一
、
双碳政策下可再生能源装机高增
，
新型能源结构转型催生储能需求
1.1 全国碳排放权交易市场正式启动
，
电力行业成碳交易市场先行试验田
火力发电是我国碳排放的主要来源
。
中国是全球碳排放主要贡献者
，
碳排放量常年占比全球碳排总量的 30%
，
2021 年碳排放超 199 亿吨
。
从排放结构角度看
，
电力行业为我国碳排放的主要来源
，
占比超过 42%
，
几乎所有碳排放均来自于燃煤发电
，
占比高达 99%
。
制造行业碳排放量其次
，
占比超 38%
，
其中 5 大高耗能产业
（
石油化工及炼焦
、
黑色金属冶炼
、
非金属矿物冶炼
、
化工
、
有色金属冶炼
）
是重点排放对象
，
贡献国内制造行业 90%的碳排放
。
交通行业考虑生产过程的碳排放以及行驶过程中的碳排放
，
总碳排放量占比则超 5%
。
火力发电碳排放量仍呈现逐年上涨态势
。
近五年火力发电量占比逐年下降
，
从 2017年的 72%下降到 2021 年的 71%
，
但是因为社会总用电量不断上升
，
火力发电的绝对数值仍然持续增加
，
从 2017 年的 4.8 万亿 kWh 增加到 2021 年的 5.8 万亿 kWh
，
进而带来的碳排放量的增长
，
减碳形势不容乐观
。
电力行业成碳交易市场先行试验田
。
全国碳排放权交易市场于 2021 年 7 月 16 日正式启动交易
，
成为全球覆盖碳排放规模最大的碳市场
。
目前中国碳市场覆盖发电行业控排企业 2162 家
，
控排企业的年排放量超过 40 亿吨二氧化碳
，
占全国碳排放比例超40%
，
从规模方面讲已超过欧盟碳市场覆盖的排放量
（
2019 年约为 19 亿吨二氧化碳
）
，
成为全球
“
覆盖碳排放量
”
大的碳市场
。
1.2 双碳政策下能源结构转型
，
可再生能源装机迎来高增
碳达峰
、
碳中和背景下
，
可再生能源发电将逐渐成为发电主体
。
2021 年 3 月 15 日
，
中央财经委员会第九次会议指出
“
十四五
”
是碳达峰的关键期
、
窗口期
，
要重点做好构建清洁低碳安全高效的能源体系
，
控制化石能源总量
，
实施可再生能源替代行动
，
深化电力体制改革
，
构建以新能源为主体的新型电力系统
。
《
“
十四五
”
可再生能源发展规划
》
，
到 2025 年可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时左右
。
“
十四五
”
期间
，
可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%
，
风电和太阳能发电量实现翻倍
。
即相较 2020 年
，
推算 2025 年可再生能源发电量占比将至少达到 18%左右
。
2023 年政策层面端再加码
，
国家能源局出台
《
新型电力系统发展蓝皮书
（
征求意见稿
）
》
，
规划到 2030 年新能源装机占比超过 40%
，
发电量占比超过 20%
。
文件制定了新型电力系统
“
三步走
”
发展路径
，
包括加速转型期
（
当前~2030 年
）
、
总体形成期
（
2030~2045 年
）
、
巩固完善期
（
2045~2060 年
）
，
并明确指出打造
“
新能源+
”
模式
，
加快提升新能源可靠替代能力
，
推动新能源成为电量增量主体
。
预计到 2030 年可再生能源发电占比超 4 成
。
根据国家统计局数据
，
2021 年我国水
、
光
、
风可再生能源发电量合计 2.3 万亿千瓦时
，
约占总发电量的 28%
。
根据
《
中国 2060年前碳中和研究报告
》
结合国家政策规划
，
预计到 2025/2030 年
，
可再生能源装机量可依次达到 15/22 亿千瓦
，
可再生能源发电量占全社会用电的比例将达到 35%/44%
，
到 2030 年可再生能源年度发电量将超 5 万亿千瓦时
