2021-储能系列报告之三：氢储能潜力巨大，产业化尚需时日-solarbe文库

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请务必阅读正文后的声明及说明 [Table_Info1] 电气设备 [Table_Date] 发布时间 2021-07-27 [Table_Invest] 优于大势上次评级优于大势 [Table_PicQuote] 历史收益率曲线 [Table_Trend] 涨跌幅（） 1M 3M 12M 绝对收益 14 38 94 相对收益 20 41 85 [Table_Market] 行业数据成分股数量（只） 246 总市值（亿） 33388 流通市值（亿） 27590 市盈率（倍） 233.27 市净率（倍） 5.80 成分股总营收（亿） 1248 成分股总净利润（亿） 118 成分股资产负债率（） 185.28 [Table_Report] 相关报告储能系列报告之一各环节需求共振，全球储能爆发时点已至 --20210324 储能系列报告之二户用光储渗透加速，蓝海市场群雄逐鹿 --20210624 [Table_Author] 证券分析师笪佳敏执业证书编号 S0550516050002 18501646005 djmnesc.cn 研究助理张正阳执业证书编号 S0550120120009 18317151562 zhangzy7372nesc.cn [Table_Title] 证券研究报告 / 行业深度报告氢储能潜力巨大，产业化尚需时日储能系列报告之三报告摘要 [Table_Summary] 氢能有望成为未来能源体系的重要组成部分。氢能是一种高效清洁的能源形式，在碳中和的背景下全球主要经济体陆续将氢能发展上升至战略高度，预计未来氢气的能源属性将逐渐显现。目前化石能源制氢仍是主要的氢气来源，我们认为可再生能源电解水制备的“绿氢” 是长期的发展方向，与此同时氢气的下游应用也将逐渐由当前的传统工业领域拓展至电力、交通、建筑等各类场景。氢能可作为一种长时间、跨区域的储能方式，潜在发展空间巨大。随着可再生能源逐渐成为电力装机主体，未来储能的应用场景将更为丰富，储能的形式也将更加多样化。我们认为氢储能与电化学储能的互补性强于竞争性，其中电化学储能主要针对日内、高频的波动，氢储能则主要用于季节性或跨地区的能量转移。长期来看，氢储能有望与抽水蓄能、电化学储能一道，共同成为未来电力系统的重要组成部分。当前氢储能各环节产业化程度较低，规模化发展尚需时日。在制氢环节，目前电解水制氢的成本明显高于传统化石能源制氢，未来电费成本与设备投资均有较大的下降空间。在储运环节，现阶段氢气的储运体系尚不成熟，输氢管网、加氢站等基础设施仍需大量投入。在应用环节， “绿氢” 或将在部分传统工业领域率先得到推广，氢燃料电池则仍处于起步阶段。短期来看，我们认为氢储能的发展速度将慢于电化学储能，后续的产业化进程有赖于各环节技术的进步、基础设施的完善以及成本的降低。光伏制氢前景可期，头部公司前瞻布局。目前，氢能产业链的参与者包括工业气体公司、石化 /煤化企业、整车厂商、专业氢能设备厂商等。整体上看海外企业在氢能领域起步较早，国内企业近年来亦开始加速布局，双方在技术、市场等方面的合作正日益深入。我们认为光伏与氢能的结合具有广阔的发展前景，光伏制氢有望在各类场景中得到更为广泛的应用，部分光伏企业在氢能领域已有不少积极的尝试。投资建议氢储能长期前景巨大，产业化进程持续推进，建议关注在氢能领域布局较早的头部光伏企业阳光电源、隆基股份。风险提示政策支持力度不及预期，设备成本降低幅度不及预期等 [Table_CompanyFinance] 重点公司主要财务数据重点公司现价 EPS PE 评级 2020A 2021E 2022E 2020A 2021E 2022E 阳光电源 142.10 1.34 2.03 2.86 106 70 50 买入隆基股份 88.45 2.21 2.98 3.33 40 30 27 买入 0 20 40 60 80 100 120 2020/7 2020/10 2021/1 2021/4 电气设备沪深 300 请务必阅读正文后的声明及说明 2 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度目录 1. 氢能有望成为未来能源体系的重要组成部分 5 1.1. 碳中和背景下氢气的能源属性有望逐渐显现 . 5 1.2. 可再生能源制氢是长期方向 . 6 2. 氢储能长期潜力巨大 9 2.1. 氢能将在未来的电力体系中占据重要位置 . 9 2.2. 氢储能成本有较大下降空间 . 12 3. 