绿氢储能的难点和机遇：成本要下降，电解槽首先受益

据电力家了解到，在过去20年，新能源快速增长。截至2024年8月底，我国新能源发电装机规模（包括风力发电、太阳能发电等）为12.7亿千瓦，与2004年的82万千瓦相比增长了1500倍。

风光发电增加之际，解决弃风弃电问题、可以为电网提供灵活性的储能进入人们视野。当前，我国储能产业正处于快速增长期，今年1—8月份，国内储能项目总投资已超过3000亿元。同时，新型储能调节作用不断增强，南方电网经营区上半年新型储能等效利用小时数达560小时，已接近2023年全年调用水平。

用绿氢消纳绿电也是业界为消纳绿电提出的解决方式。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受《华夏时报》记者采访时表示：“不论国内外，绿电消纳的关键还是在于成本问题，如果电价比较高，消纳能力就比较强。氢储能的前景很大，但绿氢的来源问题还没有得到解决，如果风电光伏可以直接发电，就没有理由选择制氢，但是现在不投入就没有未来，还是期待用氢的成本下降。”

数据显示，以目前的电解水平，当可再生能源电价降至0.2元/kWh时，电解水制氢成本将接近于化石制氢成本。

据科学技术部原副部长、国家外国专家局原局长李萌预测，未来5—10年，高效柔性电解槽、载氢能源汽车、醇氢燃气轮机也有望成为清洁领域的“新三样”。从目前的发展情况来看，属于电解槽供应商的激烈竞争已经开始。今年3月至7月，1000标方碱性电解槽价格在4个月内从近500万元下降到了400万元左右，降幅达20%。

绿电消纳亟待解决

经过长期发展，中国建立了煤、油、气、核、水、风、光等多元能源供给体系。随着新型电力系统和双碳目标的提出，风、光等可再生能源装机容量和发电量不断攀升，生产和生活中所用的电越来越“绿”。2024年8月，我国非化石能源发电量占当月全社会用电量的40%，同比增加534亿千瓦时，占当月全社会用电量增量的三分之二。

这背后是新能源发电能力的迅猛增长。中国电力企业联合会数据显示，截至2024年8月底，我国新能源发电装机规模（包括风力发电、太阳能发电、生物质发电）为12.7亿千瓦，在总发电装机中的比重达到40.7%。与2004年的82万千瓦相比，新能源规模在过去20年增长了1500倍。从全球来看，我国的占比也从2004年的1.6%上升到了去年底的43%。

新能源规模将继续攀升。国家电力投资集团公司原董事长、党组书记钱智民在2024年国际储能和电池技术及装备大会上表示，今年新能源发电装机应该会超过13亿千瓦，到2030年碳达峰，预计新能源规模将达到27亿千瓦；到2060年碳中和，预计会是60亿千瓦的装机。这意味着在未来6年，风光装机将以每年2—3亿千瓦（合200—300吉瓦）的规模增长。

在用电需求增长和电力系统转型的压力下，新能源如何保持高速增长成为业界关心的问题。在计划中，到2050年，光伏将成为中国第一大的电力来源，占当年全社会用电量的39%，2021年这一占比为4%。中国科学院院士、中国科学院上海技术物理研究所研究员褚君浩指出，比例少时问题不大，而当比例大时，光伏的不稳定性会对电网有较大的冲击。

新能源渗透率的提高增已经带来了弃光弃风问题，为了提升风电光伏的利用率，国家发改委和能源局曾在2018年发布《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，要求光伏利用率要保持在95%以上。2024年5月，《2024—2025年节能降碳行动方案》放开了95%的消纳红线，明确资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。

绿电消纳仍是痛点。协鑫（集团）控股有限公司董事长朱共山指出，今年以来，全国风光利用率大幅度下降，部分省份降至90%的新红线，山东省将11点半—13点的中午时段（用电高峰）电价改为谷价，也导致了电网收益下降，分布式光伏发展随之受限。今年6月，广东省能源局曾发布接网消纳困难地区名单及低压配网接网预警等级公告。其他不少地区也出台了不予并网、禁止安装、不得擅自开发等措施来规范分布式光伏发展。朱共山认为：“在未来的市场，分布式只有配套储能才能发展起来”。林伯强告诉记者，不论国内外，绿电消纳的关键还是在于成本问题，如果电价比较高，消纳能力就比较强。

配备储能是必然

中国电力发展促进会碳达峰、碳中和专委会会长刘劲松指出，新型电源、新型电网、新型储能和新型用能负荷构成了新型电力系统，是覆盖了发电厂、输配变、各种储能、电动汽车、充电桩和电机化工农业设备，以及相关制造商的一个庞大的产业链。业界普遍认为，风光发展，储能先行。电力系统兼容高比例新能源，大规模配储是必然选择。

主要是风光发电多受自然条件影响，电网更难预测其发电量、并网量，电力部门对灵活性的需求在不断增长，以快速增加或减少发电量或用电需求，在面临供需急剧波动的情况下，保持持续供电的能力。

当前我国储能产业正处于快速增长期。今年1—8月份，国内储能项目总投资已超过3000亿元。其中，抽水蓄能是目前全球最大的能量银行，也是我国最主要的储能形式。2024年上半年，我国抽水储能累计装机量达到5439万千瓦，到2030年装机容量将超过1.2亿千瓦。

今年上半年，新型储能新增装机规模达到2640万千瓦时，同比增长48.5%。央企新型储能投运规模达到2038万千瓦，占全国比重约42%。从全国累计情况来看，有14个省份投运装机超吉瓦时，有19个省份超过百兆瓦，西北和华北遥遥领先，合计装机占比超过50%，新疆新增并网装机规模全国第一。从电池产量看，在全球储能型市场中，去年中国企业的电池出货量为185吉瓦时，同比超过80%。

