氢能&燃料电池：千亿氢储能市场一触即发

SOURCE FROM: SINOLINK SECURITIES

【摘要】

✓氢储能将成为长周期、大规模储能场景的最优选择，是非电能源消费领域碳中和的关键

✓氢储能对应电解槽市场千亿规模，碱性率先起量、PEM后起更适配风光

✓2030年储能领域氢气需求预计约230万吨，对应电解槽装机约57GW，千亿市场规模

新型能源结构催生储能需求，长时储能需满足大规模应用和时间边际成本低的特性

可再生能源发电具备波动性，需配储调节。储能可分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能，核心均为实现电能的跨时间应用，但具体到每一侧，储能的作用又有细微不同。

▪ 电源侧：1）平滑、调峰作用：由于光伏、风电、水电的随机性、波动性特征，电源侧需要储能以实现电力从秒级到季度的供需平衡；2）黑启动：借助储能电量带动无自启动能力发电机组。

▪ 电网侧：调频：可再生能源上网电量的波动可能会造成火力发电量的波动，进而影响火力发电机组转子的转速，改变交流电的频率，因此储能还起到调节电网交流电频率的作用。

▪ 用户侧：1）削峰填谷：允许用户调整用电时间，降低用电成本；2）分布式发电：推动户用可再生能源发电装置的发展；3）备用电源。

储能在电源侧、电网侧、用户侧的作用

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）。

氢储能在电力领域的应用链条

四种储能方式的对比

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。

各种储能方式的最优储能容量、储能时长

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。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。

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

氢储能应用产业链

氢能产业链及应用场景

长时储能需求带动电解槽放量，风光配储下千亿市场空间

2030年储能领域氢气需求预计约230万吨，对应电解槽装机约57GW，千亿市场规模。氢储能可分为日度和季度储能。

2021-2030年跨季度储能氢气用量预测（万吨）

碱性电解槽运营成本占其全生命周期成本的75%-80%，PEM则是占30-40%，在PEM电解槽设备逐年降本以及其更适合与风光耦合的情况下，PEM电解槽的应用将呈现逐年上升趋势。

2021-2025年电解制氢降本预测（元/kg）（以0.3 元/kWh 电费测算）

▪ 碱性电解槽购置成本较低。碱水电解技术成熟度较高，同时没有贵金属作为设备生产原料，因此单价相对较低。但由于需要保证电解槽两侧氢氧平衡，碱性电解槽需在额定功率的20%以上才可以工作，且效率不如PEM，因此在相同条件下，制氢量不及PEM。

▪ PEM成本较高，国内尚未实现大功率规模化应用。目前国内可再生能源制氢示范应用项目及主流企业核心产品基本以碱性电解槽为主，尚未形成大功率规模化应用，技术成熟度落后于NEL、ITM、西门子等海外企业，同时受制于生产原料中的贵金属，PEM成本相较碱性较高。但由于PEM效率更高且动态响应更快，更适合与光伏、风能设备串联使用，运营阶段成本相对较低。