氢能产业化尚需时日 18 3.1. 当前氢气的储运仍面临较大挑战 . 18 3.2. 氢能的下游应用空间尚未充分打开 . 21 4. 氢能产业链有望步入长期发展轨道 26 4.1. 各类企业加速布局氢能产业链 . 26 4.2. 海外企业在氢能领域起步较早 . 27 4.3. 光伏制氢前景可期，头部公司前瞻布局 . 29 5. 风险提示 30 请务必阅读正文后的声明及说明 3 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度图表目录图 1常见燃料热值对比（ MJ/kg） 5 图 2全球氢气需求情况（百万吨） . 5 图 3 2050 年氢气终端需求预测（百万吨） 5 图 4不同制氢方式碳排放对比（ kg CO2/kg H2） 7 图 5 全球氢气来源情况 . 7 图 6 2019 年中国氢气来源情况 7 图 7不同制氢方式成本对比（ /kg） 8 图 8全球风电、太阳能发电量（ TWh）及占比 . 9 图 9 2020-2050 全球发电量结构预测（ TWh） 9 图 10加州风力、太阳能月度发电量变化（ TWh） . 9 图 11 2020 年 8 月 14-16 日光伏发电功率变化（ MW） 9 图 12全球光照资源分布情况 . 10 图 13全球风力资源分布情况 . 10 图 14 2020 年底全球已投运储能项目类型分布 10 图 15全球电化学储能累计装机规模（ GW） 10 图 16不同储能形式储能时长与储能容量对比 11 图 17全球发电装机结构预测（ GW） 12 图 18光伏、风电度电成本变化情况（ /kWh. 12 图 19 2019-21 各地光伏最低中标电价（美分 /kWh） 12 图 20加州电力批发市场季度平均电价变化（ /MWh） 13 图 21加州弃风弃光电量情况 . 13 图 22加州月度弃风弃光电量与负电价时段占比 . 13 图 23不同电解水制氢技术反应原理 . 14 图 24电解水制氢系统及成本构成（以 1MW 系统进行测算） 15 图 25碱性水电解槽成本构成情况 . 16 图 26 PEM 电解槽成本构成情况 . 16 图 27不同规模碱性水电解槽成本（ /kW及构成 . 16 图 28全球电解水制氢装机规模预测（ GW） 16 图 29全球可再生能源电解水制氢平均成本下降路径（ /kg） 17 图 30不同运输方式终端用氢成本对比（ /kg） 19 图 31不同终端场景用氢成本构成 . 19 图 32 2016 年全球输氢管道分布情况（ km） . 20 图 33美国输氢管道集中在炼化集中的墨西哥湾 . 20 图 34 2030 年不同形式液态氢气储运成本展望（ /kg） . 20 图 35全球在运加氢站数量增长情况 . 21 图 36 2020 年底各地区加氢站数量分布 21 图 37美国加氢站规模与单位建设成本变化情况 . 21 图 38加氢站成本构成情况 . 21 图 39主要钢铁生产技术路线的二氧化碳排放强度对比 . 22 图 40宝丰能源 “电解水制取绿氢绿氧直供煤化工 ”项目示意图 . 22 图 41全球各领域燃料电池出货量（ MW） 23 图 42全球各地区燃料电池出货量（ MW） 23 图 43全球氢燃料电池汽车保有量情况 . 23 请务必阅读正文后的声明及说明 4 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度图 44 2020 年各地区氢燃料电池汽车保有量占比 23 图 45中国燃料电池汽车产销量变化情况 . 24 图 46燃料电池汽车城市群主要示范目标 . 24 图 47氢燃料电池客车 TCO 成本变化趋势预测 . 25 图 48氢燃料电池物流车 TCO 成本变化趋势预测 . 25 图 49 “绿氢 ”产业链图景 . 26 图 50氢能产业链各环节主要参与者 . 26 图 51法液空的氢能全产业链布局 . 27 图 52挪威电解水制氢设备厂商 Nel 各类产品布局情况（截至 2020 年） 27 图 53 2020 年底全球燃料电池汽车品牌份额 28 图 54氢燃料电池重卡领域的主要市场参与者 . 28 图 55国内集中 /分布式光伏装机情况（ GW） . 29 图 56加氢站可利用光伏实现就地制氢 . 29 图 57隆基氢能最新股权结构 . 30 图 58阳光电源 SEP50 PEM 制氢电解槽 30 表 1全球主要经济体氢能规划 . 6 表 2不同电价与设备初始投资假设下电解水制氢成本测算（ /kg） 8 表 3氢储能与电化学储能对比 11 表 4不同电解水制氢技术对比 . 