除了规模增长，新型储能调节作用也在不断增强。2024年上半年，在国家电网经营区，新型储能等效利用小时数达390小时、等效充放电次数约93次，同比分别提高约100%、86%；在南方电网经营区，新型储能等效利用小时数达560小时，已接近2023年全年调用水平。

如今，储能系统在全球170多个国家和地区都有应用，由于不同区域的电力基础、新能源渗透率和场景的不同，不同地区的储能发展情况也各不相同。比如在德国，良好的输电线路和与邻国的互联保证了足够的容量来平衡大部分间歇性可再生能源。这意味着，即使是现在，用不用储能、用什么储能、用多少储能都是值得思考的问题。

新能源发展可分为补贴、配额和市场驱动3个阶段，电力规划设计总院安全总监、中国新型储能产业创新联盟副秘书长韩小琪认为，我国现在处于配额驱动的阶段，而市场驱动的标志是风光储系统的成本能够替代常规电源，这也是氢能源和储能尤其是光储系统代替主力火电，成为新型电力系统主体的转机。综合考虑污染、碳排放等外部成本，随着新能源、储能成本的下降，韩小琪预计，“十五五”期间（2026—2030年）我国开始具备大规模替代常规电源的条件，目前来看新型储能在同类竞品调节资源中还不具备显著的成本竞争力，未来很长一段时间还是要促进效率提升和成本下降。

绿氢消纳新思路

电池形式的电化学储能为我国带来了电动汽车、锂电池和太阳能电池的出口“新三样”。李萌预测，未来5—10年，高效柔性电解槽、载氢能源汽车、醇氢燃气轮机也有望成为清洁领域的“新三样”。

这涉及到了一个更为年轻的领域——属于化学储能的P2X（Power to X），可简单理解为电转X，X可以是氢气、甲醇、氨等能源产品。在新能源+储能的模式下，用新能源加上储能生产的氢能为基础，再延伸到绿醇、绿氨等可以替代石油、天然气的产品。在沙特，就是用可再生能源发电，通过电解水制氢，再与氮气合成氨，把氨通过轮船运输到全世界，最后分解成氢用于公交系统。

绿氢消纳绿电已经得到业内广泛关注。氢气本就在石油、煤炭化工领域有上千万吨的需求，目前主要来自于煤制氢，其次是天然气制氢。氢的制造属性适配中国的制造业，这是我国的优势所在。在一些区域，无法消纳的绿电也为电解水制氢这一产业源头创造了经济性。

数据显示，以目前的电解水平，当可再生能源电价降至0.2元/kWh时，电解水制氢成本将接近于化石制氢成本。而在2023年，因为电网消纳限制而弃风弃光的电达到350亿度，绿电价格由此一直在降，有的地方已经下降到1毛钱左右，2022年上半年，绿电市交易均价为5—8毛/度。目前，蒙西电网绿电制绿氢的价格已经下降到了12块钱一公斤。李萌表示，在风光资源丰富的地方，探索氢的长时储能正当其时。

目前，51度电可换来一公斤的氢。在制备绿氢上，中国已经是全球绿氢制备成本最低的国家，均价约为3.8美元/公斤，美国为5美元/公斤，美欧为6.2美元。到2030年，预计绿氢成本能够下降到1美元/公斤。

与其他储能相比，这仍然是一个昂贵的价格，效率和成本是氢能发展必须要迈过的关卡。目前，电解水制氢的效率大概是60%—70%，远低于理论效率。一公斤氢的能耗为51度，也高于其本身33度的热值。此外，还有后期液化、存储、运输耗能和氢脆等技术风险。林伯强告诉记者，氢储能的前景很大，但绿氢的来源问题还没有得到解决，如果风电光伏可以直接发电，就没有理由选择制氢，但是现在不投入就没有未来，还是期待用氢的成本下降。

制氢端已经有小步快跑的趋势。隆基股份创始人李振国曾公开表示，如果把每年需要的3300万吨氢由绿电制绿氢来替代其中的15%，大概需要4万台1000标方的电解水制氢设备。国泰君安研报显示，2023 年全球绿氢产业爆发，电解水制氢设备需求猛增，2023年主要厂商的电解槽名义产能大幅增长至58GW，同比增长超150%，预计2024-2025 年电解槽出货翻倍增长。空气产品公司中国区副总裁李曙胜表示，位于中国嘉兴的中国第一个商用液氢工厂的一期项目已经投产，二期会在半年左右投放市场，每年可产出30吨的液氢。

属于电解槽供应商的激烈竞争已经开始。在碱性电解槽、质子交换膜电解槽、离子交换膜电解槽和固态氧化物电解槽等多种电解水制氢路线中，碱性电解槽以技术相对成熟、结构简单、安全稳定和成本相对低廉的优势，成为当下电解水制氢的主流路线，并以1000标方的碱性电解槽为主。高工产业研究院数据显示，2024年1-6月，国内电解水制氢设备的中标量为498.5MW，实现中标的企业有派瑞氢能、阳光氢能、大陆制氢，中国中车、京电设备、中电丰业、氢器时代、华光氢能、隆基氢能等12家企业，而国内可供应电解槽企业的企业实际已超百家。

今年3月至7月，1000标方碱性电解槽价格在4月内从近500万元下降到了400万元左右，降幅达20%，高工氢能数据显示，去年1000标方碱性电解槽单槽产品还在600万元以上。与此同时，海外需求已经显现。阳光氢能、派瑞氢能、天合元氢、隆基氢能、明阳氢能、国富氢能等多家电解槽企业正在开拓海外市场。