电力设备及新能源-公用事业行业：氢储能或为长时储能重要形式，静待需求释放

《氢储能或为长时储能重要形式，静待需求释放》 证券研究报告 （优于大市，维持） 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：S0850523080002 2023年9月24日 概要 2 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。 nMqNrMqRqPsOtOtMrMqRrO7N8Q8OoMoOmOnOeRpPxOfQsQnQ9PnMtPMYoNnRvPpOqN概要 3 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 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。 目录 4 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 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 氢储能分为广义氢储能和狭义氢储能 5 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 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  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-X”，X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。 全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW 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237.2GW，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6.8个百分点。 新型储能累计装机规模达45.7GW，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3.5个百分点。 6 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图2：全球储能市场装机容量比例（2000-2022年） 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 图3：2011-2022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 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59.8GW，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13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。 2022年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破15GW，达到16.5GW，其中，抽水蓄能新增规模9.1GW，同比增长75%。 2022年，新型储能新增规模创历史新高，达到7.3GW/15.9GWh，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。 7 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图4：中国储能市场装机容量比例（2000-2022年） 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 图5：2011-2022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 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。 8 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 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 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96.8%和98.3%，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7.3%和8.9%。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。 9 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 表1：2022年风电和光伏利用率（部分城市） 地区 风电利用率 光伏