。
测算逻辑
：
根据国家发改委下设全球能源互联网发展合作组织 2021 年 3 月发布
的
《
中国 2060 年前碳中和研究报告
》
数据
，
预计到 2030 年全社会总用电量将达到 11 万亿千瓦时
，
光伏
、
风电
、
水电总装机将分别达到 10/8/4.4 亿 kW
，
假设光伏
、
风电
、
水电的年利用小时数分别为 1400/2000/3800 小时
，
预计光伏
、
风电
、
水电
、
火电在发电结构中占比将分别达到 27%/22%/12%/36%
。
1.3 新型能源结构催生储能需求
，
长时储能需满足大规模应用和时间边际成本低的特性
可再生能源发电具备波动性
，
需配储调节
。
储能可分为电源侧储能
、
电网侧储能和用户侧储能
，
核心均为实现电能的跨时间应用
，
但具体到每一侧
，
储能的作用又有细微不同
。
电源侧
：
1
）
平滑
、
调峰作用
：
由于光伏
、
风电
、
水电的随机性
、
波动性特征
，
电源侧需要储能以实现电力从秒级到季度的供需平衡
；
2
）
黑启动
：
借助储能电量带动无自启动能力发电机组
。
电网侧
：
调频
：
可再生能源上网电量的波动可能会造成火力发电量的波动
，
进而影响火力发电机组转子的转速
，
改变交流电的频率
，
因此储能还起到调节电网交流电频率的作用
。
用户侧
：
1
）
削峰填谷
：
允许用户调整用电时间
，
降低用电成本
；
2
）
分布式发电
：
推动户用可再生能源发电装置的发展
；
3
）
备用电源
。
电源侧日度级别和季度级别储能需满足容量高
、
储能时间长
、
大规模应用成本低的特性
。
电源侧的可再生能源发电因其具有随机性
、
波动性的特点
，
表现为时间维度上的出力不均
。
秒-分钟变化
：
可再生能源波动性需储能平滑
。
光伏发电的输出与光照强度直接相关
，
因此其输出特性受天气影响明显
。
晴天光伏出力均匀且类似正态分布
，
多云和阴雨天因光照强度波动较大
，
光伏出力也会发生分钟级的变化
。
分钟级波动会造成发电机组转子的转速波动
，
进而影响到发出的交流电频率
，
造成系统失稳
，
因此需要储能装置频繁的充放电平滑分钟级的波动
，
因此该种储能适合动态响应快
、
效率较高的储能形式
，
如锂电池储能
。
小时-天变化
：
光伏昼夜不均需储能调峰
。
光伏发电出力时间集中在 6
：
00-18
：
00 之间
，
10
：
00-14
：
00 为出力高峰期
，
夜晚出力几乎为零
，
一天的输出功率变化区间为 0-100%
，
昼夜差别巨大
，
同理风力发电在有风天气和无风天气功率输出差别也很大
，
需要储能进行昼夜甚至跨日间的调峰
，
此种储能要求储能容量大
，
因此适合能量密度高
、
大规模应用成本低的储能方式
，
如氢储能
、
压缩空气储能
、
抽水储能
。
季度变化
：
可再生能源季节性差异需储能调峰
。
观察 2019-2022 年平均每月发电量情况可以发现
，
用电侧高峰期出现在夏
、
冬季
，
光伏发电高峰期出现在春
、
秋季
，
风力发电高峰期出现在春季以及 12 月
，
水力发电则只有夏季偏多
，
其余季度很少
。
为了解决可再生能源的季度发电不均衡现象
，
储能则为必要的手段
。
此种储能要求储能时间长
、
储能容量巨大
，
因此适合无自衰减
、
大规模应用成本低的储能方式
，
如氢储能
、
抽水储能
。
季节性储能可实现长时及广域空间的能量转移
，
多为跨能源形式的长期储能与利用
。
当前电力系统中应用的如电化学储能等储能方式主要提供面向电力系统的日内调峰
、
调频
、
爬坡等
，
用于平抑短时
（
秒
、
分钟
、
小时
）
尺度的电力波动
，
难以应对长时间
（
周
、
月
、
年
）
尺度下可再生能源出力与负荷需求的电量不平衡问题
。
为实现长时间尺度的能量平移
，
平抑数日
、
数周乃至季节性的电量波动