14 表 5碱性水电解槽与 PEM 电解槽当前性能与长期目标 . 15 表 6不同燃料气体性质对比 . 18 表 7不同氢气储运方式对比 . 18 表 8不同类型储氢瓶性能对比 . 19 表 9宝丰能源光伏制氢成本测算 . 23 表 10燃料电池汽车、纯电动汽车与燃油车对比 . 25 表 11部分海内外厂商在氢能领域的合作 28 表 12部分光伏企业在氢能领域的布局 . 29 请务必阅读正文后的声明及说明 5 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度 1. 氢能有望成为未来能源体系的重要组成部分 1.1. 碳中和背景下氢气的能源属性有望逐渐显现氢能是一种高效、清洁的能源形式。作为世界上密度最小的气体，氢气的热值约为 140MJ/kg，高达煤炭、汽油等传统燃料的 2 倍以上。同时，氢气直接燃烧或通过燃料电池发电的产物为水，能够实现真正的零碳排放，对环境不造成任何污染。此外，氢是宇宙中含量最多的元素，大约占据宇宙质量的 75，地球上丰富的水资源中蕴含着大量可供开发的氢能。图 1 常见燃料热值对比（ MJ/kg）数据来源中国氢能联盟，东北证券全球碳中和的背景下，氢气的能源属性有望逐渐显现。根据 IEA 的统计， 1975 年至 2019 年，全球氢气需求由不到 2000 万吨增长至超过 7000 万吨，但其中大部分均用于工业领域，例如作为化工原料或工业气体应用于合成氨、石油炼化等行业。随着近年来全球主要经济体陆续提出长期碳中和目标，我们预计氢气的能源属性将逐渐显现，应用领域将逐步拓展至电力、交通、建筑等场景。图 2 全球氢气需求情况（百万吨）图 3 2050 年氢气终端需求预测（百万吨）数据来源 IEA，东北证券数据来源 IEA，东北证券 0 20 40 60 80 100 120 140 160 氢气天然气石油标准煤 0 10 20 30 40 50 60 70 80 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2019 炼化合成氨其他炼化 , 16.9 电力 , 55.0 交通 , 66.5 建筑 , 26.6 工业 , 62.9 复合燃料 , 40.8 合成氨 , 18.3 请务必阅读正文后的声明及说明 6 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度近年来全球主要经济体陆续提出氢能发展规划与目标，将氢能的发展上升至战略高度。例如美国能源部 2020 年底发布氢能发展计划，从技术、开发、应用等多个角度对氢能产业进行了战略规划，预计到 2050 年氢能在美国能源消费总量中的占比可达到 14。欧盟则于 2020 年 8 月提出氢能发展战略，重点发展可再生能源制氢，计划在 2024/2030 年前部署 6/40GW 以上的可再生能源电解水制氢设备，分别实现可再生能源制氢量 100/1000 万吨。我国的国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要中也将氢能和储能列入前瞻谋划的未来产业，未来将重点进行发展布局。表 1全球主要经济体氢能规划经济体提出时间相关文件主要内容中国 2021/3 国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要在类脑智能、量子信息、基因技术、未来网络、深海空天开发、氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。美国 2020/12 Hydrogen Program Plan 进行氢能全产业链技术研发，加大示范和部署力度，实现氢能产业规模化。欧盟 2020/8 A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe 2024 年前安装不少于 6GW 的可再生能源电解水制氢设备，可再生能源制氢产量达到 100 万吨， 2024-2030 年安装至少 40GW 的可再生能源电解水制氢设备， 2050 年所有脱碳难度系数高的工业领域使用氢气。日本 2019/3 氢能与燃料电池战略路线图 2030 年前构建商业化的氢能产业链，氢气成本降低至 30 日元 /标方； 2025 年前氢燃料电池汽车超过 20 万辆， 2030 年前超过 80 万辆。韩国 2019/1 氢能发展路线图 2040 2040 年氢燃料电池汽车累计产量增至 620 万辆，加氢站数量增至 1200 个，燃料电池产量扩大至 15GW。数据来源新华社，美国能源部，欧盟委员会，日本经济产业省，韩国政府，东北证券 1.2. 