【绿色产业智库】2023年氢储能行业研究报告-面向新型电力系统的氢储能_22页_11mb

2023年氢储能行业研究报告总结

核心内容概述

氢储能作为一种新型储能技术，正逐步成为构建新型电力系统的重要组成部分。它通过将多余的电能转化为氢气进行储存，并在电力供应不足时再将氢能转化为电能，从而实现电力供需的平衡。氢储能具有大规模、长时储能的优势，但其成本较高、转化效率较低，目前仍处于示范应用阶段。

主要观点

1. 氢储能行业概况

• 产业链构成
  氢能产业链涵盖上游制备、中游储存运输、下游应用。氢储能是氢能的一种应用场景，亦可视为新型储能技术之一。

• 应用场景
  氢储能主要用于电源侧、电网侧和负荷侧，能够有效解决可再生能源发电波动问题，协调电力系统调度，实现电力供需平衡。

• 行业特征

  • 适合大规模、长时储能，储能容量可达太瓦级，放电时长可达1年以上；
  • 具备跨长距离储能能力；
  • 能源转化形式多样，可用于发电、供热、交通等领域；
  • 虽有助于新能源消纳，但其系统效率低于抽水蓄能和电化学储能，且成本较高。

关键信息

2. 行业发展现状

（一）政策支持

• 国家层面多次出台政策，推动氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等场景的应用。
• 《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》等文件明确提出要开展氢储能在可再生能源领域的示范应用。

（二）技术发展

• 地质储氢技术
  地质储氢技术仍处于试验阶段，主要形式包括盐穴、地下含水层、枯竭油气藏等，其中盐穴储氢成本最低。

  • 盐穴储氢成本约为220-239元/千克，低于地下管道和内衬岩洞；
  • 混合储氢技术已实现工业应用。

• 电制燃料（PtX）技术
  PtX技术是将电能转化为氢气、甲烷、甲醇等燃料的手段，主要应用于“电-氢-电”和“电-氢-气”等场景。

  • P2P（电转氢再发电）和PtG（电转气）技术尚不成熟，实际应用规模较小；
  • 西门子、GE等国际企业已在高比例掺氢燃机技术上取得突破。

（三）经济性分析

• 氢储能系统的年化成本低于锂电池储能系统，弃电率也明显低于后者，显示出一定的经济优势。
• 但氢储能转化效率较低，且系统成本较高，目前仍面临其他储能技术的激烈竞争。

（四）社会因素

• 氢储能市场参与者以民企为主，企业数量较多但市场集中度低，尚未形成清晰的竞争格局。
• 客户（如电网、工业用户）议价能力较强，对氢储能企业形成一定压力。

市场竞争态势

3. 市场参与主体

• 企业数量
  截至2023年5月，A股范围内氢储能相关企业达33家，其中183家为“氢能源”板块，224家为“储能”板块，交叉企业数量为33家。

• 主营业务分布
  33家上市公司中，27家为制造业企业，主要集中在电气机械及器材制造、通用设备制造、化学原料制造等领域。

• 财务表现

  • 营收方面，5家企业营收突破百亿；
  • 净利润方面，阳光电源排名靠前；
  • 资产负债率分布显示，企业融资能力参差不齐。

发展趋势展望

4. 市场需求与机会

• 电源侧
  氢储能可有效解决弃风弃光问题，具备较大的发展潜力。预计2030年风光发电侧储能需求可达123GW/246GWh。

• 电网侧
  电网侧大规模储能建设短期内受限，主要因为成本疏导机制尚不完善，且新型储能参与电力市场的机制尚未成熟。

• 负荷侧
  用户侧氢储能发展受限于成本和效率，仅靠峰谷电价差难以驱动投资。

5. 市场机会与空间

• 预计2025年我国电力辅助服务市场规模可达1710亿元，2030年将增长至1980亿元。
• 氢储能可参与容量市场，获得额外经济收益，但目前尚未实施。

6. 潜在风险

• 政策体系不完善
  电氢耦合政策和标准体系尚未健全，缺乏顶层设计支持。

• 技术瓶颈
  地质储氢技术发展缓慢，项目建设周期长，受限于地质条件。

• 市场竞争激烈
  储能市场已形成较高集中度，氢储能面临其他储能技术路线的威胁。

• 下游应用单一
  目前氢能主要用于工业领域，下游应用场景有限，限制了制氢规模的扩张。

总结

氢储能作为新型储能技术，具有大规模、长时储能的优势，是解决可再生能源消纳问题、构建新型电力系统的重要技术路径。然而，其高成本、低效率、技术不成熟等问题仍制约其规模化发展。未来，随着政策支持、技术突破和市场机制完善，氢储能有望在电源侧发挥更大作用，但需克服行业集中度低、应用市场有限等挑战，才能实现可持续发展。