中国储能产业继续保持高速增长态势。据CNESA统计，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，同比+38%，新型储能项目累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。
　　氢储能为新能源发电提供辅助服务。新能源发电波动性强，不可预测性强。当新能源大量并入电网时，会增加电网的波动，电网安全性或将受到冲击。我们认为解决方式为：火电灵活性改造、调峰气电和储能。其中，氢能源作为一种新型储能技术，可削峰填谷，有效解决新能源稳定并网问题。
　　氢储能或为长时储能重要形式。氢储能具有能量密度大、自放电率几乎为0、放电时长长、响应时间快的优势。根据上海鲲华的测算，当储能时长大于4小时的时候，氢储能的装机成本相较锂电储能有明显优势；当储能时长大于6.5小时的时候，氢储能的度电成本相较锂电储能有明显优势。
　　氢储能项目进展加快，静待需求释放。我国氢储能项目加速落地，据势银（TrendBank）统计，截至2022年10月，国内规划、在建、运营的狭义/广义氢储能项目已超过100个；各类燃料电池在发电领域的应用已超过7MW。根据IEA预测，2050年预计全球氢发电装机量1867GW
　　投资建议：氢储能包括制氢、储氢、发电环节，我们建议关注电解槽、储氢罐和燃料电池及相关材料，分别是：
　　1）电解槽：华电重工、昇辉科技、华光环能、亿利洁能。
　　2）储氢罐：兰石重装、中集安瑞科。
　　3）燃料电池及相关材料：亿华通、贵研铂业、雄韬股份。
　　风险提示：政策不及预期，制、储、运、加以及燃料电池核心零部件环节技术突破低于预期，氢储能市场推广不及预期。
　　

研究报告全文：证券研究报告优于大市维持氢储能或为长时储能重要形式静待需求释放电力设备及新能源公用事业首席分析师吴杰SAC号码S0850515120001电力设备及新能源分析师马天一SAC号码S0850523030004电力设备及新能源公用事业分析师余玫翰SAC号码S08505230800022023年9月24日概要中国储能产业继续保持高速增长态势据CNESA统计截至2022年底中国已投运电力储能项目累计装机规模598GW同比38新型储能项目累计装机规模首次突破10GW达到131GW271GWh功率规模年增长率达128能量规模年增长率达141氢储能为新能源发电提供辅助服务新能源发电波动性强不可预测性强当新能源大量并入电网时会增加电网的波动电网安全性或将受到冲击我们认为解决方式为火电灵活性改造调峰气电和储能其中氢能源作为一种新型储能技术可削峰填谷有效解决新能源稳定并网问题氢储能或为长时储能重要形式氢储能具有能量密度大自放电率几乎为0放电时长长响应时间快的优势根据上海鲲华的测算当储能时长大于4小时的时候氢储能的装机成本相较锂电储能有明显优势当储能时长大于65小时的时候氢储能的度电成本相较锂电储能有明显优势氢储能项目进展加快静待需求释放我国氢储能项目加速落地据势银TrendBank统计截至2022年10月国内规划在建运营的狭义广义氢储能项目已超过100个各类燃料电池在发电领域的应用已超过7MW根据IEA预测2050年预计全球氢发电装机量1867GW2请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明概要投资建议氢储能包括制氢储氢发电环节我们建议关注电解槽储氢罐和燃料电池及相关材料分别是1电解槽华电重工昇辉科技华光环能亿利洁能2储氢罐兰石重装中集安瑞科3燃料电池及相关材料亿华通贵研铂业雄韬股份风险提示政策不及预期制储运加以及燃料电池核心零部件环节技术突破低于预期氢储能市场推广不及预期3请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明目录1氢储能或为长时储能重要形式跨区域储能形式之一2氢储能未来降本途径3氢储能项目进展加快静待需求释放4氢储能产业链及公司梳理5风险提示4请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明氢储能分为广义氢储能和狭义氢储能氢储能分为广义和狭义氢储能后文中的氢储能主要指狭义氢储能狭义氢储能电-氢-电将太阳能风能等清洁能源发出的电能或夜间电网的过剩电能通过电解水制取氢气储氢罐存储之后由燃料电池发电技术等实现氢气的利用目的是减少弃风弃光电-氢同时储能后调峰调频氢-电等广义氢储能广义氢储能强调电-氢转化链条为电-氢-XX指的是交通化工和工业等领域不再重新上网发电目前相较于狭义氢储能广义氢储能的经