可再生能源制氢是长期方向 1.2.1. 目前化石能源仍是氢气的主要来源地球上的氢元素大多以化合态的形式存在，因此需要通过化学及物理过程获得单质形态的氢气。目前成熟的制氢手段主要包括化石能源重整制氢、工业副产制氢以及电解水制氢三种。其中，化石能源制氢通过裂解煤炭或者天然气获得氢气，工业副产制氢则是对焦炭、纯碱等行业的副产物进行提纯获取氢气，本质上两者的氢气来源仍为传统的化石燃料。虽然通过碳捕捉与封存技术（ CCS）可有效降低化石能源制氢过程中产生的碳排放，但长期来看只有可再生能源电解水制备的“绿氢”才能实现真正的零碳排放。请务必阅读正文后的声明及说明 7 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度图 4不同制氢方式碳排放对比（ kg CO2/kg H2）数据来源中国氢能联盟，东北证券目前可再生能源制氢占比较小，化石能源制氢仍是主要的氢气来源。根据 IRENA 的测算，全球仅有 4的氢气来自电解水制氢，其余均来自煤炭、天然气以及石油炼化领域。而在 “富煤、贫油、少气” 的能源结构下，目前国内煤制氢的占比超过 60，电解水制氢的比例则不到 2。因此，我们认为可再生能源制氢仍然任重道远，未来的发展空间巨大。图 5 全球氢气来源情况图 6 2019 年中国氢气来源情况数据来源 IRENA，东北证券数据来源中国氢能联盟，东北证券 1.2.2. 成本是制约可再生能源制氢大规模发展的主要因素目前可再生能源制氢的成本仍然较高。全球范围内，化石能源制氢的成本基本低于 2 美元 /kg（具体取决于各地天然气与煤炭的价格），而电解水制氢的成本则通常高达 4-5 美元 /kg。因此，从经济性的角度出发，可再生能源制氢大规模发展的条件尚不具备。 0 5 10 15 20 25 30 35 40 煤气化制氢煤气化 CC S 天然气重整制氢天然气重整 CC S 可再生能源电解水制氢天然气制氢 , 48 石油炼化制氢 , 30 煤制氢 , 18 电解水制氢 , 4 煤制氢 , 63.5 天然气制氢 , 13.8 工业副产制氢 , 21.2 电解水制氢 , 1.5 请务必阅读正文后的声明及说明 8 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度图 7不同制氢方式成本对比（ /kg）数据来源 IEA，东北证券电费与设备投资是可再生能源电解水制氢主要的成本构成。理论上，电解水产生 1kg 氢气所需的耗电量约为 30kWh，当前电解水制氢的能量转换效率一般为 60上下，因此实际的耗电量大致为 50kWh/kg 左右。此外，目前电解水制氢系统的平均成本通常高于 500 美元 /kW，若假设系统寿命为 50000 小时，则运行周期内每千克氢气对应的设备折旧成本为 0.5 美元 /kg。基于上述假设，我们对不同电价与设备投资成本下电解水制氢的成本进行了测算，结果表明即便不考虑其他费用（人工、运维、水费等），在大多数情况下电解水制氢的成本都超过 2 美元 /kg，明显高于化石能源制氢的成本。表 2不同电价与设备初始投资假设下电解水制氢成本测算（ /kg）电价（ /kWh）设备初始投资 /kW 0.00 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.10 200 0.2 0.7 1.2 1.7 2.2 2.7 3.2 3.7 4.2 4.7 5.2 300 0.3 0.8 1.3 1.8 2.3 2.8 3.3 3.8 4.3 4.8 5.3 400 0.4 0.9 1.4 1.9 2.4 2.9 3.4 3.9 4.4 4.9 5.4 500 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 600 0.6 1.1 1.6 2.1 2.6 3.1 3.6 4.1 4.6 5.1 5.6 700 0.7 1.2 1.7 2.2 2.7 3.2 3.7 4.2 4.7 5.2 5.7 800 0.8 1.3 1.8 2.3 2.8 3.3 3.8 4.3 4.8 5.3 5.8 900 0.9 1.4 1.9 2.4 2.9 3.4 3.9 4.4 4.9 5.4 5.9 1000 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 数据来源东北证券备注假设电解水制氢的耗电量为 50kWh/kg，系统寿命为 50000 小时综上，我们认为氢能有望成为未来能源体系的重要组成部分，具有巨大的发展潜力。