氢储能或为长时储能重要形式静待需求释放

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。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：电解槽：华电重工、昇辉科技、华光环能、亿利洁能。储氢罐：兰石重装、中集安瑞科。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氢储能或为长时储能重要形式，跨区域储能形式之一氢储能未来降本途径氢储能项目进展加快，静待需求释放氢储能产业链及公司梳理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。图1：电-氢-电转换及储能系统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。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6图2：全球储能市场装机容量比例（2000-2022年）

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7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。图4：中国储能市场装机容量比例（2000-2022年）

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（%），右轴请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明储能：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：减少弃风弃光请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明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。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利用率12月1-12月12月1-12月全国97.60%96.80%98.80%98.30%北京100%100%100%100%蒙西96.6%92.9%97.5%97.4%上海100%100%100%100%江苏100%100%100%100%浙江100%100%100%100%青海91.6%92.7%95.8%91.1%西藏100%100%78.2%80%广东100%99.9%100%100%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9研究所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。10请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表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0.02秒。氢储能放电时长长，储能容量大11请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明氢储能放电时长长，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1.8元/kWh左右，而锂电储能只需0.5元/kWh左右，抽水蓄能的成本更低，不及锂电储能的1/2。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0.4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请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明长周期储能下，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。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氢储能在长周期储能中优势显著请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源：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前述>6.5h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500～1000h），抽水蓄能、氢储能和压缩空气储能度电成本优势氢储能主要出路请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明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，>6.5h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15请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明根据卓振宇等《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化模型与案例分析》，海通证券研究所风光互补会降低对储能的要求，但仍需10%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%的长周期储能资料来源：Long-Duration

Electricity

Storage

Applications,

Economics,and

Technologies;

Role

of

Long-Duration

Energy

Storage

inVariable

Renewable

ElectricitySystems，海通证券研究所注：LDS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储能仍有缺口，氢能或成重要消纳方式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年调峰容量缺口长时储能投资额增长快，所需时长增加18请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源：麦肯锡《Net-zeropower:

Long

duration

energy

storagefor

a

renewable

grid》，海通证券研究所麦肯锡数据显示，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0.15-0.4TW（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1.5-2.5TW（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1.5-3万亿美元。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》图16：长周期储能全球投资额氢储能或能成为跨区域储能形式之一19请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明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》，海通证券研究所氢储能或能成为跨区域储能形式之一20请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明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：Hydrogen

Council,

McKinsey

&

Company《Hydrogen

Insights:

A

perspective

on

hydrogeninvestment,

marketdevelopment

and

cost

competitiveness》，海通证券研究所氢储能或能成为跨区域储能形式之一21请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明我们认为，在电网利用率低的地方（孤岛、离网偏远地区），若为其单独建立高压线，则投资过大。而且沿线上的利用率低会导致度电输配电成本上升。可换一种思路，自建分布式能源，采用氢能系统，不仅能供电供热，同时，多制出来的氢还可以用在燃料汽车上，以及作为一些工业原料（e.g.

盐湖无人区、新疆等偏远地方公路、孤岛等）。展望未来，若氢储能成本下降后，作为分布式能源的有效消纳途径，不仅能供电供热，还能提供氢气作为工业原料，多方面创收。图19：长时储能应用范围资料来源：麦肯锡《

Net-zero

power:

Long

duration

energystorage

for

a

renewable

grid》

，海通证券研究所目录22请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明氢储能或为长时储能重要形式，跨区域储能形式之一氢储能未来降本途径氢储能项目进展加快，静待需求释放氢储能产业链及公司梳理风险提示制氢系统的降本空间23请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明氢储能系统成本构成主要有：电价、制氢系统（e.g.电解槽）、储氢系统（e.g.储氢瓶、盐穴）、运送（e.g.长管拖车、管道）和发电系统（e.g.

