2023-2028年制氢市场现状与前景调研报告

盛世华研·2008-2010年钢行业调研报告PAGE2服务热线圳市盛世华研企业管理有限公司2028年制氢市场2023-2028年制氢市场现状与前景调研报告报告目录TOC\o"1-3"\u第1章制氢行业现状调研 31.1中国氢能政策 31.2市场规模 51.3主要特征 5（1）国内可再生制氢产能建设快速推进 5（2）2022年中国氢能专利数据排名全球第一 6第2章2022-2023年制氢行业市场基本情况 72.1氢气产量 72.2氢气供给结构 82.3国内可再生氢项目 82.4国内氢能应用领域 162.5国内氢气成本 242.6氢能产业链 292.7电解槽电解水制氢的核心设备 29第3章中国制氢行业存在的问题与对策分析 363.1绿氢行业三问三答 37（一）项目盈利：风光氢氨及制氢加氢一体站项目是否有盈利性？ 37（二）出口订单：国内企业出口最新进展？ 37（三）竞争格局：现阶段碱槽企业的差异？ 383.2氢能产业发展面临的问题 393.3发展建议 40第4章2023-2028年制氢行业投资前景 424.1制氢行业投资价值评估 424.2制氢行业发展潜力评估 434.32023-2028年制氢市场发展前景 454.42023-2028年制氢市场规模预测 484.52023-2028年制氢行业发展趋势 48（一）未来主流制氢方式将逐步从灰氢、蓝氢过渡到绿氢 48（二）未来十年低碳和/或可再生能源制氢的成本将大幅下降 49第1章制氢行业现状调研1.1中国氢能政策我国对氢能和燃料电池的研究始于20世纪50年代，氢能和燃料电池的863和973计划都被列入计划。十三五期间，氢能和燃料电池开始进入快车道。近两年来，国务院、国家发改委、国家能源局等部门密集出台政策支持和规范氢能产业发展，推动氢能产业发展。2019年氢能首次被写进政府工作报告，随后，各部委密集出台各项氢能支持政策，内容涉及氢能制储输用加全链条关键技术攻关、氢能示范应用、基础设施建设等。2022年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021）》，明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是战略性新兴产业的重点方向，将氢能产业上升至国家能源战略高度。图表：中国氢能相关政策1.2市场规模据中国氢能联盟预测，2025年中国氢能产业产值将达到1万亿元。在2030年二氧化碳排放峰值情景下，中国氢气年需求量将达到3715万吨，约占终端能耗的5%，可再生氢气产量约500万吨，已部署电解槽装机容量约80GW。在2060年碳中和的情景下，中国每年对氢气的需求将增加到约1.3亿吨，约占最终能源消费的20%。1.3主要特征（1）国内可再生制氢产能建设快速推进根据中国氢能联盟不完全统计，2022年国内新增可再生制氢项目产能3.3万吨，同比增长65%。截至2023年2月，国内规划可再生氢项目合计429.4万吨/年；已运行项目5.6万吨/年；建成尚未运营第5章万吨/年；在建项目19.7万吨/年；规划待建401.6万吨/年。从地区分布上看，可再生制氢产能规划前五的省份是内蒙古、吉林、上海、河北、宁夏。图表：国内可再生制氢项目统计来源：中国氢能联盟，中泰证券研究所（2）2022年中国氢能专利数据排名全球第一近日，IPRdaily与incoPat联合发布了《2022年全球氢能产业发明专利排行榜TOP100》。1）从申请企业看，100个企业中包含了16个国家的企业，中国企业32家，占32%；2）从专利总数看，100个企业在2022年一共有5277件氢能专利申请，中国32家企业一共占据2144件，占40%。3）从排名看，中国石化、华能集团分别以708件和221件雄踞榜一和榜二。除了中国石化、华能、国家电网这些大型央企的技术一直保持领先优势，亿华通也以120件专利申请名列全球专利排名中的第10名。第2章2022-2023年制氢行业市场基本情况2.1氢气产量目前，我国已成为世界上最大的氢气生产国，根据中国煤炭工业协会数据，2022年我国氢气产量达4004万吨，同比增长32%，占2021年全球氢气产量的28%。