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火电与新能源行业深度报告：长时储能需求增加，电解水制氢成本优势和环境效益日益显著（14页）.pdf
举报与投诉【报告导读】电解水制氢可以满足储能对于长周期、大规模、高能量的要求，是未来储能的一种重要解决方案。随着我 国大力提升绿电占比以实现能源绿色低碳转型发展，电力系统对灵活性的要求使得大规模与长时储能的需求增加。储能技术分为热储能、电储能和氢储能，其中，抽水蓄能和电化学储能是最常用的两种方式，但两者目前仍存在诸多问 题。电化学储能存在安全性较差、资源紧缺、实际有效的储能效率较低、配储时长短等问题。抽水蓄能存在水资源 地理分配不均、投资回收期长等缺点。对比来看，氢储能最大的优势在于可以实现长时储能。在新能源消纳方面， 氢储能在放电时间（小时至季度）和容量规模（百吉瓦级别）上的优势比其他储能明显。采用化学链储氢，转化效率 可达到约 70%，储能时长可以年计；采用固态储氢、有机液态储氢，储能时长可按月计。此外，氢储能具有突破地理 限制、经济性强、储运方式灵活、液态氢能量密度大等特点。根据长时储能委员会 lDES 与麦肯锡于 2021 年 11 月合 作发布报告《Net-zero power: Long duration energy storage for a renewable grid》，2040 年，长时储能累计装机将达 1.5-2.5TW，代表着 85–140TWh 的储能量，存储 10%的发电量，累计带动投资 1.5-3 万亿美元。根据 Hydrogen Council，当可再生能源份额达到 60%~70%以上时，对氢储能的需求会呈现出指数增长势态。我们认为，氢储能在能 量维度、时间维度和空间维度上具有突出优势，可在新型电力系统建设中发挥重要作用。
电解水制氢技术路线多元，发展迅速，有望得到大规模应用。利用化石能源（天然气、煤炭、石油等）产生的 氢气称为灰氢。灰氢虽然生产成本低，但是碳排放高，目前制 1kg 的灰氢需要排放 20kg 的二氧化碳。蓝氢指工业副 产氢，目前主要的生产方式是焦炉煤气制氢、氯碱化工制氢、烷烃脱氢等方式。绿氢通过电解水制氢产生，其生产的 过程几乎不涉及碳排放。电解水制氢主要有碱性水电解（AWE）、质子交换膜水电解（PEM）、阴离子交换膜水电解 （AEM）以及固体氧化物水电解（SOEC）四种技术路线。其中，AWE 和 PEM 的市场化程度较高，AEM 和 SOEC 距离 大规模生产还有较长的距离。AWE 的优势在于设备成本低，技术成熟，已经实现产业化应用，同时国内技术水平在 全球处于第一梯队。PEM 相对于其他两种技术的优势在于：设备稳定性和寿命好，反应效率高、能源转化效率高， 与波动性、随机性大的风光具有良好适配性，可以做到毫秒级的响应（AWE 为分钟级响应）。PEM 的劣势在于其设 备成本远高于 AWE，国内技术水平较国外落后。政策端，2022 年 3 月，发改委发布《氢能产业发展中长期规划 （2021-2035 年）》，规划提出，到 2025 年，可再生能源制氢量达到 10-20 万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成 部分，实现二氧化碳减排 100-200 万吨/年；到 2030 年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供 应体系；到 2035 年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。据不完全统计， 今年前三季度，我国各地上马绿氢项目达 40 多个，主要分布在内蒙古、河北、宁夏、甘肃、新疆等风光资源丰富的 地区。技术加速迭代叠加政策有力支持，未来绿氢的规模有望进一步扩大。
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