千亿氢储能市场一触即发

　　二、氢能是大规模、长周期储能最优选，是非电能源消费领域碳中和的关键

　　2.1 氢能适用于大规模和长周期储能，大规模应用和时间边际成本低

　　广义储能改善用电负荷季节性，终端运用方式多样化。

　　广义储能：利用电力系统中的富余电能，将其转化为其他能源或产品，在利用环 节不转换回电能而直接利用所存储能量形式的储能方式，用于进行大规模存储、 转移并直接利用。广义储能仅完成电能-其他形式能量的能量转换过程，终端负 荷需求为多重能量形式，实现了跨能源品种的季节性储能与优化利用，主要包括 电化学储能、热储能和氢储能三类。

　　狭义储能：完成了电能-其他形式能量-电能的能量转变，具有与电力系统强耦合 的特点，即最终途径为上网，在 2 次能量转化过程增加了储能的能量损耗，包括 电转气、抽水蓄能与压缩空气储能等。

　　氢储能属于广义储能，即利用电力系统如光伏和风电中的富余电能，通过电解水制氢 设备将其转化为氢，并在终端应用环节直接使用氢气而非必须转换回电能上网的储能 方式，间接改善了用电负荷的季节性特征，实现能量季节性转移 (3-9 月氢气净储 存，10-2 月氢气净消耗)，同时也实现单位电力碳排放强度的下降(由 950g/kWh 降 低为 569g/kWh)。

　　氢能适用于大规模和长周期的储能，具备无自衰减、扩容成本低等特性。氢储能主要 指将太阳能、风能等间歇性可再生能源余电或无法并网的弃电，通过电解水制氢的方 式储存，可就地消纳、时经燃料电池进行发电或管道、长管车运输等方式供应于下游 应用终端。相较于抽水储能、压缩空气储能、蓄电池储能(锂电)具有无自衰减、扩 容成本低、能量密度大、能源发电转移便捷等优点，凭借其无自衰减的特性，尤其适 用于跨周和季度的储能。基于扩容成本低的特点，即仅需增加氢瓶即可扩充储能容量， 适用于大规模的储能，在短周期内储能效率较低。

　　储能技术呈现多样化，其中电池和氢能两者互补，共同构成主流储能方式。

　　锂电储能：锂电储能适用于日度调峰以及调频，因为效率更高且动态响应更快。 相反氢储能不适用于调频场景，因为调频场景需要的响应速度更快，并且所需储 能容量小无法体现大规模氢储能的成本优势。然而针对大规模、长周期的储能场 景，氢储能的优势更明显，因为氢储能无自衰减，且针对大规模储能氢储能只需 增加储氢设备，边际成本低。

　　液流电池：将正负极电解液分开后各自循环的一种高性能蓄电池。电池容量取决 于储存罐的大小，容量可达 MW 级。液流电池有多个体系，如铁铬体系，锌溴体 系、多硫化钠溴体系以及全钒体系，其中全钒液流电池应用最广。目前全钒液流 电池技术成熟，但离子交换膜和电解液材料成本较高。

　　钠离子电池：钠离子电池具有与锂离子电池相似的工作原理和储能机理。钠离子 电池虽然原材料成本低，但功率密度低，相较锂电池更适合储能场景而不是动力 电池，当前产业链需进一步发展。

　　大规模氢储能成本优势明显，1MWh 储能下初始建设的度电成本只需 1300 元。

　　测算逻辑：蓄电池储能综合了充电、储电、放电三个功能于一体，然而对于氢储 能系统来说则分别需要电解槽、储氢罐、燃料电池来实现以上三个功能。我们以 1MWh 的储能需求为测算基准，考虑氢储能系统综合效率 36%，一天工作 10 小时， 将 0.28MW 的碱性电解槽、8 个 20MPa 的储氢瓶以及 0.17MW 的燃料电池系统看成 一个日均存储电能 1MWh 的整体，最终测算氢储能系统初始投资的度电成本为 1300 元，低于磷酸铁锂电池和液流电池。

　　氢能长时储能边际成本低，无自衰减更适配长周期。从各类型储能技术看，蓄电池类 的磷酸铁锂电池、钠离子电池和液流电池，边际扩容成本较高，需要配套扩充相应的 锂电池、钠电池和钒电解液，并从资源矿中提取，价格还将随上游原材料供需波动。 对比氢储能的扩容，仅需同比例增加储氢罐的数量，规模效应下，储氢罐成本下降， 边际扩容简易且可移动场景储存，如盐穴储氢等，不占用发电设备所在地面积。此外， 氢气作为储能在氢罐内月度损耗不到万分之一，而电池类储能电池拥有个位数自衰减 率，相对氢损耗较高，例如锂离子电池自放电率每月为 2%-5%。