此外，我国可再生能源装机量全球第一，在清洁低碳的氢气供给上具有巨大潜力。中商产业研究院预测，2023年我国氢气产量将达4575万吨。2.2氢气供给结构目前，国内氢能产业尚处于市场导入阶段，除部分气体公司外，市场化供氢渠道有限。结合不同技术路线制氢的产能、经济性以及碳排放情况，不同地区须依据其资源禀赋进行选择。结合未来可再生能源发电装机规模，通过年度氢储能调峰电量需求测算，2030年和2050年季节性储能调峰电量潜力约为0.99万亿千瓦时和2.14万亿千瓦时，由此产生的制氢规模将分别达到1800万吨和4000万吨。2.3国内可再生氢项目国内制氢来源分布国内制氢来源包括三大类：化石能源制氢、电解水制氢、工业副产氢；1）化石能源制氢占比最大，包括煤制氢、天然气制氢、石油制氢；2）工业副产氢占比其次，包括焦炭和兰炭副产氢、氯碱和其他副产氢、轻烃裂解副产氢；3）电解水制氢占比最小，包括电网、风电、光伏、水电、核电电解水。来源：中国氢能联盟研究院国内可再生制氢项目分布截至2023年3月15日，国内规划可再生氢项目合计429.4万吨/年；已运行项目5.6万吨/年；建成尚未运营2.5万吨/年；在建项目19.7万吨/年；规划待建401.6万吨/年；地区分布：产能规划前五的省份是内蒙古、吉林、上海、河北、宁夏。来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院国内已运营项目分类截至2023年2月，国内已运营的可再生氢项目中，1）按照制氢来源分类：光伏13个，占比48%；风电5个，占比18%；水电1个，占比4%；多种来源8个，占比30%；2）按照应用方向分类：交通16个，占比37%；科研12个，占比28%；发电6个，占比14%；合成甲醇2个，占比9%；储能1个，占比2%；其他5个，占比12%。来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院国内可再生氢产能建设快速推进据中国氢能联盟研究院统计，2022年国内新增可再生制氢项目产能3.3万吨/年，同比增长65%；截至2022年底在建项目17.7万吨，均有望在2年内投产运营；据高工锂电统计，2022年国内电解水制氢设备出货量722MW，同比提升106%。来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院2.4国内氢能应用领域国内氢能在化工领域应用国内氢能在工业领域主要用于化工：1）按照各省用氢企业主要产品划分，氢能在化工领域主要用来合成氨、合成甲醇、石油精炼、合成其他化工品；2）按照用氢企业产能看：国内合成氨58745万吨，占比80%；合成甲醇6183万吨，占比9%；石油精炼4642万吨，占比6%；合成其他化工品3791万吨，占比5%。来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院国内燃料电池汽车国内燃料电池汽车：1）截至23年2月，国内公告车型993辆，客车和专用车几乎各占一半；来源：中国氢能联盟研究院2）截至2022年底，国内累计销售燃料电池汽车1.03万辆，距离“十四五”目标还差4万辆；来源：中国氢能联盟研究院3）燃料电池系统配套数量前五的厂家：北京亿华通、上海重塑、亿华通动力、上海捷氢、潍柴动力。来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院国内加氢站国内加氢站：1）截至22年底，国内在运加氢站245座；来源：中国氢能联盟研究院2）截至22年底，国内在运加氢站每日供给能力17.7万公斤来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院3）国内加氢站数量前五省份：广东、河北、山东、江苏、河南；来源：中国氢能联盟研究院4）排名前十EPC企业大多是中石化分公司。来源：中国氢能联盟研究院2.5国内氢气成本国内制氢成本分布国内氢气成本分布：1）我们把制氢成本分为：可再生氢成本（绿氢）、清洁氢成本（绿氢和蓝氢）、综合氢成本（绿氢、蓝氢、灰氢）；2）目前，各个地区的可再生制氢成本均高于工业副产制氢，更高于化石能源制氢；3）趋势上看，可再生制氢成本呈现下降趋势；工业副产和传统能源制氢受能源价格上涨影响，成本上升。