氢能、燃料电池行业产业链系列报告之十五：碳中和及储能背景下，千亿氢储能市场一触即发

双碳背景下可再生能源发电比例持续上升，新型能源结构转型催生储能需求。电力行业成为碳交易市场的先行试验田，双碳政策背景下我国向新型能源结构转型，可再生能源装机迎来高增，预计到2030年可再生能源发电占比超4成。 风光发电具备波动性，新型能源结构下催生储能需求，其中长时储能需满足大规模应用和时间边际成本低的特性。 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。氢储能属于广义储能，利用风光富余电能电解水制氢，在终端应用环节直接使用的方式。氢能大规模应用和时间边际成本低：1MWh储能下度电存储成本只需1300元，低于锂/液流电池1500/1400元；扩容成本低于蓄电池类，氢储能扩容仅需增加储氢罐而非使用资源矿，并且无自衰减更适配长周期储能。此外，氢能是与电同等重要的二次能源，是非电能源消费碳中和的关键。 非电能源消费占比过半且大多为碳排放大头，非电能源消费领域的脱碳关键在氢能。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，风光氢储一体化项目正逐步落地，而下游多样化零碳应用将打开需求侧市场。 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。基于对可再生能源发电量及氢储能需求量测算，预计2030年储能领域电解槽累计装机57GW，对应绿氢约230万吨，千亿市场规模。电解槽技术方面，碱性电解槽率先起量，长期看PEM电解槽有望开启替代进程。主流电解槽分为碱性电解槽（ALK）、质子交换膜电解槽（PEM）和固态氧化物电解槽（SOEC），前两种已商用化，SOEC仍处向产业化过渡状态。当前示范项目推广下，购置成本为首要因素，碱性电解槽优势显著，预计2025年前占比超九成；逐步向市场化运营发展下，全生命周期成本为关键，当PEM成本为碱性成本3-4倍时，两者可实现制氢成本基本持平，当前80%ALK+20%PEM两者混合搭配是成本最优解。 碳中和及储能背景下，氢储能将迎来千亿级规模的电解水制氢蓝海市场机会，其中布局相关高价值量及关键核心装备：电解水制氢设备、氢能项目EPC和制氢电源的企业将率先受益，推荐电解水制氢设备厂商：昇辉科技、华电重工、亿利洁能；氢能项目EPC承包商：陕西建工以及IGBT制氢电源企业：时代电气。 EPS/元 技术研发进度不及预期，下游氢能需求不佳，政策落地不及预期。 1.1全国碳排放权交易市场正式启动，电力行业成碳交易市场先行试验田 火力发电是我国碳排放的主要来源。中国是全球碳排放主要贡献者，碳排放量常年占比全球碳排总量的30%，2021年碳排放超199亿吨。从排放结构角度看，电力行业为我国碳排放的主要来源，占比超过42%，几乎所有碳排放均来自于燃煤发电，占比高达99%。制造行业碳排放量其次，占比超38%，其中5大高耗能产业（石油化工及炼焦、黑色金属冶炼、非金属矿物冶炼、化工、有色金属冶炼）是重点排放对象，贡献国内制造行业90%的碳排放。交通行业考虑生产过程的碳排放以及行驶过程中的碳排放，总碳排放量占比则超5%。 图表1：国内碳排放结构 火力发电碳排放量仍呈现逐年上涨态势。近五年火力发电量占比逐年下降，从2017年的72%下降到2021年的71%，但是因为社会总用电量不断上升，火力发电的绝对数值仍然持续增加，从2017年的4.8万亿kWh增加到2021年的5.8万亿kWh，进而带来的碳排放量的增长，减碳形势不容乐观。 图表2：2016-2022年我国发电量结构（亿kWh） 图表3：2016-2022年火力发电量（亿kWh）及碳排放量（万吨） 电力行业成碳交易市场先行试验田。全国碳排放权交易市场于2021年7月16日正式启动交易，成为全球覆盖碳排放规模最大的碳市场。目前中国碳市场覆盖发电行业控排企业2162家，控排企业的年排放量超过40亿吨二氧化碳，占全国碳排放比例超40%，从规模方面讲已超过欧盟碳市场覆盖的排放量（2019年约为19亿吨二氧化碳），成为全球“覆盖碳排放量”大的碳市场。 图表4：全国碳排放权交易市场收盘价（元/吨） 1.2双碳政策下能源结构转型，可再生能源装机迎来高增 碳达峰、碳中和背景下，可再生能源发电将逐渐成为发电主体。2021年3月15日，习近平总书记主持召开中央财经委员会第九次会议，会议指出“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要重点做好构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。 《“十四五”可再生能源发展规划》，到2025年可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右。“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。