中国能源资讯网提高能源系统的灵活性，增加能源系统中的调节能力，解决不稳定可再生能源的消纳和供需匹配问题，是能源系统转型面临的重要问题之一。
氢能的“灵活性”和“燃料/原料属性”两大特征与能源系统供需两侧转型过程所面临的能源系统灵活性和深度脱碳问题完美契合，是氢能成为未来能源系统重要组成部分的根本逻辑。
氢能是补充能源系统灵活性的优质资源
电力是一种“刚性”能源，其在不转化为其他能量形式的条件下较难储存，要求发电和用电要逐时刻保持一致。氢能的灵活性可以理解为其在制备和使用时间上的灵活性，也即由于氢易于储存，制氢和用氢不需要同时发生，因此氢能与电力不同，是一种灵活性能源。随着可再生能源的快速发展，电力系统将从过去的“电源侧可调，负荷侧不可控”逐渐发展为“电源负荷均不可控”，加大了电力系统实时平衡供需的难度，氢能作为一种可以由电力制取、使用过程无排放的灵活性能源，可以很好地参与到未来以电力为主的可再生能源体系中，为电力系统提供调节能力。
抽水蓄能和电化学储能是目前主流的传统储能和新型储能形式。目前，各类储能方案主要可以分为热储能、机械储能、电化学储能、电磁储能以及化学储能等几大类。其中机械储能中的抽水蓄能是当前最主要的传统储能方式，占到中国储能装机总量的 77%，在新型储能中锂离子电池是当前最主要的方案，占到了新型储能装机的 94%左右。
在当前储能方案下，未来还存在大量的可再生能源功率调节缺口。根据全球能源互联网合作组织的预测，随着未来非水可再生能源装机规模的增长，我国的电力系统将产生巨大的功率调节缺口，缺口主要来自于三个方面：第一，灵活性煤电机组、天然气发电机组作为化石能源发电方式，在碳中和的目标下规模受到限制；第二，抽水蓄能受限于地理条件等因素，发展规模具有上限；第三，电化学储能是目前快速发展的新型储能方式，但在长周期、大规模储能需求的应用上仍然面临着锂资源约束、成本偏高、安全性等问题。
在此情景下，可再生能源功率调节缺口在 2030 年将达到 1200GW，2050 年将达到超过 2500GW，因此，未来可再生能源系统的发展还需要补充新的储能方式以满足能源转型的需求。
氢能在电源侧、电网侧、负荷侧均可为电力系统提供灵活性。在电源侧与风光结合的就地制氢可以实现富余可再生电力的消纳，平抑发电功率的波动。在电网侧，可以通过电解制氢+氢能发电的模式实现氢储能以帮助电网调峰。在负荷侧，电解水制氢加氢一体站等分布式的制氢/用氢场景也可以根据电价的高低进行择时制氢，以实现需求侧响应。
氢能的灵活性优势主要体现在大规模长周期储能，以及可以面向用氢场景直接利用。目前常见的储能方式主要可以分为电化学储能、物理储能和氢储能三大类。
从储能时长来看，电化学储能适用于分钟或小时级的储能，利用电池的快速充放电响应能力实现电力系统的调峰调频。物理储能以抽水蓄能为代表，这类储能一般具有更大的容量，适合于以天为时长的储能，可以利用水的抽蓄及发电实现日内或日间的功率平衡。
而氢储能则是一种更适合于长周期大规模场景的储能方式，可以实现跨季节的储能，这一方面得益于相比于电池的自放电、水的蒸发耗散，氢作为一种稳定的化学品更适合长时间的储存，因而更适合跨季节的长周期储能，另一方面，氢储能在大规模的储能场景下也更具经济优势，氢储能的制储部分主要由制氢系统（功率）和储氢系统（容量）分别构成，可以实现储能功率与储能容量的解耦，因而在长时间、大规模的储能场景下，氢储能容量的增加主要依靠扩大储氢系统的容量，可以实现更低的规模化成本；相比电化学储能受到蓄电池原理的约束，功率和容量耦合，在大规模储能的场景下规模化降本的潜力较小，所需的成本较高。有研究表明，规模化储氢比规模化储电的成本要低一个数量级。
从应用场景上来看，其他储能方式一般为电→X→电的闭环系统，也即最终能源还需要以电力的形式进行输出。而氢作为一种燃料和化工原料，在下游有丰富的应用场景，可以实现电→H2→X的开环储能模式，也即由电制取的氢可以直接面向不同场景进行应用，具有更高的场景灵活性，也可以避免更多的转换环节以提高储能效率。