，
参与月
、
季乃至年调节过程
，
需要采用长时间
、
大容量的储能技术
，
即季节性储能
。
其在电力系统电能富余时将电能转化为其他可长期存储的能量形式进行储存
，
实现跨能源形式的长期储能与优化利用
。
二
、
氢能是大规模
、
长周期储能最优选
，
是非电能源消费领域碳中和的关键
2.1 氢能适用于大规模和长周期储能
，
大规模应用和时间边际成本低
广义储能改善用电负荷季节性
，
终端运用方式多样化
。
广义储能
：
利用电力系统中的富余电能
，
将其转化为其他能源或产品
，
在利用环节不转换回电能而直接利用所存储能量形式的储能方式
，
用于进行大规模存储
、
转移并直接利用
。
广义储能仅完成电能-其他形式能量的能量转换过程
，
终端负荷需求为多重能量形式
，
实现了跨能源品种的季节性储能与优化利用
，
主要包括电化学储能
、
热储能和氢储能三类
。
狭义储能
：
完成了电能-其他形式能量-电能的能量转变
，
具有与电力系统强耦合的特点
，
即最终途径为上网
，
在 2 次能量转化过程增加了储能的能量损耗
，
包括电转气
、
抽水蓄能与压缩空气储能等
。
氢储能属于广义储能
，
即利用电力系统如光伏和风电中的富余电能
，
通过电解水制氢设备将其转化为氢
，
并在终端应用环节直接使用氢气而非必须转换回电能上网的储能方式
，
间接改善了用电负荷的季节性特征
，
实现能量季节性转移
（
3-9 月氢气净储存
，
10-2 月氢气净消耗)
，
同时也实现单位电力碳排放强度的下降
（
由 950g/kWh 降低为 569g/kWh
）
。
氢能适用于大规模和长周期的储能
，
具备无自衰减
、
扩容成本低等特性
。
氢储能主要指将太阳能
、
风能等间歇性可再生能源余电或无法并网的弃电
，
通过电解水制氢的方式储存
，
可就地消纳
、
时经燃料电池进行发电或管道
、
长管车运输等方式供应于下游应用终端
。
相较于抽水储能
、
压缩空气储能
、
蓄电池储能
（
锂电
）
具有无自衰减
、
扩容成本低
、
能量密度大
、
能源发电转移便捷等优点
，
凭借其无自衰减的特性
，
尤其适用于跨周和季度的储能
。
基于扩容成本低的特点
，
即仅需增加氢瓶即可扩充储能容量
，
适用于大规模的储能
，
在短周期内储能效率较低
。
储能技术呈现多样化
，
其中电池和氢能两者互补
，
共同构成主流储能方式
。
锂电储能
：
锂电储能适用于日度调峰以及调频
，
因为效率更高且动态响应更快
。
相反氢储能不适用于调频场景
，
因为调频场景需要的响应速度更快
，
并且所需储能容量小无法体现大规模氢储能的成本优势
。
然而针对大规模
、
长周期的储能场景
，
氢储能的优势更明显
，
因为氢储能无自衰减
，
且针对大规模储能氢储能只需增加储氢设备
，
边际成本低
。
液流电池
：
将正负极电解液分开后各自循环的一种高性能蓄电池
。
电池容量取决于储存罐的大小
，
容量可达 MW 级
。
液流电池有多个体系
，
如铁铬体系
，
锌溴体系
、
多硫化钠溴体系以及全钒体系
，
其中全钒液流电池应用最广
。
目前全钒液流电池技术成熟
，
但离子交换膜和电解液材料成本较高
。
钠离子电池
：
钠离子电池具有与锂离子电池相似的工作原理和储能机理
。
钠离子电池虽然原材料成本低
，
但功率密度低
，
相较锂电池更适合储能场景而不是动力电池
，
当前产业链需进一步发展
。
大规模氢储能成本优势明显
，
1MWh 储能下初始建设的度电成本只需 1300 元
。
测算逻辑
：
蓄电池储能综合了充电
、
储电
、
放电三个功能于一体
，
然而对于氢储能系统来说则分别需要电解槽
、
储氢罐
、
燃料电池来实现以上三个功能
。
我们以1MWh 的储能需求为测算基准
，
考虑氢储能系统综合效率 36%
，
一天工作 10 小时
，
将 0.28MW 的碱性电解槽
、