燃料电池、氢燃气轮机）。制氢系统降本空间：1）效率能升。根据氢能协会的案例数据，电解槽效率有望从65%提升至2030年的70%。

2）电解槽成本可降：根据氢能协会数据，电解槽系统成本有望从2020年的660-1050美元/kW

（中位数855美元/kW）降至2030年的中位数305美元/kW，降本幅度达到64%。若采用20%的学习曲线率（2010-2020年电池学习曲线率39%，光伏35%，陆风19%），则2030年最低有望至130美元/kW，降本约85%。图20：电解槽降本学习曲线率资料来源：Hydrogen

Council,

McKinsey

&

Company《Hydrogen

Insights:

A

perspective

on

hydrogeninvestment,

marketdevelopment

and

cost

competitiveness》，海通证券研究所电解水制氢经济性请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明目前电解水制氢主要工艺路线有：碱性电解、

PEM电解和

SOEC电解。经济性分析：1）碱性电解：技术最为成熟，生产成本较低，国产电解槽价格为2000-3000元/kW。2）PEM电解：流程简单、能效较高，已实现初步商用，但由于电解槽需使用贵金属材料，电解槽价格为7000-12000元/kW，成本较高。3）

SOEC电解：能效最高，但尚处于实验阶段。资料来源：中国电动汽车百人会《中国氢能产业发展报告

2020》，中国氢能联盟《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，高工锂电网2，4中国能源报，高工氢燃料电池，海通证券研究所表3：三大电解水制氢工艺比较碱性电解（AWE）质子交换膜电解（PEM）固体氧化物电解（SOEC）电解质20~30%KOHPEM（Nafion等）Y2O3/ZrO2催化剂非贵金属电催化剂（如Ni、Co、Mn等）Ir、Ru等贵金属/氧化物及其二元、三元合金/混合氧化物/运行温度70~90℃70~80℃600~1000℃电流密度0.2~0.4A/c㎡1.0~2.0A/c㎡1.0~10.0A/c㎡单台产气量0.5~1000Nm³/h0.01~500Nm³/h/电解槽能耗4.5~5.5

kWh/Nm³3.8~5.0

kWh/Nm³2.6~3.6

kWh/Nm³电解槽价格国产：2000~3000元/kW进口：6000~8000元/kW7000~12000元/kW/系统转化效率60%~75%70%~90%85%~100%系统寿命已达10~20年已达10~20年/启停速度热启停：分钟级；冷启停：＞60分钟热启停：秒级冷启停：5分钟启停慢动态响应能力较强强较弱电源质量需求稳定电源稳定或波动电源稳定电源负荷调节范围15~100%额定负荷0~160%额定负荷/系统运维有腐蚀液体，运维复杂成本高无腐蚀性液体，运维简单成本低目前以技术研究为主，尚无运维需求成本成本较低，最具经济性使用贵金属催化剂等，成本偏高/环保性碱液污染，石棉膜有危害无污染无污染技术推广度已实现大规模工业应用，碱性电解槽基本实现国产化初步商业化应用，PEM电解槽关键材料与技术需依赖进口尚处于实验室研发阶段特点和适用场景设备成本较低，单槽电解制氢产量较大，易适用于电网电解制氢反应效率高，与波动性和随机性较大的风电和光伏匹配性好电耗最低，高温环境，适合产生高温高压蒸汽的光热发电等系统储氢系统可关注地下储氢25请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明目前储存技术主要有：气罐储氢、管道储氢和地下储氢等。可关注地下储氢（盐穴、废弃油田、地下管道等）：根据Yue

Qiu等的《Feasibility

analysis

ofutilisingundergroundhydrogenstoragefacilitiesinintegratedenergysystem:CasestudiesinChina》，在江苏金坛的盐穴储氢+陆风海风系统的投资回收期为10年，北方和西北的废汽油田+风光投资回收期为13和24年。根据国家电投援引美国能源局，500吨储氢的地下管道投资成本为516-817美元/千克，平准化储氢成本为1.87-2.39美元/千克；内衬岩洞储氢投资成本为56-116美元/千克，平准化储氢成本为0.31-0.43美元/千克；地下盐穴储氢投资成本为35-38美元/千克，平准化氢储能成本为0.19-0.27美元/千克（1kg氢气发电约16度）。图21：地下储氢的投资回收期资料来源：Yue