来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院可再生制氢成本下降趋势国内可再生氢气成本分布：1）从可再生氢气成本分布看，西北＜东北＜华北＜西南＜华东＜华中＜华南；2）近5年来，所有区域的可再生氢成本持续下降，并仍有很大降本空间。来源：中国氢能联盟研究院长期看可再生电力制氢成本下降展望：据中国氢能联盟研究院预测，到2030年，国内电解水制氢装机有望扩大至100GW以上，碱性电解槽投资成本将从2020年的2000元/KW，降低至2030年的1500元/KW。同时，得益于可再生电力成本的降低，可再生电力制氢成本有望下降至13元/公斤，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。来源：中国氢能联盟研究院不同电解水制氢成本拆分不同电解水制氢方式的成本拆分：1）根据能源转型委员会测算数据，应用电网电力制氢时，燃料成本占比约80%，固定投资占比15%，运营费用占比5%；2）可再生能源制氢时，燃料成本占比60-70%，固定投资占比30%，剩余为运营费用；3）天然气制氢（CCUS，碳捕获），燃料成本占比55%（现在更高），固定投资占比30%，剩余为运营费用。来源：中国氢能联盟研究院氢气存储与运输常见的氢气储存、运输方式为气态储氢、液态储氢、固态合金储氢三种方式，重点是安全、低成本提高质量储氢率。1）根据中国氢能联盟研究院统计，目前我国主要采用20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式；2）当用氢规模扩大、运输距离增长后，提高气氢运输压力或采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才可以满足高效经济的要求；3）氢的储运体系建设，可以借鉴天然气储运体系，结合实际的应用场景，选择合适的储运方式。2.6氢能产业链氢能产业链氢能产业链上下游依次为：制氢、储运、加氢、能量转换（燃料电池）、用氢；我国已经掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺；在制、储、输、加、用等全产业链规模以上工业企业超过300家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。绿氢是未来重点发展方向氢的颜色用于代表制造氢的来源和工艺，目前分为9种颜色：绿色、蓝色、灰色、棕色或黑色、绿松石色、紫色、粉色、红色、白色；绿氢是利用可再生电力，通过水电解工艺生产的氢气，在生产过程中没有二氧化碳的排放，是未来重点发展方向。2.7电解槽电解水制氢的核心设备如前所述，在绿氢制备过程中，燃料成本占比60-70%，固定投资占比30%，剩余为运营费用；电解槽是电解水制氢系统的核心部分：电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成，其中电解槽是电解反应发生的主要场所，辅助系统则包括电力转换、水循环、气体分离、气体提纯等模块；从成本构成来看，电解槽在制氢系统总成本中的占比约为40%-50%。来源：中国氢能联盟研究院电解槽分类——碱性是国内主流生产绿氢的核心是高效电解水制氢技术。按照工作原理和电解质不同，电解水制氢技术分为4类：1）碱性电解水（ALK）；2）质子交换膜电解水（PEM）；3）高温固体氧化物电解水（SOEC）；4）固体聚合物阴离子交换膜电解水（AEM）。目前国内超过95%的电解水都应用碱性电解水技术。来源：中国氢能联盟研究院来源：中国氢能联盟研究院碱性电解水工作原理碱性电解水制氢的电解质为30%质量浓度KOH溶液或者26%质量浓度的NaOH溶液。反应过程：在直流电下，水分子在阴极得到电子生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子在电场和氢氧侧浓度差的作用下穿过隔膜到达阳极，并且失去电子生成氧气和水。