8 个 20MPa 的储氢瓶以及 0.17MW 的燃料电池系统看成一个日均存储电能 1MWh 的整体
，
最终测算氢储能系统初始投资的度电成本为1300 元
，
低于磷酸铁锂电池和液流电池
。
氢能长时储能边际成本低
，
无自衰减更适配长周期
。
从各类型储能技术看
，
蓄电池类的磷酸铁锂电池
、
钠离子电池和液流电池
，
边际扩容成本较高
，
需要配套扩充相应的锂电池
、
钠电池和钒电解液
，
并从资源矿中提取
，
价格还将随上游原材料供需波动
。
对比氢储能的扩容
，
仅需同比例增加储氢罐的数量
，
规模效应下
，
储氢罐成本下降
，
边际扩容简易且可移动场景储存
，
如盐穴储氢等
，
不占用发电设备所在地面积
。
此外
，
氢气作为储能在氢罐内月度损耗不到万分之一
，
而电池类储能电池拥有个位数自衰减率
，
相对氢损耗较高
，
例如锂离子电池自放电率每月为 2%-5%
。
测算逻辑
：
后续扩容对于蓄电池类的磷酸铁锂电池
、
钠离子电池和液流电池
，
需要配套扩充相应的锂电池
、
钠电池和钒电解液
，
以扩建成本占总投资成本的 50%测算度电扩容成本
，
氢储能由于扩容仅需扩充氢罐
，
因此度电扩容成本测算以对应扩充的氢罐价值测算
。
最终测算度电储能边际成本氢最低
，
约为 120 元/kwh
，
和蓄电池类度电扩容对比最低
，
且随着储能容量的增大
，
价差将逐步拉大
，
100度电的储能扩容需求时
，
最大成本差可达 11 万
。
2.2 上游耦合风光制氢
、
下游多领域零碳应用
，
氢能终章将推动可再生能源二次装机
能源使用形式可分为电力和非电能源
，
非电能源应用占比过半且脱碳难度高
。
能源使用形式可分为电力及非电能源
，
在使用过程中的某些领域由于特定需求
，
能源需要拥有更高能量密度
、
更长期的储存周期或以燃料形式存在用来燃烧
，
即使用电需求不断高增
，
但在某些领域的需求电是无法替代非电能源的
，
例如金属冶炼
、
焦炉炼钢
、
合成氨等
。
根据国家统计局能源消费和燃煤发电数据推算
，
当前非电能源的消费应用占比过半
，
并且非电能源行业大多为碳排放量占比高却又难以脱碳的领域
，
例如工业
、
化工等
。
假设到 2060 年中国电气化率高达 70%
，
对应仍然存在 20-30 亿吨标准煤的能源需完成脱碳
，
因此需其他能源形式以实现碳中和
。
氢能是与电同等重要的二次能源
，
非电能源消费领域的脱碳关键在氢能
。
如果说电气化是能源碳中和的主力军
，
那么氢能则是能源碳中和的最后关键一环
。
在清洁性
、
能量密度
、
安全性以及商业化进度等方面具备可行性
。
清洁性
：
燃料最终产物是水
，
无碳排放和污染
；
能量密度及热值
：
具备高质量能量密度
，
燃烧热值高
，
是汽油的 3 倍
，
酒精的3.9 倍
，
天然气的 5 倍
，
焦炭的 4.5 倍
；
安全性
：
电解水制取出 99.999%的高纯氢并不易燃
，
且扩散系数是汽油的 12 倍
，
发生泄漏后极易扩散
，
不易形成可爆炸气雾
；
商业化可行性
：
非电能源脱碳还可采用的碳捕捉技术
，
碳捕捉技术需政策推动及成本商业化等的进一步突破
，
而氢能在政策指引
、
补贴规划
、
产业发展
、
技术迭代
、
应用范围等方面优势更强
，
将成为首要选择
。
上游侧耦合风光设备电解水制氢
，
可解决可再生能源电消纳及上网问题
。
电消纳及上网问题随光伏和风电装机规模高增逐步凸显
，
风光耦合电解水制氢可实现风光装机无地域限制
。
近十年来
，
我国光伏和风电成本快速下降
，
为装机规模快速提升奠定了基础
，
但风光发电波动性的特点制约了其进一步扩大规模
，
因而配储以平抑波动性
。
现阶段大部分可再生能源发电终局为上网
，
储能大多仅作为可再生能源电力上网前电源侧波动性的暂时储存电力的方案
，
在光伏和风电大规模装机至一定规模后
，
上网及电消纳将成为可预见性需要解决的问题
