三、氫儲能對應電解槽市場千億規(guī)模，堿性率先起量、PEM 后起更適配風光

　　3.1 長時儲能需求帶動電解槽放量，風光配儲下千億市場空間

　　2030 年儲能領域氫氣需求預計約 230 萬噸，對應電解槽裝機約 57GW，千億市場規(guī)模。 氫儲能可分為日度和季度儲能。

　　季度調峰氫氣需求量測算：可再生能源發(fā)電呈現上半年多于下半年的趨勢，因此 需要采用跨季度儲能手段進行調控，氫能是適合長周期儲能的重要方式，并且依 據氫能中長期規(guī)劃中對可再生能源制氫的規(guī)劃，預計氫能滲透率將逐年上升，根 據我們的測算，2030 年季度調峰氫氣需求量為 162 萬噸，年復合增長率 70%。

　　測算邏輯與假設：根據上文對 2023-2030 年發(fā)電結構和總社會用電量的預測，得 出所需儲存的電量，結合氫儲能滲透率從 2021 年的 0.04%上升至 2030 年的 10%、 設備 1200h-1800h 的年工作時長以及 4.5-5.5kWh/L 的制氫電耗測算。2025 年為 氫能中長期規(guī)劃的第一個結算點，在前期基礎設施、設備技術以及成本已初步具 備商業(yè)化可行性時，2025 年將迎來爆發(fā)。

　　日度調峰氫氣需求量測算：光伏具有明顯的晝夜分布不均現象，在未來可再生能源發(fā)電占主導的背景下，為實現 24h 供電全部使用光伏，必須采用儲能手段。日內光照富 余時段的發(fā)電量通過電解制氫進行儲存，夜間將氫氣通過燃料電池轉化為電能，最終 實現 24h 不間斷穩(wěn)定供電。根據我們的測算，2030 年日度調峰氫氣需求量為 66 萬噸， 年復合增長率為 67%。

　　測算邏輯與假設：假設全國光伏平均利用小時 1200 小時、光伏發(fā)電效率 14%、 電解槽工作 10 小時/天、一年工作 365 天、耗電量為 5 度電制取 1 標方氫氣，理 論上日度調峰儲能不適合使用氫能，因為存在電-氫-電轉化效率低(40%)的問 題，但氫儲能具有大規(guī)模使用后的成本優(yōu)勢，在可再生能源裝機量高增疊加電解 槽成本逐步具備商業(yè)化可行性的背景下，2025 年后氫儲能滲透率將呈現較快速 攀升態(tài)勢。

　　綜上，2030 年電解槽市場將達到 1000 億市場規(guī)模。測算邏輯與假設：分堿性和 PEM 電解槽測算，假設電解槽產氫量為 200 標方/MW， 一天工作 4.5-6 小時，一年工作 365 天，由于 2021-2025 年主要以示范項目為主， 購置成本成為了電解槽選擇考慮的首先要素，當前堿性電解槽的購置成本遠低于 PEM 電解槽，堿性電解槽以更成熟的技術和更低的初裝設備成本，占據了更大的 市場份額。隨著行業(yè)發(fā)展逐步進入商業(yè)化階段，全生命周期成本將成為重點，同時疊加 PEM 設備成本的快速下降，預計 2021-2025 年 PEM 電解槽市場占比將從 1%增長至 10%，2025 年-2030 年從 10%增長至 40%。通過分別測算堿性和 PEM 電 解槽的市場空間，預計 2030 年電解槽累計市場規(guī)模超千億元。

　　3.2 堿性電解槽率先起量，長期看 PEM 電解槽有望開啟替代進程

　　堿性電解槽當前技術更成熟、價格更低，PEM 效率更高、動態(tài)響應更快，SOEC 是未來 技術發(fā)展方向。當前電解水制氫技術有三種，堿性電解槽(ALK)、純水電解槽(PEM) 和固體氧化物電解槽(SOEC)，其中堿性電解槽技術更成熟，且價格更低，當前大規(guī) 模應用更具備經濟性，但啟停時間相對 PEM 較長，且能耗更高、體積更大;PEM 效率 更高、動態(tài)響應能力更強、更適合于與風光耦合、體積更小，但當前成本偏高，未來 隨著技術進步與規(guī)模效應，成本將逐步下降;SOEC 效率高，最高可達 90%，目前尚處 實驗室階段。

　　短期內堿性設備以更低廉的價格，更適用西部大規(guī)模電站，長期看 PEM 設備有望在與 堿性制氫成本平價時開啟替代進程。

　　(1)從應用場景來看，短期和長期邏輯有所區(qū)別：

　　短期：堿性適用于西部大規(guī)模制氫，PEM 適用于東部站內電解水制氫。由于堿性 電解槽的大占地面積和高制氫規(guī)模，其更適合在土地資源相對充足的西部大規(guī)模 建設，西部豐富的風光資源以及低廉的電價可支撐大規(guī)模制氫的需求;PEM 電解 槽的小體積使其更適用于東部的站內制氫，作為加氫站的重要氫源補充，當前政 策也鼓勵站內電解水制氫，廣東地區(qū)給予其蓄冷優(yōu)惠電價。