碱性电解槽主体由端压板、密封垫、极板、电极、隔膜等零部件组成。碱性电解槽企业梳理据TrendBank统计，国内已经有超过百家企业布局或规划碱性电解槽，包括深耕二三十年的传统企业，和近几年入局的新能源企业和装备制造企业。2021年下半年至2022年底，国内共有11家企业发布了碱性电解槽新品，其中单槽最大产氢量达到1400Nm³/h。碱性电解槽的大型化迭代升级正在快速发展。来源：中国氢能联盟研究院据TrendBank统计，2022年国内碱性电解槽已规划产能超过11GW；据高工锂电统计，2022年国内电解水制氢设备出货量达到722MW（含出口，不含研发样机），同比增长106%。考克利尔竞立以出货量230MW继续排名第一，派瑞氢能（中船重工718所）位居第二，隆基氢能首次跻身第三。从市场集中度来看，出货量TOP3厂商市占率合计达到73%，同比2021年下降约10个百分点。来源：中国氢能联盟研究院第3章中国制氢行业存在的问题与对策分析3.1绿氢行业三问三答（一）项目盈利：风光氢氨及制氢加氢一体站项目是否有盈利性？风光氢氨一体化项目具备基本经济性，吉林大安风光制氢项目RR可达78%。假设大安项目风光年均利用小时数分别为3342/1753小时、绿氨价格为4000元/吨、制氢耗电50kWh/kg、上网电价为0.37元kWh（含税）情况下IRR约为7.8%，为合理回报水平。非化工园区制氢的“松绑”将推动制氢加氢一体站的快速发展，目前长距离的氢气储运成本较高，与外供氢加氢站相比，站内制氢具备一定的成本优势。①制氢加氢一体站：电价为0.25-0.3元kWh时，测算加氢成本为23.8-27.1元kg。②外供加氢站，目前氢气运输成本居高不下，常见的长管拖车运氧在运输距离100km和200km时的单价分别约3.9元kg和7.6元kg,测算煤制氢、工业副产氢外供加氢站加氢成本为19.1-26.6元kg、19.736.4元kg。（二）出口订单：国内企业出口最新进展？国内企业正加速布局海外市场。①企业角度：老牌企业及新兴企业均走出国门。②合作类型：从出口销售到与当地企业合资建厂，合作方由企业扩展至地方政府和能源主管部门，合作不断深化。③国家：规模化出口主要是印度、巴西、沙特等市场，欧美地区因存在众多本士电解槽厂商、技术实力较为突出，且欧洲《净零法案》要求至2030年欧洲40%电解槽为本土生产，目前中国电解槽企业大多是小批量出口欧美。我们认为随着国内申解槽企业技术进一步捉升、中国企业有望通过合资等方式切入欧类市场。（三）竞争格局：现阶段碱槽企业的差异？2020年前电解槽企业数量较少，2022-2023年大批厂商涌入，产品密集下线。2022年行业产能8.6GW,国内电解水制氢设备出货量达到722MW,同比+106%，其中考克利尔竞立以230MW出货量居于第一，占比31.9%。目前国内主流的碱性电解槽企业产品额定产氢量均≥1000Nm3h,直流能耗低于4.4kWh/Nm3,具备大型化、低电耗特点，产品成熟度高。电解槽相关公司可分为国内老牌厂商、风电光伏电力产业链企业及氢能产业链企业三类。）老牌厂商：中船718所、考克利尔竞立和天津大陆：2）风电光伏电力设备产业链企业：如华电重工依托华电集团，电解槽订单获取能力强；隆基绿能、亿利洁能、阳光电源等大型风电光伏企业与下游客户联系紧密、研发资金与研发人员充足；3）氢能产业链企业：如昇辉科技、华光环能、瑞轔科技、国富氢能。风险提示1、全球氢能政策推进不及预期；2、行业竞争日趋激烈的风险。3.2氢能产业发展面临的问题氢能产业链顶层设计不够，产业链中的各环节、各地区发展不协调的问题突出。虽然国家发改委已出台《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》作为氢能产业的指导性规划文件，但是国家层面对企业的规划统筹仍显不足，产业链上下游企业发展不同步，难以形成大范围的集群协作效应，补贴和引导政策不配套，产业链各环节、各地区之间政策措施不统一。氢能及燃料电池产业中出现了三个“死循环”：产业链上中下游发展相互“等靠”的“死循环”、成本下降与推广规模相互依赖的“死循环”、产业链断层与一体化市场消费相悖的“死循环”。