但与此同时，目前氢气的生产与应用仍基本集中在传统的化石能源领域，其作为一种清洁、高效能源的优势尚未充分发挥。因此，未来氢能需要与可再生能源进行更深程度的融合，我们预计储能领域将成为氢能的重要应用场景之一。 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 天然气制氢（不含 CCS ）天然气制氢（含 CCS ）煤制氢（不含 CCS ）煤制氢（含 CCS ）可再生能源电解水制氢请务必阅读正文后的声明及说明 9 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度 2. 氢储能长期潜力巨大 2.1. 氢能将在未来的电力体系中占据重要位置 2.1.1. 未来的电力储能场景将更为丰富在可再生能源取代传统化石能源装机成为电力系统主体的过程中，储能的地位将更加独立。目前，全球范围内风电、光伏的发电量占比尚不到 10，传统火电装机仍占据主体地位，因此储能在电力系统中主要起到辅助的作用，用于解决短时间、小范围的供需不平衡。而根据 IEA 的测算模型，为实现 2050 年净零排放的目标，风电、光伏在发电量中的占比需接近 70。随着传统化石能源逐渐退出历史舞台，电力系统将进行彻底的重构，储能则将作为相对独立的主体发挥更为重要的作用。图 8 全球风电、太阳能发电量（ TWh）及占比图 9 2020-2050 全球发电量结构预测（ TWh）数据来源 BP，东北证券数据来源 IEA，东北证券我们预计未来储能的应用场景将更为丰富，首先体现在时间维度上。传统的化石燃料发电具有较好的稳定性，只要保证燃料供应与设备运行正常就基本可以按计划输出电量，而风力、太阳能等可再生能源在不同长短的时间维度上均具有天然的波动性。以美国加州为例，在季节维度上，光伏与风电在夏季的发电量可达冬季的 2-3 倍；在短期维度上，新能源装机的实时发电功率也容易受到天气等因素的影响出现较大变化。因此，在未来的电力系统中，新能源装机在不同时间维度上的发电波动都需要通过储能进行平滑。图 10加州风力、太阳能月度发电量变化（ TWh）图 11 2020年 8月 14-16日光伏发电功率变化（ MW）数据来源 CAISO，东北证券数据来源 CAISO，东北证券 0 1 2 3 4 5 6 7 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 太阳能发电风电太阳能发电占比风电占比 0 100 0 0 200 0 0 300 0 0 400 0 0 500 0 0 600 0 0 700 0 0 800 0 0 2020 2030 E 2040 E 2050 E 风电光伏水电核电化石能源及其他 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 2015 /1 2015 /5 2015 /9 2016 /1 2016 /5 2016 /9 201 7 /1 2017 /5 2017 /9 2018 /1 2018 /5 2018 /9 2019 /1 201 9 /5 2019 /9 2020 /1 2020 /5 2020 /9 风电太阳能发电 0 2000 4000 6000 8000 100 0 0 1200 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 22 23 8 月 14 日 8 月 15 日 8 月 16 日雷雨天气造成 2020 年 8 月 15 日太阳能发电输出功率下滑请务必阅读正文后的声明及说明 10 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度在时间维度以外，储能在未来电力系统中的作用还将体现在空间维度。石油、煤炭、天然气等传统化石能源具有高度发达的储运体系，可实现便捷的跨地区运输，而风力、太阳能则是典型的过程性能源，无法直接进行储存与运输。当新能源发电占比较低时，现有的输配电网络尚可支撑电能的跨地区转移，而随着新能源逐渐替代传统的化石能源装机，能量在空间上的不均衡性将愈发明显。因此，在未来的电力体系中，更多比例的可再生能源需要通过不同的储能形式实现空间上的转移。图 12 全球光照资源分布情况图 13 全球风力资源分布情况数据来源世界银行，东北证券数据来源 PNAS，东北证券 2.1.2. 氢能有望成为长时间、跨区域储能的长期方案长期来看，氢能有望成为一种重要的电力储能形式。从存量装机规模来看，目前抽水蓄能仍是主要的储能形式，近年来电化学储能也开始加速发展，氢储能则尚未实现规模化的应用。