　　長期：西部大規(guī)模制氫可使用堿性和 PEM 電解槽的結合方案，且在 PEM 制氫成本 與堿性持平的情況下可開啟對堿性電解槽的替代進程。長期來看，隨著技術的不 斷迭代升級，PEM 電解槽內的銥等貴金屬催化劑用量預計將大幅下降，帶來 PEM 電解槽成本的快速下行。PEM 電解水設備更適用于風光氫儲一體化，當 PEM 與堿 性的 TCO 趨向持平時，西部大規(guī)模制氫可使用堿性和 PEM 電解槽的結合方案，且 在 PEM 成本與堿性持平的情況下，預計 PEM 將開啟對堿性電解槽的替代進程。

　　以運行 15 年進行測算，預計當電價相同時，PEM 的設備成本為堿性設備成本的 3-4 倍時，PEM 的單位制氫成本與堿性的單位制氫成本持平。

　　測算邏輯與假設：以 1MW 級的堿性電解槽與 1MW 級的 PEM 電解槽為例進行成本平 衡點的測算，堿性電解槽效率為 PEM 電解槽的 90%，功率范圍窄造成的效率損失 約為 10%，兩種電解槽均運行 15 年產氫約 900 萬方。隨著 PEM 電解槽成本持續(xù) 的下降，在電價相同的情況下，預計PEM的設備成本為堿性設備成本的3-4倍時， PEM 的單位制氫成本與堿性的單位制氫成本持平。

　　堿性和 PEM 電解槽的結合方案，80%堿性+20%PEM，電解槽的制氫成本為 2.12 元/m3， 為搭配最佳選擇。對 1MW 級的電解槽進行成本測算，電解槽單價采用 2021 年的數據， 電費為 0.3 元/kWh，電解槽壽命為 15 年產氫約 900 萬方，分為設備成本和運營成本 測算，其中堿性電解槽由于波動性匹配區(qū)間較窄，將會損耗 15%的的效率。三種方案 測算制氫的 TCO 成本如下：

　　方案一：100%堿性，電解槽的制氫成本為 2.22 元/m3。全采用堿性電解槽雖然可 以減低設備的購置成本，但因為堿性電解槽效率低，再加上最低啟動功率限制造 成效率 10%的損失，運營成本會有所上升。

　　方案二：80%堿性+20%PEM，電解槽的制氫成本為 2.12 元/m3。此種電解槽配置方 案 TCO 成本最低，因為在可再生能源發(fā)電功率不及堿性最低啟動功率時可以采用 小功率 PEM 電解槽制氫，避免了電量損失。此外 80%的堿性電解槽配比也保證了 較低的購置成本，因此 TCO 為三種方案最低

　　方案三：100%PEM，電解槽的制氫成本為 2.33 元/m3。此種電解槽配置方案 TCO 成本最高，因為目前 PEM 電解槽的購置成本最高，預計到 2030 年此種方案有望 成為成本最優(yōu)方案。

　　(2)從發(fā)展階段來看，示范階段更注重初裝成本，商業(yè)化運營需考慮全生命周期成 本。當前電解水項目大多處于示范階段，堿性電解槽技術更成熟、設備價格也相對更 低，示范階段更傾向于堿性電解槽的應用。未來進入商業(yè)化運營時，全生命周期成本 成為首要考慮因素，即需加入運營成本進行考量，堿性電解槽運營成本占其全生命周 期成本的 75%-80%，PEM 則是占 30-40%，在 PEM 電解槽設備逐年降本以及其更適合與 風光耦合的情況下，PEM 電解槽的應用將呈現逐年上升趨勢。

　　堿性電解槽購置成本較低。堿水電解技術成熟度較高，同時沒有貴金屬作為設備 生產原料，因此單價相對較低。但由于需要保證電解槽兩側氫氧平衡，堿性電解 槽需在額定功率的 20%以上才可以工作，且效率不如 PEM，因此在相同條件下， 制氫量不及 PEM。

　　PEM 成本較高，國內尚未實現大功率規(guī)模化應用。目前國內可再生能源制氫示范 應用項目及主流企業(yè)核心產品基本以堿性電解槽為主，尚未形成大功率規(guī)?；瘧?用，技術成熟度落后于 NEL、ITM、西門子等海外企業(yè)，同時受制于生產原料中 的貴金屬，PEM 成本相較堿性較高。但由于 PEM 效率更高且動態(tài)響應更快，更適 合與光伏、風能設備串聯使用，運營階段成本相對較低。