单靠市场自发调节手段难以解决上述复杂的综合性问题，需要制定国家层面的跨部门、跨学科、跨行业协同的政策措施。氢能产业管理组织混乱，安全保障体系、行业标准体系、检测体系等配套内容缺失。氢能产业链涉及领域众多，需要多个部委之间相互配合，但目前我国尚无专门管理组织机构负责统筹协调，因此在某些领域出现了对氢能产业链主体和环节的重复管理或管理缺位的现象。基础设施建设薄弱，难以匹配高速发展的氢能产业。我国目前建成的加氢站数量约为日本的四分之一，也远落后于德国与美国。另外，国内大部分加氢站属于场内测试站与橇装站，这些加氢站固定储氢量或氢气压缩系统能力较低，随着加氢车辆规模的增加，将无法满足加氢车辆进场时间随机化、单次加注时间短的商业需求。在基础设施相关技术方面，我国虽已具有35MPa(兆帕)加氢站关键技术与装备集成能力，但在关键指标与国产化方面还与先发国家存在很大差距。完全国产化的45MPa压缩机流量较小且在实际应用中故障率较高，其关键部件仍需通过进口后在国内组装;氢能基础设施的高压管路及阀门目前仍依赖进口;加氢站的工艺控制系统未来还需通过实际运营进一步验证及优化。氢能应用领域单一，多元化应用能力不强。在当前已发布氢能产业政策的省市中，几乎都将发展重点聚焦在氢燃料电池汽车及其产业链上，对于氢能在其他领域的应用则很少提及。当前高昂的制氢、运输成本和相对滞后的加氢站、运输管网等基础设施建设，都使得氢能汽车在与纯电动汽车的竞争中处于下风。另外，“绿氢”在化工、冶金等行业绿色化、高端化发展中发挥的作用还不显着，多元化应用的前景尚不明朗。3.3发展建议作为全球最大氢气生产国，2022年中国氢气产量3781万吨，但同时必须看到，中国氢能产业尚处示范应用和商业模式探索阶段。氢能产业生态尚未全面建立，不仅规模尚未上去，而且受国外技术壁垒限制严重，比如不仅加氢枪、压缩机、储容器和质子交换膜等关键设备，而且氢密封材料、低温金属材料、高效冷绝缘材料等关键材料等目前中国都需通过进口来解决，与此同时，制氢方面以灰氢为主要产出，产业链绿色升级尚存壁垒。另外，多层次的金融支持体系尚未建立，氢能建设的融资渠道偏窄，接下来唯有坚持战略升维与政策创新，中国才有可能在氢能国际竞争中抢占到制胜高地。一方面，针对氢能产业的“卡脖子”技术，需要组建创新联合体，围绕产业链进行科技攻关，在此基础上依托大型能源企业成立联合研发和推广应用平台，有效整合社会资源，推动全社会相关领域科研力量的广泛参与和协同攻关，聚焦核心技术，加快突破薄弱环节，同时也为新技术新产品的推广应用提供成熟的产业依托和试用平台。另一方面，瞄准制氢的升级方向，在目前的京津冀、长三角和珠三角三大氢能产业区开辟绿氢研发与制造基地，政策上对绿氢进行重点倾斜，同时将绿氢开发占比指标分解到全国各地。此外，除政策性金融领域通过设立重大专项、产业基金等产品对氢能建设进行支持外，也应在商业性金融方面加大力度，包括鼓励行业协会、龙头企业带头设立氢能发展专项投资基金，鼓励私募股权基金投资氢能绿色环保产业等，与此同时要创新绿色金融产品，如将绿氢技术纳入绿色信贷及绿色债券的指导目录，在碳交易市场搭建氢能产业板块交易机制等。第4章2023-2028年制氢行业投资前景4.1制氢行业投资价值评估全球能源结构中化石能源占比依然较高，氢能是能源转型重要途径。从全球能源结构来看，目前终端能源中化石能源消费仍占据了较大比例，2021年，石油、天然气和煤炭的占比分别为32%、25%和28%，化石能源占比超80%，长期以来是全球碳排放的主要来源。为实现国际能源署（IEA）2050年“零碳经济”愿景，全球能源结构低碳绿色转型势在必行。氢能具有来源丰富多样、清洁低碳、灵活高效以及应用场景丰富等优点，据能源过渡委员会（ETC）预测，在2050零碳场景下，直接电力和氢气将成为全球能源结构中最为重要的组成部分。氢能生产应用广泛，绿氢具备减碳优势，或是未来主流。目前行业中有三种主要氢气制取途径，通过制作过程中碳排放量可以划分为：灰氢：以化石能源煤炭、天然气重整制氢或者焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢等工业副产气制氢方式，在生产的过程中排放大量的二氧化碳（约2第6章kgCO2/kgH2）；蓝氢：在制作灰氢的过程中结合碳捕捉、利用及封存技术（CCUS）减少二氧化碳排放（约10.5kgCO2/kgH2）；绿氢：通过可再生能源电解水制取的氢气，在制取的过程中几乎没有碳排放（约1.5-5.0kgCO2/kgH2）。