【海川氢能源】氢储能将成为长周期、大规模储能的最优选

氢储能将成为长周期、大规模储能的最优选



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。

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万事如意