但如前所述，无论是在时间维度还是空间维度，未来储能在电力系统中的应用场景都将更为丰富，储能的形式也将更加多样化，我们仍然看好氢能作为一种储能形式的长期潜力。图 14 2020 年底全球已投运储能项目类型分布图 15 全球电化学储能累计装机规模（ GW）数据来源 CNESA，东北证券数据来源 CNESA，东北证券氢储能主要适用于长时间、跨区域的储能场景。首先在储能时长上，氢储能基本没有刚性的储存容量限制，可根据需要满足数天、数月乃至更长时间的储能需求，从而平滑可再生能源季节性的波动。此外，氢能在空间上的转移也更为灵活，氢气的运输不受输配电网络的限制，可实现能量跨区域、长距离、不定向的转移。最后，氢能的应用范围也更为广泛，可根据不同领域的需求转换为电能、热能、化学能等抽水蓄能 , 90.3 电化学储能 , 7.5 熔融盐储能 , 1.8 飞轮储能 , 0.2 压缩空气储能 , 0.2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 请务必阅读正文后的声明及说明 11 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度多种能量形式。图 16 不同储能形式储能时长与储能容量对比数据来源 Joi Scientific，东北证券氢储能与电化学储能的互补性强于竞争性。相较于以锂电池为代表的电化学储能，氢储能在能量密度、储能时长上具有较大优势，在能量转换效率、响应速度等方面则相对较差。因此，我们认为氢储能与电化学储能并不是非此即彼的竞争关系，而是互为补充，共同支撑未来电力系统的平稳运行。其中，电化学储能主要针对日内、高频的波动，氢储能则主要用于季节性或跨地区的能量转移。表 3 氢储能与电化学储能对比氢储能电化学储能储能时长小时 -月分钟 -小时最大储存容量 TWh 级 GWh 级能量密度 140 MJ/kg 80（充电 -放电）能量自耗散率基本可忽略 0.1-0.6 适用场景季节性或跨地区能量转移短期、高频波动数据来源 CNESA，东北证券综上，我们认为氢能有望与抽水蓄能、电化学储能一道，共同成为未来电力系统的重要组成部分。根据 IEA 的预测， 2050 年电化学储能 /氢能的装机占比将分别达到 9/6。从产业化的角度出发，目前电化学储能已具备较强的产业基础，将率先迎来规模化发展，而氢储能仍处于产业化初期，大规模发展的进度将慢于电化学储能。储能时长储能容量氢能抽水蓄能电化学储能超级电容飞轮储能超导储能压缩空气储能请务必阅读正文后的声明及说明 12 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度图 17 全球发电装机结构预测（ GW）数据来源 IEA，东北证券 2.2. 氢储能成本有较大下降空间如前所述，氢储能具备极大的发展潜力，但目前氢能的成本与其他储能形式相比还有较大差距，经济性是制约其大规模应用的重要因素。长期来看，我们认为氢储能的成本具有较大下降空间，主要体现在电费成本与设备投资两方面。 2.2.1. 可再生能源制氢的电费成本将持续下降新能源的发电成本仍有较大下降空间。根据 IRENA 的测算， 2020 年全球光伏、陆上风电、海上风电的平均度电成本分别为 0.057/0.039/0.084 美元，较 2010 年降低 85/56/48。随着技术进步与产业规模提升，未来新能源的发电成本仍有较大下降空间，例如一些光照资源较好的地区目前的光伏中标电价已低至 1-2 美分 /kWh。 2021 年 6 月，国内光伏项目的中标电价创下新低，四川甘孜州正斗一期 200MW 光伏基地的中标电价仅为 0.1476 元 /kWh。图 18 光伏、风电度电成本变化情况（ /kWh 图 19 2019-21 各地光伏最低中标电价（美分 /kWh）数据来源 IRENA，东北证券数据来源中国光伏行业协会，东北证券除了新能源整体发电成本的降低，未来电力市场中的峰谷价差也将持续拉大，电解水制氢将有更多可利用的低电价时段。随着新能源发电占比的上升，未来电力供给 0 5000 1000 0 1500 0 2000 0 2500 0 3000 0 3500 0 4000 0 2020 2030 E 2040 E 2050 E 可再生能源核电电化学储能氢能化石能源 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 光伏陆上风电海上风电 0 2 4 6 8 10 12 沙特葡萄牙阿联酋卡塔尔葡萄牙迪拜巴西乌兹别克斯坦中国埃塞尔比亚印度哈萨克斯坦柬埔寨德国匈牙利日本孟加拉请务必阅读正文后的声明及说明 13 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度的不稳定性将持续上升，电力市场中价格的波动范围也将扩大。