全球新動態：“氫-電”耦合時間表明確，技術仍有待突破

國家能源局 2023 年 1 月 6 日發布了《新型電力系統發展藍皮書（征求意見稿）》（以下簡稱《藍皮書》），在新能電力系統的規劃中，也結合了氫能儲能的特性規劃了氫能在電力中的發展時間路線圖。在新型電力系統形成時期（2030～2045 年），“氫能等長時儲能技術攻關取得突破”；在鞏固完善期（2045～2060 年），“綠氫在交通、化工領域實現大范圍推廣，電氫等二次能源融合利用，儲電/熱/氣/氫等多類型儲能協調運行、重點發展液氫、液氨等長時儲能”。從目前的技術體系看，氫能儲能效率上存在劣勢，但有長周期、大規模儲能方面的優勢，隨著遠期新能源發電占比的提升，氫能儲能的優勢就更為明顯。因此，規劃也遵循漸進的方式，在 2030～2045 年階段著重技術的突破，我們預計關鍵點是提升儲能過程中的能量轉換效率和降低成本，2045 年之后方可進入大規模推廣應用階段。

一、對氫能和電力的耦合，大致分為兩個方向“電到氫”和“氫到電”。

前者對應的就是綠氫的制?。ㄐ履茉窗l電——電解水制氫），后者主要對應的是氫能在儲能和分布式能源中的應用。我們認為，在 2030 年之前，“電到氫”基本就可以實現經濟性和規?；膽茫彩钦f綠氫的成本可以與目前主流的化石能源制氫實現平價。但是“氫到電”的過程，則需要更多的探索，主要是目前氫氣發電效率較低，如果跟氫能儲能結合，與現有的化學儲能、抽水蓄能等儲能方式相比，成本會非常高，因此《藍皮書》在氫能儲能的推廣規劃上也較為謹慎，預計 2030～2045 年實現技術突破，2045～2060 年才能進一步發揮氫—電轉換的靈活性優勢，實現規?；茝V。

我們對“電到氫”，即綠氫的發展速度相對樂觀?，F行技術條件下，雖然電解水制氫成本較高，但隨著技術的進步以及自動化生產，設備成本會逐漸下降；提升設備使用時長從而提升氫氣產量的方式也可以攤薄設備的折舊成本和其他固定費用。此外，占比電解水成本較高的電價也會隨著光伏、風電等可再生能源的發展持續下降。

(相關資料圖)

2021 年，在“雙碳”目標提出之后，國內電解水制氫項目規劃和推進逐步加快。目前國內的電解水制氫路線以堿性電解槽為主，主要是堿性電解槽技術路線成熟，成本具有顯著優勢。PEM 電解槽由于成本高，商業推廣依然需要時間，而且從目前的國內商業模式下，PEM 槽技術優勢也受到一定抑制。

由于新能源發電的波動性以及電解槽響應時間的缺陷，且電網目前很難為化工園區的制氫項目接入專線，所以目前國內堿性電解槽較為理想的應用模式還是直接利用網電作為電解槽用電來源，同時利用配套新能源電站的電量對沖網電成本，類似模擬結算的方式確認用電成本。這樣一方面可以保證電解槽運行的持續性，另一方面通過自身低成本的新能源發電來降低電解綜合用電成本，有助于降低綠氫的制取成本。

在這種模式下，我們測算目前堿性槽平均的電解電價約 0.35 元/kwh，對應制氫成本在 24.07 元/kg。如果制氫項目配套的新能源電站發電小時數較高，比如風光互補的新能源電站，向電網貢獻的電量更多，電解綜合用電成本也會更低，預計較低的電價成本可以達到 0.25 元/kwh，對應的成本大約可降到 20 元/kg 以內，大約對應 17.07 元/kg，基本與化石能源制氫中的高成本路線持平，但目前僅有少部分企業可以達到這一水平。我們判斷至2030 年，行業平均的用電成本可以降至 0.25 元/kwh，實現與化石能源制氫成本的平價。

二、“氫到電”這一環節，則需要提升能源轉化效率，降低成本。

氫能儲存再釋放能量的過程可以用多種形式：燃料電池發電、氫燃氣機組發電或者氫氣直接燃燒釋放能量。但各種轉化方式對應的效率不同，也造成了儲能經濟性的差別。我們認為，未來在大型新能源電站等大規模的儲能場景下，通過固體氧化物燃料電池（SOFC）發電或是儲能轉化的理想途徑。SOFC 與其他技術相比具有四大優勢：

?原材料成本低：SOFC 電池材料無需使用鉑、銥等貴金屬催化劑，對氫氣的純度要求也不高，綜合原材料成本相較于質子交換膜電池低；

?發電效率高，SOFC 的能量轉換效率高，目前國內研發的電池產品，效率可達到60%以上，高于質子交換膜；

?余熱可利用，SOFC 發電產生大量余熱，可用于熱電聯供，整體效率可達到 80%以上；

?安全可靠，SOFC 使用全固態組件，不存在漏液、腐蝕等問題，因此電池的工作表現更加穩定可靠。

目前 SOFC 還處于商業化初期，國外領先廠商主要包括美國的 Bloom Energy 公司、日本三菱日立電力系統公司、日本京瓷、德國博世等。國內廠商中，最早開始研發生產 SOFC的是潮州三環（集團）股份有限公司，其領先產品 2022 年 6 月已通過第三方認證機構 SGS檢驗，交流發電效率達到 64.1%，熱電聯供效率達到 91.2%，主要技術指標已達到國際先進水平。

如果按照上述 SOFC 的發電效率，以“電—氫—電”的轉化過程計算，整個流程的效率約為 45%。假設新能源發電成本為 0.35 元/kwh，經過電解水制氫，度電的成本變為 0.78元/kwh(考慮電解水制氫 70%的轉化效率及 SOFC64%的發電效率)，電解過程中的制造費用及折舊成本度電大約承擔 0.07 元/Kwh，度電分攤的壓縮儲存成本約為 0.006 元/Kwh，氫氣儲存成本對應為度電 0.05 元/Kwh；此外假設發電用燃料電池功率為 250kw，利用小時數為 2000 小時，最低成本預期對應的利用小時數在 3000 小時。由此測算，目前技術下，氫氣儲能的成本在 1.48 元 kwh 左右；如果度電成本降至 0.2 元/kwh，氫能儲能的成本可以降至 0.88 元/Kwh。如果使用棄風、棄光的電量，并考慮 SOFC 發電過程中的余熱回收，氫能儲電的經濟性和可行性還有望進一步強化。

按照國家能源局發布的數據，2021 年國內風電、光伏裝機的規模分別為 3.28/3.07 億千瓦，合計 6.35 億千瓦，如果假設至 2045 年（即《藍皮書》規劃的新型電力系統鞏固完善階段的元年）風光裝機的年均復合增速維持 8%，2045 年累計新增裝機有望達到 34 億千瓦，如果考慮 10%的儲能配比，其中氫能儲能占比 20%(考慮大型電站、長時儲能的需求，氫儲能占比應具有相當的優勢)，我們預計需要配比的氫能儲能規模約在 0.68 億千瓦，對應的燃料電池需求量約為 112GW。

總體而言，我們認為《藍皮書》為氫能在儲能方面的遠期應用前景進行了背書，有利于綠氫的快速發展以及燃料電池在電力系統領域的普及，為氫能市場的預期打開新的空間。

發布人：文濤

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