济性较好主要是因为狭义氢储能电-氢-电有两次能量转换整体效率低图1电-氢-电转换及储能系统资料来源宋鹏飞等可再生能源氢储能与氢转化利用技术及发展模式分析海通证券研究所5请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明全球已投运电力储能项目累计装机规模2372GW据CNESA全球储能项目库截至2022年底全球已投运电力储能项目累计装机规模2372GW年增长率15抽水蓄能累计装机规模占比首次低于80与2021年同期相比下降68个百分点新型储能累计装机规模达457GW年增长率80锂离子电池仍占据绝对主导地位年增长率超过85其在新型储能中的累计装机占比与2021年同期相比上升35个百分点图2全球储能市场装机容量比例2000-2022年图32011-2022年全球新型储能规模MW增速注装机规模MW左轴年增长率右轴资料来源CNESA储能产业研究白皮书2023摘要版海通证券研究所6请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明中国储能产业保持高速增长态势2022年中国储能产业继续保持高速增长态势截至2022年底中国已投运电力储能项目累计装机规模598GW占全球市场总规模的25累计装机规模同比38抽水蓄能累计装机占比首次低于80新型储能项目累计装机规模达累计装机规模首次突破10GW达到131GW271GWh功率规模年增长率达128能量规模年增长率达1412022年中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW达到165GW其中抽水蓄能新增规模91GW同比增长752022年新型储能新增规模创历史新高达到73GW159GWh功率规模同比增长200能量规模同比增长280新型储能中锂离子电池占据绝对主导地位比重达97此外压缩空气储能液流电池钠离子电池飞轮等其它技术路线的项目在规模上有所突破应用模式逐渐增多图4中国储能市场装机容量比例2000-2022年图52011-2022年中国新型储能规模MW增速注装机规模MW左轴年增长率右轴7请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源CNESA储能产业研究白皮书2023摘要版海通证券研究所储能提供辅助服务氢储能为新能源发电提供辅助服务新能源发电波动性强不可预测性强当新能源大量并入电网时会增加电网的波动电网安全性或将受到冲击我们认为解决方式为火电灵活性改造调峰气电和储能包括抽水蓄能和新型储能其中氢能源作为一种新型储能技术可削峰填谷有效解决新能源稳定并网问题图6风电波动性与需求不匹配氢储能调节资料来源王艳艳等氢气储能与发电开发中国电力网援引国家能源局海通证券研究所8请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明储能减少弃风弃光储能有利于新能源消纳减少弃风弃光2022年我国风电和光伏利用率分别为968和983处于较高水平但是未来随着风光发电发电量增大消纳难度会增大2022年西藏弃光率达到20青海的弃风率和弃光率为73和89弃风弃光问题源于三北地区的系统调峰能力跨省区外送能力无法支撑本地区新能源的大规模开发我们认为解决弃风弃光的途径为1储能2电跨区域传输特高压等3转变能量形态以达到跨区域传输氢储能4在中东部地区等电需求量大的地方发展新能源存在资源禀赋的桎梏原因是国内光伏资源较好的地区为三北地区5产业转移将高耗能行业转移到风光资源好的地方表12022年风电和光伏利用率部分城市风电利用率光伏利用率地区12月1-12月12月1-12月全国9760968098809830北京100100100100蒙西966929975974上海100100100100江苏100100100100浙江100100100100青海916927958911西藏10010078280广东100999100100资料来源全国新能源消纳监测预警中心微信公众号海通证券研究所9请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源CNESA2022储能产业研究白皮书表不同储能技术性能对比氢储能的优劣势氢储能的优势能量密度大自放电率几乎为0放电时长长响应时间快氢储能的劣势能量效率低安全性差和现阶段经济性较弱对比锂离子电池储能氢储能优势自放电率几乎为0放电时间长可用于长时储能劣势能量效率低35-40且现阶段成本高对比抽水蓄能氢储能优势地理限制小表2不同储能技术性能对比资料来源叶季蕾等基于全球能源互联网