以美国加州为例，电力批发市场中的季度平均电价存在巨大差异，每年二季度的平均电价通常低于 30 美元 /MWh，而高峰季节的平均电价（例如 2018Q3与 2020Q3）则接近 60美元 /MWh。对于氢储能而言，季节性的电价波动将带来潜在的跨期套利空间，长期来看可再生能源制氢的经济性存在较大的提升空间。图 20 加州电力批发市场季度平均电价变化（ /MWh）数据来源 CAISO，东北证券未来，风电与光伏的弃电将成为电解水制氢重要的电力来源。在以可再生能源为主体的电力系统中，为了保证稳定的电力供应，装机的冗余程度将明显加大，因此长期来看弃风、弃光电量将不可避免地上升。例如， 2015-2020 年加州的风电、太阳能发电量由 27.7TWh 增长至 43.2TWh，与此同时弃风弃光电量亦由 0.19TWh 大幅攀升至 1.6TWh， 2020 年的弃风弃光率已达到 3.7。在每年风电、光伏出力最高的夏季，加州电力批发市场中有近 10的时间段内实时电价小于零。未来，弃风弃光电量的消纳将成为氢储能的重要应用场景，这部分零成本甚至负成本的电量可作为电解水制氢的重要电力来源。图 21 加州弃风弃光电量情况图 22 加州月度弃风弃光电量与负电价时段占比数据来源 CAISO， CEC，东北证券数据来源 CAISO，东北证券 0 10 20 30 40 50 60 70 80 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2015 2016 2017 2018 2019 2020 弃风弃光电量（ G Wh ）弃风弃光率 0 5 10 15 20 25 0 50 100 150 200 250 300 350 400 2015 /1 2015 /6 2015 /11 201 6 /4 2016 /9 2017 /2 2017 /7 2017 /12 2018 /5 201 8 /10 2019 /3 2019 /8 2020 /1 2020 /6 2020 /11 202 1 /4 弃风弃光电量（ G Wh ）负电价时段占比请务必阅读正文后的声明及说明 14 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度 2.2.2. 电解水制氢设备存在较大降本空间碱性水电解与质子交换膜水电解是当前主流的电解水制氢方式。电解水制氢的基本原理是水分子在直流电作用下解离生成氧气和氢气，分别从电解槽的阳极和阴极析出，具体可分为碱性水电解（ AE）、质子交换膜水电解（ PEM）、阴离子交换膜水电解（ AEM）以及固体氧化物水电解（ SOE）四种技术路线。目前碱性水电解与 PEM 的产业化程度相对较高，前者的优势在于技术成熟、成本低，但快速启动与变载能力相对较差；后者的优势在于效率高，运行灵活，与风电、光伏的适配性更佳，但当前的成本仍然较高。表 4 不同电解水制氢技术对比 AE PEM AEM SOE 电解质氢氧化钾溶液水氢氧化钾或碳酸氢钠溶液水蒸气电解槽隔膜材料石棉等全氟磺酸膜 DVB 聚合物固体氧化物阳极 /阴极材料镀镍不锈钢氧化铱 /铂炭黑镍铁合金 /镍钙钛矿 /镍工作温度（ ℃） 70-90 50-80 40-60 700-850 能耗（ kWh/kg） 50-78 50-83 57-69 45-55 电解效率 50-68 50-68 52-67 75-85 电解槽寿命（ h） 60000 50000-80000 5000 2000 数据来源 IRENA，东北证券图 23不同电解水制氢技术反应原理数据来源 IRENA，东北证券电解槽是电解水制氢系统的核心部分。电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成，其中电解槽是电解反应发生的主要场所，辅助系统则包括电力转换、水循环、气体分离、气体提纯等模块。从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为 40-50，此外电力转换系统、水循环系统以及氢气收集系统也在总成本中占据较高的比例。碱性水电解 PEM AEM SOE 请务必阅读正文后的声明及说明 15 / 32 [Table_PageTop] 电气设备 /行业深度图 24电解水制氢系统及成本构成（以 1MW 系统进行测算）数据来源 IRENA，东北证券通过材料与设计的优化，未来电解槽的成本与性能有较大提升空间。目前碱性水电解槽的技术已较为成熟，主要成本为隔膜