　　测算逻辑：后续扩容对于蓄电池类的磷酸铁锂电池、钠离子电池和液流电池，需 要配套扩充相应的锂电池、钠电池和钒电解液，以扩建成本占总投资成本的 50% 测算度电扩容成本，氢储能由于扩容仅需扩充氢罐，因此度电扩容成本测算以对 应扩充的氢罐价值测算。最终测算度电储能边际成本氢最低，约为 120 元/kwh， 和蓄电池类度电扩容对比最低，且随着储能容量的增大，价差将逐步拉大，100 度电的储能扩容需求时，最大成本差可达 11 万。

　　2.2 上游耦合风光制氢、下游多领域零碳应用，氢能终章将推动可再生能源二次装机

　　能源使用形式可分为电力和非电能源，非电能源应用占比过半且脱碳难度高。能源使 用形式可分为电力及非电能源，在使用过程中的某些领域由于特定需求，能源需要拥 有更高能量密度、更长期的储存周期或以燃料形式存在用来燃烧，即使用电需求不断 高增，但在某些领域的需求电是无法替代非电能源的，例如金属冶炼、焦炉炼钢、合 成氨等。根据国家统计局能源消费和燃煤发电数据推算，当前非电能源的消费应用占 比过半，并且非电能源行业大多为碳排放量占比高却又难以脱碳的领域，例如工业、 化工等。假设到 2060 年中国电气化率高达 70%，对应仍然存在 20-30 亿吨标准煤的 能源需完成脱碳，因此需其他能源形式以实现碳中和。

　　氢能是与电同等重要的二次能源，非电能源消费领域的脱碳关键在氢能。如果说电气 化是能源碳中和的主力军，那么氢能则是能源碳中和的最后关键一环。在清洁性、能 量密度、安全性以及商业化进度等方面具备可行性。

　　上游侧耦合风光设备电解水制氢，可解决可再生能源电消纳及上网问题。电消纳及上 网问题随光伏和风电装机规模高增逐步凸显，风光耦合电解水制氢可实现风光装机无 地域限制。近十年来，我国光伏和风电成本快速下降，为装机规模快速提升奠定了基 础，但风光发电波动性的特点制约了其进一步扩大规模，因而配储以平抑波动性。现 阶段大部分可再生能源发电终局为上网，储能大多仅作为可再生能源电力上网前电源 侧波动性的暂时储存电力的方案，在光伏和风电大规模装机至一定规模后，上网及电 消纳将成为可预见性需要解决的问题。因此，将风光设备耦合电解槽制取氢气储能， 氢气再作为能源使用，将解决储存能量的大规模时空转移特性，实现交通网与能源网 的深度耦合。

　　氢储能示范项目：光伏+氢储能+火电灵活性运行示范工程可行性分析 (掺烧 20%)， 在大部分场景下，弃光制氢+氢储能+火电 20%掺氢燃烧的方案可实现更优经济性。

　　测算逻辑：1 吨煤发电量为 3333kWh，对应排放 2.62 吨二氧化碳，以不同情况下 的煤炭价格测算其基础电力成本，在后续碳税价格叠加下，测算其发电的电力成 本，对比弃光制氢(零发电成本)+氢储能+火电 20%掺氢燃烧，大部分场景下后 者更具备经济性。

　　配储需求从供给侧推动氢能放量，风光氢储一体化项目逐步落地。风光配储成为刚需， 各地政府陆续发布强制配储需求，配储比例最高可达 30%，为实现碳中和目标，若在 风光装机量达到 50 亿千瓦、年发电量 10 万亿度的时候，按 10%-30%的配储比例，储能容量将在 1 万亿-3 万亿度，意味着储能必须满足低成本、规模化、无地域限制、 长寿命等要求。当前氢能与传统的电池等技术同被认定为储能，纳入了强制配储需求 可计算的比例内，可再生能源装机叠加强制配储需求，上游供给侧放量将推动氢储能 发展，风光一体化项目也处于不断规划与落地的状态。

　　下游多样化应用打开需求侧市场，反推动氢能甚至二次推动可再生能源装机。氢气只 需储存在氢瓶里即可，意味着氢可即刻就地使用或随时向需求端运输转移，除直接储 能外，可在交通、工业、化工等领域逐步渗透应用，多样化应用领域将逐步打开需求 侧市场，反推动氢储能需求，甚至在未来氢对工业、化工等领域实现了高渗透率的情 况下，大概率还将成为可再生能源装机量增长继度电成本平价后的后继驱动力。

　　欧盟提出可再生氢(绿氢)定义规则，三大条定义核心全部与可再生能源发电挂钩， 制取氢气电力中的 90%是可再生能源发电，这样制取的氢才能称为绿氢。因此，基于 光伏年发电小时数的限制，电解槽一年的运行时间与光伏设备运营时间高度相关。以 电解槽匹配光伏制氢为例测算，分乐观情况下，电解槽年运行 1400 小时和中性情况 下，年运行2500小时，分别对应90万吨绿氢规划总量下，可装电解槽37.8GW和21.2GW， 反推动光伏装机量 47.3GW 和 26.5GW。预计在未来技术迭代和成本逐步下降的情况下， 2025 年后电解水设备及绿氢市场将持续加速，反推动可再生能源量也将高增。