。
因此
，
将风光设备耦合电解槽制取氢气储能
，
氢气再作为能源使用
，
将解决储存能量的大规模时空转移特性
，
实现交通网与能源网的深度耦合
。
氢储能示范项目
：
光伏+氢储能+火电灵活性运行示范工程可行性分析 (掺烧 20%)
，
在大部分场景下
，
弃光制氢+氢储能+火电 20%掺氢燃烧的方案可实现更优经济性
。
测算逻辑
：
1 吨煤发电量为 3333kWh
，
对应排放 2.62 吨二氧化碳
，
以不同情况下的煤炭价格测算其基础电力成本
，
在后续碳税价格叠加下
，
测算其发电的电力成本
，
对比弃光制氢
（
零发电成本
）
+氢储能+火电 20%掺氢燃烧
，
大部分场景下后者更具备经济性
。
配储需求从供给侧推动氢能放量
，
风光氢储一体化项目逐步落地
。
风光配储成为刚需
，
各地政府陆续发布强制配储需求
，
配储比例最高可达 30%
，
为实现碳中和目标
，
若在风光装机量达到 50 亿千瓦
、
年发电量 10 万亿度的时候
，
按 10%-30%的配储比例
，
储能容量将在 1 万亿-3 万亿度
，
意味着储能必须满足低成本
、
规模化
、
无地域限制
、
长寿命等要求
。
当前氢能与传统的电池等技术同被认定为储能
，
纳入了强制配储需求可计算的比例内
，
可再生能源装机叠加强制配储需求
，
上游供给侧放量将推动氢储能发展
，
风光一体化项目也处于不断规划与落地的状态
。
下游多样化应用打开需求侧市场
，
反推动氢能甚至二次推动可再生能源装机
。
氢气只需储存在氢瓶里即可
，
意味着氢可即刻就地使用或随时向需求端运输转移
，
除直接储能外
，
可在交通
、
工业
、
化工等领域逐步渗透应用
，
多样化应用领域将逐步打开需求侧市场
，
反推动氢储能需求
，
甚至在未来氢对工业
、
化工等领域实现了高渗透率的情况下
，
大概率还将成为可再生能源装机量增长继度电成本平价后的后继驱动力
。
图表31
：
氢能产业链及应用场景
欧盟提出可再生氢
（
绿氢
）
定义规则
，
三大条定义核心全部与可再生能源发电挂钩
，
制取氢气电力中的 90%是可再生能源发电
，
这样制取的氢才能称为绿氢
。
因此
，
基于光伏年发电小时数的限制
，
电解槽一年的运行时间与光伏设备运营时间高度相关
。
以电解槽匹配光伏制氢为例测算
，
分乐观情况下
，
电解槽年运行 1400 小时和中性情况下
，
年运行2500小时
，
分别对应90万吨绿氢规划总量下
，
可装电解槽37.8GW和21.2GW
，
反推动光伏装机量 47.3GW 和 26.5GW
。
预计在未来技术迭代和成本逐步下降的情况下
，
2025 年后电解水设备及绿氢市场将持续加速
，
反推动可再生能源量也将高增
。
三
、
氢储能对应电解槽市场千亿规模
，
碱性率先起量
、
PEM 后起更适配风光
3.1 长时储能需求带动电解槽放量
，
风光配储下千亿市场空间
2030 年储能领域氢气需求预计约 230 万吨
，
对应电解槽装机约 57GW
，
千亿市场规模
。
氢储能可分为日度和季度储能
。
季度调峰氢气需求量测算
：
可再生能源发电呈现上半年多于下半年的趋势
，
因此需要采用跨季度储能手段进行调控
，
氢能是适合长周期储能的重要方式
，
并且依据氢能中长期规划中对可再生能源制氢的规划
，
预计氢能渗透率将逐年上升
，
根据我们的测算
，
2030 年季度调峰氢气需求量为 162 万吨
，
年复合增长率 70%
。
测算逻辑与假设
：
根据上文对 2023-2030 年发电结构和总社会用电量的预测
，
得出所需储存的电量
，
结合氢储能渗透率从 2021 年的 0.04%上升至 2030 年的 10%
、
设备 1200h-1800h 的年工作时长以及 4.5-5.5kWh/L 的制氢电耗测算
。
2025 年为氢能中长期规划的第一个结算点
，
在前期基础设施
、
