如何看待氢能储能经济性？

氢能储能经济性尚未显现，但大规模、长周期场景下具备可行性。

氢能是一种理想的能量储存介质，主要的优势在于可以为多种能源之间的能量与物质 转换提供解决方案。通过 PTG（Power to Gas）技术，可在一定程度上解决可再生能源消 纳及并网稳定性问题。在风力条件好或者光照时间长的季节，如夏季，将多余的电量电解 水制氢，在电力供应不足的季节，则使用储存的氢通过燃料电池发电，提供电能。此外， 氢气也可直接作为燃料，混入天然气中进行混烧或在纯氢燃气轮机中直燃。

作为储能的中间载体，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，公司于 2004 年开始开发生产 SOFC 隔膜，2012 年开始批量生产 SOFC 单电池，2017 年推出 SOFC 电堆产品，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。

我们预计 2023 年在政策的推动下，绿氢项目将从示范项目逐步向商用拓展。在“双 碳”目标的减碳场景下，绿氢有丰富的应用场景。一方面可以与新能源电站配合，发挥氢 能储能的作用。另一方面，在工业领域，氢能也可以作为减碳的工具。工信部发布的《“十 四五”工业绿色发展规划》明确提到了推进“绿氢开发利用”等新型污染物治理技术装备 基础研究，以及在炼化工业中推广“绿氢炼化等绿色低碳技术”。我们预计随着绿氢成本 的不断降低和供给的不断增加，2023 年绿氢需求将有显著扩张，主要增量来自于化工企 业和工业领域大型国企减碳的示范项目。绿氢项目的增加有望直接带动对电解槽的采购需 求，我们预测 2023 年电解槽需求量有望达到 3GW 的规模，对应市场空间在 50～60 亿元， 有望成为除 FCEV 之外的氢能第二大子行业。