GGII：2023中国氢燃料电池储能发电市场前景分析

“随着储能行业兴起，以及大规模绿氢项目不断落地，氢储能发电系统产品相关企业备受资本市场青睐，行业投融资事件明显增多。我们预计，未来氢储能发电经济性将不断改善，氢储能发电产品会成为很多燃料电池企业的重要营收来源。当前氢储能发电市场处于启动阶段，细分市场有待挖掘。”

自2021年以来，国内可再生能源制氢项目猛增，目前在建及规划绿氢项目装机总规模超21GW。与电化学储能相比，氢储能具有大规模、长周期、可跨季节储能、部署灵活等优势，可再生能源制氢储能行业爆发，带动氢储能发电迎来发展机遇。

在国家政策方面，国家确定了氢的能源地位、发展目标，将氢储能作为长时储能技术代表，纳入官方支持新型储能范畴。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》、《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出，氢储能发电是重要的氢能应用领域之一。

GGII根据公开资料整理，截至2023年8月，国内将近20个省市氢能产业政策针对燃料电池储能发电/热电联供有详细规划，14个省市规划到2035年燃料电池发电装机目标800MW+10365台套。

特别是，目前储能行业向长时储能发展，利好燃料电池储能发电。2022年我国平均配储时长为2.1小时，随着可再生能源占比提升，电网调节压力增大，配储由鼓励引导到成为并网标配，并向长时储能发展。

据统计，河北、西藏、内蒙古、上海、新疆等10个多省份明确提出配置4小时以上长时储能。目前，成都、嘉兴、潍坊、攀枝花等地已出台了针对氢储能发电项目的专项补贴政策。

政策扶持也给予了企业践行绿色发展的决心和信心。截至目前，国内有近20家燃料电池厂商推出燃料电池储能发电产品，其中超过5家厂商已经落地MW级示范应用项目；产品发电效率可达50%，热电综合效率在85%以上，设计寿命最大可达40000小时以上，满足储能发电需求。

目前与氢储能发电系统产品相关的燃料电池企业受到资本市场青睐。据GGII不完全统计，2022-2023年8月，燃料电池发电相关企业融资超18起，金额超91亿元，其中11起单笔融资超亿元。

从示范项目来看，国内氢储能发电相关示范项目数量，增长比较迅速。2021年以来，国内公开发布燃料电池发电示范项目将近50个。目前累计建成30KW以上示范项目超40个，单一项目示范规模不断刷新记录，目前国内在建最大项目为中电新源（怀安）储能电站氢储能发电项目，也是目前全球最大的氢储能发电项目，装机规模高达200MW。

从示范路线来看，与国外主要发展SOFC、PAFC的情况不同，在我国PEMFC占据了绝对主导地位。据统计，2021-2023年1-8国内氢储能发电项目技术路线，PEMFC占比高达99%。同时，SOFC技术创新和示范加快，未来有望占据一定市场份额。

从项目来源看，发电/电网企业、副产氢企业、新能源企业及工业园区成为了这些氢储能示范项目建设主力军。中国氢储能发电行业正在走出一条适合自身特色的发展道路。

在“双碳”目标背景下，据有关数据统计，到2060年中国氢气总需求有望达到1.3亿吨，其中氢储能发电领域占比约5%，装机规模有望达82GW。

氢储能发电将在新型电力系统“源网荷”的应用场景中，发挥平抑风光出力波动、提供调峰辅助容量、参与电力需求响应等重要作用。当前国内氢储能发电主要的示范场景包括：风光电站储能项目、供电站、副产氢企业、工业园区等。

GGII通过对国内各类氢储能发电站进行经济性分析认为，在部分高峰谷价差地区，燃料电池副产氢发电存在市场化机会。现阶段全国工业副产氢年制氢潜力在500万吨左右，若10%用于氢储能发电，则装机需求有望达到2.3~6.8GW。

GGII预测，今年国内燃料电池储能发电的装机规模有望达到30MW。到2030年国内燃料电池储能发电累计装机规模有望达5GW，2023~2030燃料电池发电系统市场增量空间超240亿元。在中短期内，下游需求仍以发电/电网企业制氢储能发电示范、工业副产氢企业、热电联供示范项目为主；长期来看，随着制氢及储运成本下降，外供氢分布式发电有望得到推广。

从技术路线来看，PEMFC将凭借规模化优势在国内持续占据主导地位；SOFC随着大幅提质降本，市占率有望逐步提升。

尽管氢储能发电前景较为美好，但是整体来看行业发展处于示范阶段的初期。氢储能发电还面临技术不成熟、经济性不足、供应链不完善、政策标准缺乏等一系列挑战。

刘鹏利认为，氢能发电的细分市场还有待企业去挖掘。特别是随着全球储能需求猛增，绿氢项目不断落地，工商业用电峰谷价差不断拉大，绿氢和燃料电池规模化降本加快，在部分氢气价格比较低的区域，氢储能发电正迎来发展机会。