设备技术以及成本已初步具备商业化可行性时
，
2025 年将迎来爆发
。
日度调峰氢气需求量测算
：
光伏具有明显的昼夜分布不均现象
，
在未来可再生能源发电占主导的背景下
，
为实现 24h 供电全部使用光伏
，
必须采用储能手段
。
日内光照富余时段的发电量通过电解制氢进行储存
，
夜间将氢气通过燃料电池转化为电能
，
最终实现 24h 不间断稳定供电
。
根据我们的测算
，
2030 年日度调峰氢气需求量为 66 万吨
，
年复合增长率为 67%
。
测算逻辑与假设
：
假设全国光伏平均利用小时 1200 小时
、
光伏发电效率 14%
、
电解槽工作 10 小时/天
、
一年工作 365 天
、
耗电量为 5 度电制取 1 标方氢气
，
理论上日度调峰储能不适合使用氢能
，
因为存在电-氢-电转化效率低
（
40%
）
的问题
，
但氢储能具有大规模使用后的成本优势
，
在可再生能源装机量高增叠加电解槽成本逐步具备商业化可行性的背景下
，
2025 年后氢储能渗透率将呈现较快速攀升态势
。
综上
，
2030 年电解槽市场将达到 1000 亿市场规模
。
测算逻辑与假设
：
分碱性和 PEM 电解槽测算
，
假设电解槽产氢量为 200 标方/MW
，
一天工作 4.5-6 小时
，
一年工作 365 天
，
由于 2021-2025 年主要以示范项目为主
，
购置成本成为了电解槽选择考虑的首先要素
，
当前碱性电解槽的购置成本远低于PEM 电解槽
，
碱性电解槽以更成熟的技术和更低的初装设备成本
，
占据了更大的市场份额
。
随着行业发展逐步进入商业化阶段
，
全生命周期成本将成为重点
，
同时叠加 PEM 设备成本的快速下降
，
预计 2021-2025 年 PEM 电解槽市场占比将从1%增长至 10%
，
2025 年-2030 年从 10%增长至 40%
。
通过分别测算碱性和 PEM 电解槽的市场空间
，
预计 2030 年电解槽累计市场规模超千亿元
。
3.2 碱性电解槽率先起量
，
长期看 PEM 电解槽有望开启替代进程
碱性电解槽当前技术更成熟
、
价格更低
，
PEM 效率更高
、
动态响应更快
，
SOEC 是未来技术发展方向
。
当前电解水制氢技术有三种
，
碱性电解槽
（
ALK
）
、
纯水电解槽
（
PEM
）
和固体氧化物电解槽
（
SOEC
）
，
其中碱性电解槽技术更成熟
，
且价格更低
，
当前大规模应用更具备经济性
，
但启停时间相对 PEM 较长
，
且能耗更高
、
体积更大
；
PEM 效率更高
、
动态响应能力更强
、
更适合于与风光耦合
、
体积更小
，
但当前成本偏高
，
未来随着技术进步与规模效应
，
成本将逐步下降
；
SOEC 效率高
，
最高可达 90%
，
目前尚处实验室阶段
。
短期内碱性设备以更低廉的价格
，
更适用西部大规模电站
，
长期看 PEM 设备有望在与碱性制氢成本平价时开启替代进程
。
（
1
）
从应用场景来看
，
短期和长期逻辑有所区别
：
短期
：
碱性适用于西部大规模制氢
，
PEM 适用于东部站内电解水制氢
。
由于碱性电解槽的大占地面积和高制氢规模
，
其更适合在土地资源相对充足的西部大规模建设
，
西部丰富的风光资源以及低廉的电价可支撑大规模制氢的需求
；
PEM 电解槽的小体积使其更适用于东部的站内制氢
，
作为加氢站的重要氢源补充
，
当前政策也鼓励站内电解水制氢
，
广东地区给予其蓄冷优惠电价
。
长期
：
西部大规模制氢可使用碱性和 PEM 电解槽的结合方案
，
且在 PEM 制氢成本与碱性持平的情况下可开启对碱性电解槽的替代进程
。
长期来看
，
随着技术的不断迭代升级
，
PEM 电解槽内的铱等贵金属催化剂用量预计将大幅下降
，
带来 PEM电解槽成本的快速下行
。
PEM 电解水设备更适用于风光氢储一体化
，
当 PEM 与碱性的 TCO 趋向持平时
