多元储能等可控资源凝聚起来的智慧能源系统，是虚拟化的电厂，但可以起到真实的电厂的作用，例如辅助服务市场调峰、调频等。

本报告为氢能产业系列白皮书：梳理中国氢能产业发展现状和发展机遇，包括氢能产业链上中下游及氢能产业园发展；分析世界各国氢能发展现状和规划目标并总结经验；深度分析中国氢能燃料电池系统发展情况。