国家能源局 2023 年 1 月 6 日发布了《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（以下简称《蓝皮书》），在新能电力系统的规划中，也结合了氢能储能的特性规划了氢能在电力中的发展时间路线图。在新型电力系统形成时期（2030～2045 年），“氢能等长时储能技术攻关取得突破”；在巩固完善期（2045～2060 年），“绿氢在交通、化工领域实现大范围推广，电氢等二次能源融合利用，储电/热/气/氢等多类型储能协调运行、重点发展液氢、液氨等长时储能”。从目前的技术体系看，氢能储能效率上存在劣势，但有长周期、大规模储能方面的优势，随着远期新能源发电占比的提升，氢能储能的优势就更为明显。因此，规划也遵循渐进的方式，在 2030～2045 年阶段着重技术的突破，我们预计关键点是提升储能过程中的能量转换效率和降低成本，2045 年之后方可进入大规模推广应用阶段。

一、对氢能和电力的耦合，大致分为两个方向“电到氢”和“氢到电”。

前者对应的就是绿氢的制取（新能源发电——电解水制氢），后者主要对应的是氢能在储能和分布式能源中的应用。我们认为，在 2030 年之前，“电到氢”基本就可以实现经济性和规模化的应用，也是说绿氢的成本可以与目前主流的化石能源制氢实现平价。但是“氢到电”的过程，则需要更多的探索，主要是目前氢气发电效率较低，如果跟氢能储能结合，与现有的化学储能、抽水蓄能等储能方式相比，成本会非常高，因此《蓝皮书》在氢能储能的推广规划上也较为谨慎，预计 2030～2045 年实现技术突破，2045～2060 年才能进一步发挥氢—电转换的灵活性优势，实现规模化推广。

我们对“电到氢”，即绿氢的发展速度相对乐观。现行技术条件下，虽然电解水制氢成本较高，但随着技术的进步以及自动化生产，设备成本会逐渐下降；提升设备使用时长从而提升氢气产量的方式也可以摊薄设备的折旧成本和其他固定费用。此外，占比电解水成本较高的电价也会随着光伏、风电等可再生能源的发展持续下降。

(相关资料图)

2021 年，在“双碳”目标提出之后，国内电解水制氢项目规划和推进逐步加快。目前国内的电解水制氢路线以碱性电解槽为主，主要是碱性电解槽技术路线成熟，成本具有显著优势。PEM 电解槽由于成本高，商业推广依然需要时间，而且从目前的国内商业模式下，PEM 槽技术优势也受到一定抑制。

由于新能源发电的波动性以及电解槽响应时间的缺陷，且电网目前很难为化工园区的制氢项目接入专线，所以目前国内碱性电解槽较为理想的应用模式还是直接利用网电作为电解槽用电来源，同时利用配套新能源电站的电量对冲网电成本，类似模拟结算的方式确认用电成本。这样一方面可以保证电解槽运行的持续性，另一方面通过自身低成本的新能源发电来降低电解综合用电成本，有助于降低绿氢的制取成本。

在这种模式下，我们测算目前碱性槽平均的电解电价约 0.35 元/kwh，对应制氢成本在 24.07 元/kg。如果制氢项目配套的新能源电站发电小时数较高，比如风光互补的新能源电站，向电网贡献的电量更多，电解综合用电成本也会更低，预计较低的电价成本可以达到 0.25 元/kwh，对应的成本大约可降到 20 元/kg 以内，大约对应 17.07 元/kg，基本与化石能源制氢中的高成本路线持平，但目前仅有少部分企业可以达到这一水平。我们判断至2030 年，行业平均的用电成本可以降至 0.25 元/kwh，实现与化石能源制氢成本的平价。

二、“氢到电”这一环节，则需要提升能源转化效率，降低成本。

氢能储存再释放能量的过程可以用多种形式：燃料电池发电、氢燃气机组发电或者氢气直接燃烧释放能量。但各种转化方式对应的效率不同，也造成了储能经济性的差别。我们认为，未来在大型新能源电站等大规模的储能场景下，通过固体氧化物燃料电池（SOFC）发电或是储能转化的理想途径。SOFC 与其他技术相比具有四大优势：

原材料成本低：SOFC 电池材料无需使用铂、铱等贵金属催化剂，对氢气的纯度要求也不高，综合原材料成本相较于质子交换膜电池低；

发电效率高，SOFC 的能量转换效率高，目前国内研发的电池产品，效率可达到60%以上，高于质子交换膜；

余热可利用，SOFC 发电产生大量余热，可用于热电联供，整体效率可达到 80%以上；

安全可靠，SOFC 使用全固态组件，不存在漏液、腐蚀等问题，因此电池的工作表现更加稳定可靠。

目前 SOFC 还处于商业化初期，国外领先厂商主要包括美国的 Bloom Energy 公司、日本三菱日立电力系统公司、日本京瓷、德国博世等。国内厂商中，最早开始研发生产 SOFC的是潮州三环（集团）股份有限公司，其领先产品 2022 年 6 月已通过第三方认证机构 SGS检验，交流发电效率达到 64.1%，热电联供效率达到 91.2%，主要技术指标已达到国际先进水平。

如果按照上述 SOFC 的发电效率，以“电—氢—电”的转化过程计算，整个流程的效率约为 45%。假设新能源发电成本为 0.35 元/kwh，经过电解水制氢，度电的成本变为 0.78元/kwh(考虑电解水制氢 70%的转化效率及 SOFC64%的发电效率)，电解过程中的制造费用及折旧成本度电大约承担 0.07 元/Kwh，度电分摊的压缩储存成本约为 0.006 元/Kwh，氢气储存成本对应为度电 0.05 元/Kwh；此外假设发电用燃料电池功率为 250kw，利用小时数为 2000 小时，最低成本预期对应的利用小时数在 3000 小时。由此测算，目前技术下，氢气储能的成本在 1.48 元 kwh 左右；如果度电成本降至 0.2 元/kwh，氢能储能的成本可以降至 0.88 元/Kwh。如果使用弃风、弃光的电量，并考虑 SOFC 发电过程中的余热回收，氢能储电的经济性和可行性还有望进一步强化。

按照国家能源局发布的数据，2021 年国内风电、光伏装机的规模分别为 3.28/3.07 亿千瓦，合计 6.35 亿千瓦，如果假设至 2045 年（即《蓝皮书》规划的新型电力系统巩固完善阶段的元年）风光装机的年均复合增速维持 8%，2045 年累计新增装机有望达到 34 亿千瓦，如果考虑 10%的储能配比，其中氢能储能占比 20%(考虑大型电站、长时储能的需求，氢储能占比应具有相当的优势)，我们预计需要配比的氢能储能规模约在 0.68 亿千瓦，对应的燃料电池需求量约为 112GW。

总体而言，我们认为《蓝皮书》为氢能在储能方面的远期应用前景进行了背书，有利于绿氢的快速发展以及燃料电池在电力系统领域的普及，为氢能市场的预期打开新的空间。

发布人：文涛

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