IRENA的2018年全球能源转型报告指出，按照目前的发展模式，全球电力需求到2050年相比2012年将会翻倍。目前，发电导致的碳排放约占能源相关的碳排放的40%。因此，发电系统“去碳化”对控制全球变暖在2°C以内至关重要。
为了达到《巴黎协定》的目标，到2050年，电力行业的碳排放相比于2012年需要降低至少85%，这就需要可再生能源在发电中的比例达到63%。然而，可再生能源发电功率不稳定的特性，使其覆盖基础负荷的能力较差，且需要其他大功率的发电设备在可再生能源无法产生电力时予以补充。储能技术能够有效的降低对发电功率的要求。
除了电池储能，氢储能技术，也是另外一种极具竞争力的发展方向。所谓氢储能技术，即：将多余的电力可用于制造可无限期储存的氢气，然后在常规燃气发电厂中燃烧气体发电，或用于给家庭供热。
转换成氢气的好处是，电解制氢效率很高，目前能达到80%的电能转化率，此外，氢能够在利用方面提供多种解决方案，且能够满足大规模、长时间储能的需要。目前，氢储能技术如果细分的话，则可以分为以下两种：
1.电转电技术(Power-to-power，PtP)：指将电能转化成其他形式的能量储存起来，需要时再重新转化成电能的过程。
2.电转气技术(Power-to-gas,PtG):指将电能转化成燃气的过程。一般转化成氢气，并注入天然气管道中，或通过甲烷化转化成甲烷。
除此之外，还有电转燃料(Power-to-fuel)，电转合成气(Power-to-syngas)等。相比之下应用没有上述两者广泛。
氢储能系统好在哪里？又有哪些不足？
通常来说，储能系统可以依照储能密度、放电功率及储存时间来加以分类。这三个参数最终其决定储能能力。此外，储能系统的重要参数还包括预期平均循环次数，综合效率，自放电率，利用小时数等。而各类不同的储能系统，其应用范围也不尽相同，下图显示了各种储能技术的应用范围：
从上图可以看出，无论是从储能密度还是从储存时间来说，氢储能都有着绝对的优势，尤其适用于大规模储能中。
然而，相比电池储能来说，氢储能会经历更多的能量转换环节。而每一次转化，就意味着一次能量损失和设备资金投入。因此一般来说，转化次数越多，总效率越低。下图展示了上述两种技术中各转化过程的大致效率：
氢储能除了电解和利用过程，还经历了压缩、输送等过程，而这些过程都会带来些许损失，当然这些损失相比电解和利用过程的损失，可以说是微不足道。氢储能的痛点在于压缩和输送过程的设备资金投入。根据研究显示，目前整个氢能产业链中，氢气的储存和输送所需成本几乎占据全部成本的半壁江山。此外，在氢气利用方面，氢转电的单一效率相比电池储能十分低下，只有依靠热电联产技术，才能够使得氢能利用的效率大大提升。
那么，上述两种技术区别在哪？
上面提到的两种技术的共同点在于，均包含电解，储存，转化三个环节。两种技术都是以电解水反应为基础，将电能转化成氢能并进行储存。其区别在于氢气的利用设备和途径：
在电转电技术中，氢能通过燃料电池等设备转换成电能。
对于PtP技术来说，氢能系统在跨季节储能上有很好的应用前景，也是唯一能在价格上接近普通燃气轮机机组的选择。而相比其他的储能系统，例如：抽水储能和压缩空气储能，氢储能的能量密度很高。而且，利用燃料电池技术，能够很好得实现行业耦合，将交通行业、工业和建筑行业的供能整合在一起，实现未来能源系统的一体化和灵活化。
在电转气技术中，可以将电解得到的氢气混入天然气管道中，产生富氢天然气，或让氢气与二氧化碳反应，生成的甲烷可以用于发电或其他各种用途。
PtG系统的优点在于，使用燃气轮机将富氢天然气重新转化为电力的系统，能够很好的利用现有的基础设施，包括储存，运输，发电设备等。同时，将氢气混入天然气管网中意味着燃气轮机可以按照以往的方式正常运行，从而避免了更换设备的投资。
然而，即使不计氢气成本，PtG发电的成本也达到了天然气价格的三倍。因此，除非假设碳税价格超过400美元/吨，否则，PtG系统的发电成本不太可能低于普通燃气轮机机组。但是，如果能够在天然气中混入5%的氢气，PtG系统的发电成本基本可以与普通燃气轮机机组一致。如果管网和燃气轮机能够承受20%的氢气掺杂，那么其经济效率则会相比5%的极限大大增加。
PtG系统的在经济性上依赖于电解制氢价格的降低，同时在技术上依赖于电力供需的不平衡。从系统的角度来说，如果可能的话，应优先考虑产生电能这样高品质的能源，即在优先考虑利用燃料电池的PtP技术。因此，在未来，如果电力系统能够更好的平衡发电和用电，留给PtG的发展空间可能会收到限制。
两种技术的发展状况
电转气的核心概念早在19世纪就已经提出，相比之下，直到2009年，第一个电转电设备才投入运行。截止到目前，两种技术的实际应用规模都很小。其中，电转气技术的应用相对较多，且主要集中在德国和其他一些欧洲国家。
德国目前投入运行的电转气设备有16个，输入功率从25~6000千瓦不等。其他一些欧洲国家，如奥地利、丹麦、挪威等，也有在运行中的电转气设备。尽管目前的应用不是很广泛。电转气技术仍然被给予厚望。许多专家认为，这一技术将会是完成德国能源转型的关键。
然而氢储能技术的成本目前依然居高不下，主要原因有两个。
第一，是电解装置的价格较为昂贵。因此，只有在利用率较高，即年运行时长较长的情况下，才能较为经济的运行。而新能源发电设备的年运行时长相较于传统能源较短，如果仅仅依赖于新能源产生的过剩的电力，很难降低发电成本。
第二，不论哪种技术都包含多个能量转化过程，而每一步转化都会带来损失。这使得两种技术的总效率都不高。因此，氢储能技术的发展关键在于降低成本和提高效率。解决氢能在综合能源应用的问题，仅仅专注于解决技术问题是不够的。还应该开发更新、更多的应用方法，使得新的商业模式成为可能。
我国对于电转气的研究也高度重视。早在“十二五”期间，就启动了“基于可再生能源制/储氢的70MPa加氢站研发及示范项目”，重点研究电转气(P2G)技术在燃料电池汽车加氢站方面的应用，部署了“风电直接制氢及燃料电池发电系统技术研究与示范”，重点研究风电制氢及燃料电池集成系统关键技术。
在2016年国家能源局发布的《关于政协十二届全国委员会第四次会议第1013号(工交邮电类056号)提案答复的函》中，国家能源局指出，“储能技术对于优化电力调峰，解决弃风、弃光、弃水等问题具有重要意义。电转气(P2G)技术是储能等领域重要发展路线之一，具有规模适应性强、环境友好、终端应用灵活多样、可跨季度储存等优点，并可与天然气管网结合，是有效解决弃风、弃光、弃水等新能源发展难题的重要途径。”