即相较2020年，推算2025年可再生能源发电量占比将至少达到18%左右。 2023年政策层面端再加码，国家能源局出台《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，规划到2030年新能源装机占比超过40%，发电量占比超过20%。文件制定了新型电力系统“三步走”发展路径，包括加速转型期（当前~2030年）、总体形成期（2030~2045年）、巩固完善期（2045~2060年），并明确指出打造“新能源+”模式，加快提升新能源可靠替代能力，推动新能源成为电量增量主体。 预计到2030年可再生能源发电占比超4成。根据国家统计局数据，2021年我国水、光、风可再生能源发电量合计2.3万亿千瓦时，约占总发电量的28%。根据《中国2060年前碳中和研究报告》结合国家政策规划，预计到2025/2030年，可再生能源装机量可依次达到15/22亿千瓦，可再生能源发电量占全社会用电的比例将达到35%/44%，到2030年可再生能源年度发电量将超5万亿千瓦时。 测算逻辑：根据国家发改委下设全球能源互联网发展合作组织2021年3月发布的《中国2060年前碳中和研究报告》数据，预计到2030年全社会总用电量将达到11万亿千瓦时，光伏、风电、水电总装机将分别达到10/8/4.4亿kW，假设光伏、风电、水电的年利用小时数分别为1400/2000/3800小时，预计光伏、风电、水电、火电在发电结构中占比将分别达到27%/22%/12%/36%。 图表5：2021-2030年光伏、风电、水电、核电、火电累计装机量预测（亿kW） 图表6：2021-2030年发电结构预测（亿kWh） 1.3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。 图表7：储能在电源侧、电网侧、用户侧的作用 电源侧日度级别和季度级别储能需满足容量高、储能时间长、大规模应用成本低的特性。电源侧的可再生能源发电因其具有随机性、波动性的特点，表现为时间维度上的出力不均。 秒-分钟变化：可再生能源波动性需储能平滑。光伏发电的输出与光照强度直接相关，因此其输出特性受天气影响明显。晴天光伏出力均匀且类似正态分布，多云和阴雨天因光照强度波动较大，光伏出力也会发生分钟级的变化。分钟级波动会造成发电机组转子的转速波动，进而影响到发出的交流电频率，造成系统失稳，因此需要储能装置频繁的充放电平滑分钟级的波动，因此该种储能适合动态响应快、效率较高的储能形式，如锂电池储能。 图表8：某地不同天气光伏发电的秒-分钟变化 小时-天变化：光伏昼夜不均需储能调峰。光伏发电出力时间集中在6：00-18：00之间，10：00-14：00为出力高峰期，夜晚出力几乎为零，一天的输出功率变化区间为0-100%，昼夜差别巨大，同理风力发电在有风天气和无风天气功率输出差别也很大，需要储能进行昼夜甚至跨日间的调峰，此种储能要求储能容量大，因此适合能量密度高、大规模应用成本低的储能方式，如氢储能、压缩空气储能、抽水储能。 图表9：德国发电-用电量的小时-天变化 季度变化：可再生能源季节性差异需储能调峰。观察2019-2022年平均每月发电量情况可以发现，用电侧高峰期出现在夏、冬季，光伏发电高峰期出现在春、秋季，风力发电高峰期出现在春季以及12月，水力发电则只有夏季偏多，其余季度很少。为了解决可再生能源的季度发电不均衡现象，储能则为必要的手段。此种储能要求储能时间长、储能容量巨大，因此适合无自衰减、大规模应用成本低的储能方式，如氢储能、抽水储能。 图表10：2019-2022年平均每月发/用电量占全年比例 季节性储能可实现长时及广域空间的能量转移，多为跨能源形式的长期储能与利用。 当前电力系统中应用的如电化学储能等储能方式主要提供面向电力系统的日内调峰、调频、爬坡等，用于平抑短时（秒、分钟、小时）尺度的电力波动，难以应对长时间（周、月、年）尺度下可再生能源出力与负荷需求的电量不平衡问题。为实现长时间尺度的能量平移，平抑数日、数周乃至季节性的电量波动，参与月、季乃至年调节过程，需要采用长时间、大容量的储能技术，即季节性储能。其在电力系统电能富余时将电能转化为其他可长期存储的能量形式进行储存，实现跨能源形式的长期储能与优化利用。 图表11：高比例可再生能源电力系统年持续净负荷曲线 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。 图表12：狭义与广义季节性储能原理示意图 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）。 图表13：氢储能在电力领域的应用链条 图表14：氢储能7天运行特性 图表15：氢储能全年储氢容量变化 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。 图表16：四种储能方式的对比 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