，
西部大规模制氢可使用碱性和 PEM 电解槽的结合方案
，
且在 PEM 成本与碱性持平的情况下
，
预计 PEM 将开启对碱性电解槽的替代进程
。
以运行 15 年进行测算
，
预计当电价相同时
，
PEM 的设备成本为碱性设备成本的 3-4倍时
，
PEM 的单位制氢成本与碱性的单位制氢成本持平
。
测算逻辑与假设
：
以 1MW 级的碱性电解槽与 1MW 级的 PEM 电解槽为例进行成本平衡点的测算
，
碱性电解槽效率为 PEM 电解槽的 90%
，
功率范围窄造成的效率损失约为 10%
，
两种电解槽均运行 15 年产氢约 900 万方
。
随着 PEM 电解槽成本持续的下降
，
在电价相同的情况下
，
预计PEM的设备成本为碱性设备成本的3-4倍时
，
PEM 的单位制氢成本与碱性的单位制氢成本持平
。
碱性和 PEM 电解槽的结合方案
，
80%碱性+20%PEM
，
电解槽的制氢成本为 2.12 元/m3
，
为搭配最佳选择
。
对 1MW 级的电解槽进行成本测算
，
电解槽单价采用 2021 年的数据
，
电费为 0.3 元/kWh
，
电解槽寿命为 15 年产氢约 900 万方
，
分为设备成本和运营成本测算
，
其中碱性电解槽由于波动性匹配区间较窄
，
将会损耗 15%的的效率
。
三种方案测算制氢的 TCO 成本如下
：
方案一
：
100%碱性
，
电解槽的制氢成本为 2.22 元/m3
。
全采用碱性电解槽虽然可以减低设备的购置成本
，
但因为碱性电解槽效率低
，
再加上最低启动功率限制造成效率 10%的损失
，
运营成本会有所上升
。
方案二
：
80%碱性+20%PEM
，
电解槽的制氢成本为 2.12 元/m3
。
此种电解槽配置方案 TCO 成本最低
，
因为在可再生能源发电功率不及碱性最低启动功率时可以采用小功率 PEM 电解槽制氢
，
避免了电量损失
。
此外 80%的碱性电解槽配比也保证了较低的购置成本
，
因此 TCO 为三种方案最低
。
方案三
：
100%PEM
，
电解槽的制氢成本为 2.33 元/m3
。
此种电解槽配置方案 TCO成本最高
，
因为目前 PEM 电解槽的购置成本最高
，
预计到 2030 年此种方案有望成为成本最优方案
。
（
2
）
从发展阶段来看
，
示范阶段更注重初装成本
，
商业化运营需考虑全生命周期成本
。
当前电解水项目大多处于示范阶段
，
碱性电解槽技术更成熟
、
设备价格也相对更低
，
示范阶段更倾向于碱性电解槽的应用
。
未来进入商业化运营时
，
全生命周期成本成为首要考虑因素
，
即需加入运营成本进行考量
，
碱性电解槽运营成本占其全生命周期成本的 75%-80%
，
PEM 则是占 30-40%
，
在 PEM 电解槽设备逐年降本以及其更适合与风光耦合的情况下
，
PEM 电解槽的应用将呈现逐年上升趋势
。
碱性电解槽购置成本较低
。
碱水电解技术成熟度较高
，
同时没有贵金属作为设备生产原料
，
因此单价相对较低
。
但由于需要保证电解槽两侧氢氧平衡
，
碱性电解槽需在额定功率的 20%以上才可以工作
，
且效率不如 PEM
，
因此在相同条件下
，
制氢量不及 PEM
。
应用项目及主流企业核心产品基本以碱性电解槽为主
，
尚未形成大功率规模化应用
，
技术成熟度落后于 NEL
、
ITM
、
西门子等海外企业
，
同时受制于生产原料中的贵金属
，
PEM 成本相较碱性较高
。
但由于 PEM 效率更高且动态响应更快
，
更适合与光伏
、
风能设备串联使用
，
运营阶段成本相对较低
。
氢储能将带来千亿级规模的电解水制氢蓝海市场机会
，
布局相关高价值量及关键核心装备
：
电解水制氢设备
、
氢能项目 EPC 和制氢电源的企业将率先受益
。
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