4.2制氢行业发展潜力评估中国要实现2030年碳达峰目标，2030年氢气的年需求量将达到3715万吨，要实现2060年碳中和目标，2060年氢气的年需求量将达到1.3亿吨。图：氢能优势与应用场景我国氢能产业具备长期发展潜力根据中国氢能联盟的预测，在2030年碳达峰愿景下，我国氢气的年需求量预期达到3,715万吨，在终端能源消费中占比约为5%；可再生氢产量约为500万吨，部署电解槽装机约80GW。在2060年碳中和愿景下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中占比约为20%。其中，工业领域用氢占比仍然最大，约7,794万吨，占氢总需求量60%；交通运输领域用氢4,051万吨，建筑领域用氢585万吨，发电与电网平衡用氢600万吨。图：我国氢能年产量以及未来预期（万吨）数据来源：中国氢能联盟，国信证券经济研究所整理图：2060年我国氢能各领域用量展望数据来源：中国氢能联盟，国信证券经济研究所整理图：氢能产业链概览4.32023-2028年制氢市场发展前景长期动力：双碳转型加速能源消费结构清洁化。从全球碳排放量来看，2021年中国碳排放量为105.23亿吨，占全球总量的31.1%，是全球最大的碳排放国。中短期催化：欧美“碳关税”和G7气候俱乐部贸易保护政策。欧盟碳边境调节机制（CBAM）将于2023年10月起运行，2026年1月正式开征。2022年12月12日，七国集团发布“气候俱乐部”的目标及职权文件，计划建立以“国际目标碳价”为核心的气候同盟，并对非参与国的进口商品征收统一碳关税。欧美碳关税及G7气候俱乐部借助自身低碳先发优势，以碳关税为代表的贸易保护形式限制新兴经济体的发展，中短期对我国钢铁、塑料、化工等行业出口造成显著压力。发达国家“气候俱乐部”的潜在影响，将迫使我国扩大碳市场行业覆盖范围，加快上述高碳排放行业改良产业流程，积极寻求生产端的减碳方式，实现低碳转型。传统行业减碳为绿氢发展提供广阔需求氢能的应用场景主要集中在交通、工业、发电及建筑四大领域。从2020年二氧化碳排放量占比来看，我国电力、工业、建筑和交通四大领域，分别占比40.5%、36.5%、11.3%和11.6%。2020年我国应用在合成氨、甲醇、炼油、直接燃烧及其他工业领域的氢能占比分别为37%、19%、10%、15%和19%。其中，工业、交通是氢能的主要应用领域，建筑、发电等仍然处于探索阶段。在双碳转型的长期驱动和欧美碳关税的中短期驱动下，我国各行业脱碳势在必行，而绿氢具备“零碳排”的制备优势，在各行业应用场景中减碳空间极大。新能源消纳需求保障绿氢制备，长时储能拓宽应用场景：可再生能源装机加速，预计2050年将成为电力主体。根据国家能源局统计，2021年全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比+7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比+16.6%；光伏装机容量约3.1亿千瓦，同比+20.9%。全国可再生能源发电量达2.48万亿kWh，占全社会用电量的29.8%。其中，风电6526亿kWh，同比增长40.5%；光伏发电3259亿kWh，同比增长25.1%。随着“十四五”电力规划的实施，我们预计到2025年，我国风电、太阳能发电总装机及发电量将达10.87亿kW、1.87万亿kWh，到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达12亿kW以上。到2050年，可再生能源成为电源装机的增量主体，80%以上的电量将由水电、太阳能发电、风电、核电等清洁能源共同承担。绿氢助力风光消纳，实现能源高效利用。随着新能源装机的迅速发展，风电、光伏发电在发电量结构中的占比也不断提高，对于边际成本为零的新能源电力的弃电消纳问题凸显。用新能源风光互补耦合发电