典型特征的储能需求及配臵分析海通证券研究所注50Hz的一周波是002秒10请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表储能方式比较资料来源CNESA2022储能产业研究白皮书氢储能放电时长长储能容量大氢储能放电时长长储能容量大适合用于长时间跨地区电转氢后把氢运输再到目的地发电的储能根据刘坚等适应可再生能源消纳的储能技术经济性分析现阶段氢储能经济性较弱2020年度电成本18元kWh左右而锂电储能只需05元kWh左右抽水蓄能的成本更低不及锂电储能的12据刘坚等适应可再生能源消纳的储能技术经济性分析中测算未来随着系统成本下降以及能量转化效率提升氢储能度电成本2060年将有望下降至将近04元度图6不同储能技术的容量和放电时间图7不同储能技术平准化度电成本LCOS资料来源许传博等氢储能在我国新型电力系统中的应用价值挑战及展望刘坚适应可再生能源消纳的储能技术经济性分析海通证券研究所11请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明注抽水蓄能PHS压缩空气储能CAES全钒液流VRB氢储能长周期下边际储存成本低长周期储能下相较于锂离子电池储能氢储能具有边际储存成本低的优势根据势银能链微信公众号援引上海鲲华的测算数据氢储能后续扩容成本为100元kWh锂电扩容成本为电池成本1500元kWh根据势银能链微信公众号援引上海鲲华的测算在100MW光伏发电场配储15功率的情况下当储能时长大于4小时的时候氢储能的装机成本相较锂电储能有明显优势当储能时长大于65小时的时候氢储能的度电成本相较锂电储能有明显优势图8长周期储能下氢储能和锂电储能的装机成本和度电成本对比资料来源势银能链微信公众号援引上海鲲华海通证券研究所12请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表储能方式比较氢储能在长周期储能中优势显著前述65h后氢储能的度电成本相较锂电储能有明显优势同时目前季节性储能度电成本中抽水蓄能氢储能和压缩空气储能成本最有竞争力据刘坚适应可再生能源消纳的储能技术经济性分析从2020年到2060年储氢成本有下降空间据刘坚等人测算可知到2060年储氢的度电成本将低于抽水蓄能和压缩空气储能抽水蓄能受地理限制有资源量限制未来开发难度增大度电成本或增加同时抽水蓄能是短时储能里度电成本最低的储能品种之一我们认为未来随着电力辅助服务市场化竞争更加充分提供同一种调峰服务的不同储能收入或一致低成本的抽蓄相较于其他短时储能存在较大的盈利空间在短时储能上比较优势更为显著抽蓄可能会更多用于短时储能图9季节性储能下平均连续放电5001000h抽水蓄能氢储能和压缩空气储能度电成本优势资料来源刘坚适应可再生能源消纳的储能技术经济性分析海通证券研究所13请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表储能方式比较资料来源CNESA2022储能产业研究白皮书氢储能主要出路结合技术性能和经济性我们认为氢储能的主要出路为一长周期储能技术性能放电时间长自放电率几乎为0容量大经济性1根据势银能链微信公众号援引上海鲲华的测算数据65h的储能时长后氢储能度电成本小于锂电池储能场景举例若单单光伏离网项目晚上无日照晚上大约8小时的耗电量都需储能提供则用氢储能或有经济性经济性2与抽蓄和压缩空气一起为三种成本最低的季节性储能方式二跨区域传输其他储能方式跨区域传输的主要方式为电网输电而氢储能还能以氢气形式运输到其它地方三降成本提效率图10储能互补机制14请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源张红等面向统一能源系统的氢能规划框架海通证券研究所表储能方式比较资料来源CNESA2022储能产业研究白皮书氢储能或为长时储能重要形式高比例新能源需要长周期储能根据卓振宇等高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战高比例再生能源可再生资源渗透比例超过50的阶段除了关注可再生能源日内波动还要关注季节不平衡所带来的电量过剩和短缺的问题季节不平衡引起的弃风和弃光损失将远大于中比例渗透阶段由于短期调峰不足引起的损失解决季节不平衡方法一需要根据各个局部区域风电光伏和负荷的季节特性合理配比可再生能源装机容量充分利用风电和光伏的季节互补特性减少供需电量的不平衡二需要季节性储能实现能量的跨季节调整图11全球6大洲主要风光基地年特征曲线52周资料来源肖晋宇等支撑电力系统清洁