Qiu等

《Feasibility

analysis

of

utilisingunderground

hydrogen

storagefacilities

in

integrated

energy

system:

Case

studies

in

China》，海通证券研究所度电成本测算请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明根据刘坚《适应可再生能源消纳的储能技术经济性分析》，2060年氢储能度电成本约为0.4元。根据我们测算，假设2030年电解槽价格为700元/kW，效率70%，寿命提升到15年。假设2030年燃料电池价格500元/kW，寿命提升到10年。电价假设为0.2元时，平准化度电成本为0.89元。当电价假设为0.1元时（考虑谷电、以及为电网调谷收入所得），平准化度电成本为0.69元。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》，海通证券研究所注：抽水蓄能（PHS）、压缩空气储能（CAES）、全钒液流（VRB）26图22：不同储能技术平准化度电成本（LCOS） 表4：2030年度电成本预测表假设1假设2电解槽成本（元/kW）700700电解槽/燃料电池效率70%70%电解槽寿命（年）1515放电时间（h）88年循环次数360360储氢成本（元/kWh）100100燃料电池成本（元/kW）500500燃料电池寿命（年）1010电价（元/kWh）0.20.1度电成本（元）0.830.63氢能运用领域总结27请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源：司杨等《基于分布鲁棒的风-氢混合系统氢储能容量优化配臵》，海通证券研究所氢能电力系统可用于如下领域：可再生能源大规模消纳。将电解水制氢技术用于可再生能源发电场景，在提升规模化消纳的同时，还能够优化可再生能源发电的出线容量，从而降低电网建设的投资，提高输电线路的利用率。调峰调频。削峰填谷、需求侧响应。分布式能源系统。将氢能电力系统用于构建分布式能源系统，实现可再生能源的灵活消纳，同时可以实现氢、热、电联供，为园区、社区及偏远地区进行供能，并可作为备用电源，与电力、热力等能源品种实现互联互补，提高能源利用效率。在孤立的微电网和离网的偏远地区,间歇性可再生能源与氢储能系统集成,可以减少甚至消除柴油发动机的使用,同时能够避免建设外来电网的高成本。远海风能资源开发。利用远海风能发电制氢是对远海风能资源开发的一种有效手段，可以避免开发远海风电所带来的大规模海底电缆建设难度大、管理困难、投资及运行成本高等问题。远海的海上风能资源除了直接发电外，还能制氢，然后再输送到陆地上通过燃料电池或者氢燃气轮机发电，就可以有效利用远海风能资源，促进电力系统深度脱碳。表5：90MW青海风电场氢储能容量配臵结果是否考虑热平衡燃料电池容量/MW电解槽容量/MW储氢罐体积/m³是8.242.914.84否7.962.216.33目录28请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明氢储能或为长时储能重要形式，跨区域储能形式之一氢储能未来降本途径氢储能项目进展加快，静待需求释放氢储能产业链及公司梳理风险提示2050年预计全球氢发电装机量1867GW，占比6%请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源：IEA

Net-ZeroEmissions

by

2050Roadmap，海通证券研究所29表6：能源装机量预测（全球）电力来源2020装机容量（GW）2030 204020502020占比（%）20302050CAGR（%）2020-2030 2030-2040发电总量7

79514

93326

38433

4151001001006.75.9可再生能源发电2

99410

29320

73226

56838698013.17.3光伏发电7374

95610

98014

4589334321.08.3风电7373

1016

5258

2659212515.57.7水电1

3271

8042

2822

599171283.12.4生物质发电1712975346402225.76.0聚光太阳能发电67328142600128.414.4地热能发电15529812600013.26.5海洋能发电111325500027.111.3核电4155157308125322.23.6氢发电-1391

4551

867-1626.5化石燃料发电+CCUS18131239401155.214.4煤电+CCUS15318222200148.713.1气电+CCUS-28130171-0116.6传统化石燃料发电4

3683

3201