千亿氢储能市场一触即发

　三、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

　　3.1 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。

　　季度调峰氢气需求量测算：可再生能源发电呈现上半年多于下半年的趋势，因此 需要采用跨季度储能手段进行调控，氢能是适合长周期储能的重要方式，并且依 据氢能中长期规划中对可再生能源制氢的规划，预计氢能渗透率将逐年上升，根 据我们的测算，2030 年季度调峰氢气需求量为 162 万吨，年复合增长率 70%。

　　测算逻辑与假设：根据上文对 2023-2030 年发电结构和总社会用电量的预测，得 出所需储存的电量，结合氢储能渗透率从 2021 年的 0.04%上升至 2030 年的 10%、 设备 1200h-1800h 的年工作时长以及 4.5-5.5kWh/L 的制氢电耗测算。2025 年为 氢能中长期规划的第一个结算点，在前期基础设施、设备技术以及成本已初步具 备商业化可行性时，2025 年将迎来爆发。

　　日度调峰氢气需求量测算：光伏具有明显的昼夜分布不均现象，在未来可再生能源发电占主导的背景下，为实现 24h 供电全部使用光伏，必须采用储能手段。日内光照富 余时段的发电量通过电解制氢进行储存，夜间将氢气通过燃料电池转化为电能，最终 实现 24h 不间断稳定供电。根据我们的测算，2030 年日度调峰氢气需求量为 66 万吨， 年复合增长率为 67%。

　　测算逻辑与假设：假设全国光伏平均利用小时 1200 小时、光伏发电效率 14%、 电解槽工作 10 小时/天、一年工作 365 天、耗电量为 5 度电制取 1 标方氢气，理 论上日度调峰储能不适合使用氢能，因为存在电-氢-电转化效率低(40%)的问 题，但氢储能具有大规模使用后的成本优势，在可再生能源装机量高增叠加电解 槽成本逐步具备商业化可行性的背景下，2025 年后氢储能渗透率将呈现较快速 攀升态势。

　　综上，2030 年电解槽市场将达到 1000 亿市场规模。测算逻辑与假设：分碱性和 PEM 电解槽测算，假设电解槽产氢量为 200 标方/MW， 一天工作 4.5-6 小时，一年工作 365 天，由于 2021-2025 年主要以示范项目为主， 购置成本成为了电解槽选择考虑的首先要素，当前碱性电解槽的购置成本远低于 PEM 电解槽，碱性电解槽以更成熟的技术和更低的初装设备成本，占据了更大的 市场份额。随着行业发展逐步进入商业化阶段，全生命周期成本将成为重点，同时叠加 PEM 设备成本的快速下降，预计 2021-2025 年 PEM 电解槽市场占比将从 1%增长至 10%，2025 年-2030 年从 10%增长至 40%。通过分别测算碱性和 PEM 电 解槽的市场空间，预计 2030 年电解槽累计市场规模超千亿元。

　　3.2 碱性电解槽率先起量，长期看 PEM 电解槽有望开启替代进程

　　碱性电解槽当前技术更成熟、价格更低，PEM 效率更高、动态响应更快，SOEC 是未来 技术发展方向。当前电解水制氢技术有三种，碱性电解槽(ALK)、纯水电解槽(PEM) 和固体氧化物电解槽(SOEC)，其中碱性电解槽技术更成熟，且价格更低，当前大规 模应用更具备经济性，但启停时间相对 PEM 较长，且能耗更高、体积更大;PEM 效率 更高、动态响应能力更强、更适合于与风光耦合、体积更小，但当前成本偏高，未来 随着技术进步与规模效应，成本将逐步下降;SOEC 效率高，最高可达 90%，目前尚处 实验室阶段。

　　短期内碱性设备以更低廉的价格，更适用西部大规模电站，长期看 PEM 设备有望在与 碱性制氢成本平价时开启替代进程。

　　(1)从应用场景来看，短期和长期逻辑有所区别：

　　短期：碱性适用于西部大规模制氢，PEM 适用于东部站内电解水制氢。由于碱性 电解槽的大占地面积和高制氢规模，其更适合在土地资源相对充足的西部大规模 建设，西部丰富的风光资源以及低廉的电价可支撑大规模制氢的需求;PEM 电解 槽的小体积使其更适用于东部的站内制氢，作为加氢站的重要氢源补充，当前政 策也鼓励站内电解水制氢，广东地区给予其蓄冷优惠电价。

　　长期：西部大规模制氢可使用碱性和 PEM 电解槽的结合方案，且在 PEM 制氢成本 与碱性持平的情况下可开启对碱性电解槽的替代进程。长期来看，随着技术的不 断迭代升级，PEM 电解槽内的铱等贵金属催化剂用量预计将大幅下降，带来 PEM 电解槽成本的快速下行。PEM 电解水设备更适用于风光氢储一体化，当 PEM 与碱 性的 TCO 趋向持平时，西部大规模制氢可使用碱性和 PEM 电解槽的结合方案，且 在 PEM 成本与碱性持平的情况下，预计 PEM 将开启对碱性电解槽的替代进程。

　　以运行 15 年进行测算，预计当电价相同时，PEM 的设备成本为碱性设备成本的 3-4 倍时，PEM 的单位制氢成本与碱性的单位制氢成本持平。

　　测算逻辑与假设：以 1MW 级的碱性电解槽与 1MW 级的 PEM 电解槽为例进行成本平 衡点的测算，碱性电解槽效率为 PEM 电解槽的 90%，功率范围窄造成的效率损失 约为 10%，两种电解槽均运行 15 年产氢约 900 万方。随着 PEM 电解槽成本持续 的下降，在电价相同的情况下，预计PEM的设备成本为碱性设备成本的3-4倍时， PEM 的单位制氢成本与碱性的单位制氢成本持平。

　　碱性和 PEM 电解槽的结合方案，80%碱性+20%PEM，电解槽的制氢成本为 2.12 元/m3， 为搭配最佳选择。对 1MW 级的电解槽进行成本测算，电解槽单价采用 2021 年的数据， 电费为 0.3 元/kWh，电解槽寿命为 15 年产氢约 900 万方，分为设备成本和运营成本 测算，其中碱性电解槽由于波动性匹配区间较窄，将会损耗 15%的的效率。三种方案 测算制氢的 TCO 成本如下：

　　方案一：100%碱性，电解槽的制氢成本为 2.22 元/m3。全采用碱性电解槽虽然可 以减低设备的购置成本，但因为碱性电解槽效率低，再加上最低启动功率限制造 成效率 10%的损失，运营成本会有所上升。

　　方案二：80%碱性+20%PEM，电解槽的制氢成本为 2.12 元/m3。此种电解槽配置方 案 TCO 成本最低，因为在可再生能源发电功率不及碱性最低启动功率时可以采用 小功率 PEM 电解槽制氢，避免了电量损失。此外 80%的碱性电解槽配比也保证了 较低的购置成本，因此 TCO 为三种方案最低

　　方案三：100%PEM，电解槽的制氢成本为 2.33 元/m3。此种电解槽配置方案 TCO 成本最高，因为目前 PEM 电解槽的购置成本最高，预计到 2030 年此种方案有望 成为成本最优方案。

　　(2)从发展阶段来看，示范阶段更注重初装成本，商业化运营需考虑全生命周期成 本。当前电解水项目大多处于示范阶段，碱性电解槽技术更成熟、设备价格也相对更 低，示范阶段更倾向于碱性电解槽的应用。未来进入商业化运营时，全生命周期成本 成为首要考虑因素，即需加入运营成本进行考量，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。

　　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。