转型的储能需求量15请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明化模型与案例分析海通证券研究所表储能方式比较资料来源CNESA2022储能产业研究白皮书风光互补会降低对储能的要求但仍需10长周期储能风光互补电化学储能长周期储能的系统性成本最小风光互补后大概仍需10的长周期储能图12不同技术组合的系统成本图13加利福尼亚风光互补长周期储能需求图资料来源Long-DurationElectricityStorageApplicationsEconomicsandTechnologiesRoleofLong-DurationEnergyStorageinVariableRenewableElectricitySystems海通证券研究所注LDS长周期储能16请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明储能仍有缺口氢能或成重要消纳方式未来据我们判断随着全国波动性可再生能源发电规模上升将出现较大的可再生能源功率调节缺口氢能与电池储能或将一起服务于中国的新型电力系统提供不同时间维度的储能分布式氢燃料电池电站和分布式制氢加氢一体站可作为高弹性可调节负荷可以快速响应不匹配电量前者直接将氢能的化学能转化为电能用于填谷后者通过调节站内电制氢功率进行负荷侧电力需求响应用于削峰图14我国2020-2050年调峰容量缺口17请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源许传博等氢储能在我国新型电力系统中的应用价值挑战及展望海通证券研究所长时储能投资额增长快所需时长增加麦肯锡数据显示现阶段长时储能装机量很低但未来将快速增长根据麦肯锡预测2030年达到015-04TW安装储能容量在5-10TWh容量除以功率测算得平均储能时长在30h至2040年长时储能将指数级增长2040年达到15-25TW安装储能容量在85-140TWh同上测算得平均储能时长在56h据数据可知2030-2040年长时储能的规模将快速上涨同时平均储能时长也会提升近年来全球长时储能投资额增长快据麦肯锡数据2021年全球长时储能投资额较2020年增长153根据麦肯锡预测2022-2040年间长时储能总投资大概为15-3万亿美元这一时期的总投资与每2-4年对输电和配电网络的投资相当据麦肯锡数据长时储能未来需降本60才能有较好经济性6小时或8小时到150小时内的长时储能比较有经济性图15长时储能规模预测图16长周期储能全球投资额资料来源支撑电力系统清洁转型的储能需求量化模型与案例分析资料来源麦肯锡Net-zeropowerLongdurationenergystorageforarenewablegrid海通证券研究所18请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明氢储能或能成为跨区域储能形式之一在特高压线路建设难度大的地方如远海等或者是电网利用率低的地方如孤岛离网偏远地区氢储能作为一种储能形式而或有一席之地目前氢储能用于跨区域储能比较可行的是远海风能开发随着海上风电的大规模发展海上电力尤其深远海可再生电力输送消纳成为问题利用海上风电制氢是解决海上风电大规模并网消纳难深远海电力送出成本高等问题的有效路径图17远海海风氢能模式资料来源孟翔宇等双碳目标下中国氢能发展战略海通证券研究所19请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明氢储能或能成为跨区域储能形式之一氢储能用于跨区域储能比较可行的是远海风能开发有利条件1远海海风资源好于近海占海上风电开发潜力75有利条件2越来越多的油气田转向海上风电业务在油气田走向枯竭的时期可以在油气田上布臵电解槽然后将制得的氢气掺入天然气通常不大于15中运输当油气田枯竭后布臵更多电解槽油气田变氢气田可充分利用油气田并节省油气田退役费用有利条件3根据麦肯锡研究对比光伏制氢海风发电价格有更大的下降空间光伏中电解槽等资本开支影响更大的原因是对比海风制氢光伏电解槽利用率更低图18海风和光伏制氢单位美元kg资料来源HydrogenCouncilMcKinseyCompany20请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明HydrogenInsightsAperspectiveonhydrogeninvestmentmarketdevelopmentandcostcompetitiveness海通证券研究所