在能源消费侧是电力的重要配套和补充
由于可再生能源的电力属性，未来的能源系统将以电力的生产、输送、消费为基础，这是氢能发展的基本背景。从一次能源供给侧来看，以风能、光能、水能等为代表的零碳可再生能源将成为主要的能源供给，并以电力的形式输送到电网。从终端能源消费侧来看，由于能源供给以电力为主要形式，电力也将成为最主要的能源消费品种。在部分难以应用电力的终端用能场景，以化石能源，以及氢能等清洁燃料进行补充。
在上述能源系统架构下，氢能未来的发展空间源自两个方面：一是“新能源”对“旧能源”的替代，从构建零碳能源系统的最终目标出发，化石能源是要被逐渐替代的“旧能源”，而电力、氢能由于在终端使用过程中不产生碳排放，是未来将要发展的“新能源”。这一替代是由我国的双碳战略、能源革命和可持续发展目标所决定的，是高确定性的，也是氢能未来发展的重要基础。
二是氢能对电力的配套和补充，在终端用能侧，电力和氢能同属清洁能源，在未来以电力为基础的能源系统架构下，氢能的发展空间实际来自于对电力无法应用或不便应用场景的配套补充。
因此，考察氢能的发展空间，应当关注具体场景下氢能相对电力的竞争优势。在未来以电力为基础的能源系统中，在终端用能领域实现相对电力的竞争优势，是氢能发展的根本逻辑。
由于氢的最终替代对象为电力，因此氢的终端应用潜力将来自于难以实现大规模可再生电力替代的领域，而氢能的根本优势来自于其燃料/原料属性和灵活性。
燃料/原料属性是氢与电力在能源性质上的根本差异，使得氢可以有不同于电力的更多的应用场景。
梳理各终端用能领域，电力较难应用的场景主要集中在交通领域以及重工业领域。在交通领域，重卡、矿卡、船运、空运等长途或重型的运输场景都具有能耗高的特点，使得运载工具所需要携带的能源总量较大。电力的特殊性使得其存储往往需要转换为其他能量形式（例如化学能），并通过特定载体（例如锂电池）来实现，因此其储存的能量密度较小，在对能量密度有要求的高耗能场景较难应用。而氢能作为传统的气体燃料，无需能量转换可以直接储存，储氢瓶可以实现的能量密度也远高于锂电池，因此相比电力更加适合长途重载的交通场景。
在重工业领域，一方面化工、冶金等特定的工业流程需要相应的化学原料以及还原剂；另一方面，重工业流程往往需要五百度以上甚至过千度的高温，而目前对于非导体的高温电加热技术还不够成熟。目前，上述提供高温同时作为原料、还原剂的角色主要由化石燃料承担，在电力难以替代的情况下，作为清洁燃料的氢能就成为了更好的替代方案。
在电力和氢能同时可以应用的场景下，氢能的灵活性可以赋予其相对电力的经济性优势。通常来讲，由于未来氢能的主要来源为电解水制氢，定位于一种由电力制取的能源形式，直观来看，电解制氢，或电解水制氢+燃料电池发电过程的效率损失使得用氢的经济性很难优于直接用电。
但随着我国可再生能源的迅速发展，电力系统中不稳定电源的占比迅速提升，电网供需调节需求的快速增大，也在逐渐推动电力系统价格体系的变革，使得氢能的灵活性优势有望在经济性上体现。目前，电解水制氢的成本中用电成本占比大约 75%，用电价格是制氢成本最主要的影响因素，依托于电力价格体系的逐渐市场化，氢的灵活性不仅可以体现在电网侧的储能中，也可以使得在终端用能侧选择低电价时刻制氢、进而降低制氢成本得以实现，这本质上也是利用氢的灵活性参与电网供需调节，从而获得收益。
以目前各地区的峰谷电价为例，如浙江、山东、江苏、陕西等地的谷电价格仅为平时电价的 1/2左右，峰时电价的 1/3 左右。价差最大的山东，其谷时电价仅为平时电价的 1/3，峰时电价的 1/5。
这意味着利用氢能的灵活性，在这些地区选择谷电时刻制氢可以大大降低制氢成本，使得用氢的经济性可以接近甚至超过平时或峰时用电的经济性。
未来随着不稳定电源比例的增加，将使得氢的灵活性优势更加显现。2022 年以来，电价机制政策密集出台。长期来看，电力现货市场不断完善，范围不断扩大；短期来看，峰谷价差拉大，谷电价格进一步下降是趋势。上述变化都有利于氢能利用灵活性实现进一步降本。
