碳减排已成为全球共识，进行能源结构转型，提高清洁能源比例，是实现碳减排的重要手段。储能一方面可实现新能源的友好并网、减轻电源侧对电网的负担；另一方面可以通过调峰调频等应用，参与电力系统的整体调度，为电网系统提供关键的灵活调节能力。储能正在成为新型电力系统的第四大基本要素。2021年7月国家发改委、国家能源局出台的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。双碳目标驱动下，可再生能源装机发展空间广阔，储能产业迎来快速发展期。GGII预测，到2030年，中国储能装机量有望达到1485GW，2021-2030年复合增长率高达54.86％。

按照工作原理和介质划分，储能大致划分为物理储能、电化学储能、氢储能等几大类。从储能市场应用现状看，不同储能技术路线在储能时长、储能容量、响应时间、使用寿命等方面均有各自特色。

氢储能技术，即将富余电力用于制造可长期储存的氢气，成为能量的储存载体，1Nm3氢气大约可产生1.35kWh电能。燃料电池系统发电时，工作温度约为80℃~90℃，应用于热电联供时，可将水加热到50℃~60℃。相较于其他储能技术，氢储能具有长寿命、高能量密度等特点。狭义氢储能指的是通过可再生能源制氢，并利用燃料电池系统发电实现电网的调峰、调频功能。广义氢储能则包括制氢后将氢气通过长管拖车、管道输氢等方式运送至加氢站或其他应用场景的储能形式。

由于广义氢储能涉及的应用范围较广，本文聚焦于狭义氢储能市场研究。狭义氢储能系统一般包括电解水制氢设备、储氢容器和氢燃料电池系统三大组成部分。水电解制氢方式包括：碱性水电解制氢、纯水质子交换膜（PEM）水电解制氢、固态氧化物电解质（SOEC）水电解制氢等。其中碱性水电解制氢装置目前最为成熟，应用较广，PEM制氢设备占地面积小、动态响应及时，但目前受限于高成本及低单台产能。SOEC制氢在国内外尚未实现商业化，仍处于小规模工程示范阶段。

从燃料电池系统来看，氢储能电站用燃料电池发电系统组成与燃料电池汽车用发电系统大致相同，可以实现产线共享。储能电站对寿命的要求较高，一般采取石墨板电堆。同时，储能电站工作环境相对车用环境稳定，但工作时间长，因此对催化剂的耐久性提出更高要求。目前储能电站用燃料电池系统售价在10000元/KW以上，主要原因在于市场需求较小，未能形成规模效应。随着氢储能市场发展，储能电站用燃料电池系统单价未来三年内有望降至5000元/KW以内。

今年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，指出氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势；在风光水电资源丰富地区，开展可再生能源制氢示范，逐步扩大示范规模，探索季节性储能和电网调峰。氢气是可再生能源的重要载体，氢储能迎来确定性增长。据GGII调研统计，2021年国内氢储能装机量约为1.5MW，氢储能渗透率不足0.1%，其中最大装机项目为安徽六安1MW分布式氢能综合利用站电网调峰示范项目。在张家口200MW/800MWh氢储能发电工程项目、高成绿能某化工园区10MW氢储能发电项目等项目带动下，2022年国内狭义氢储能装机量有望达到68MW。随着氢储能示范项目加速推广，以及氢能下游应用市场快速发展，预期到2025年氢储能新增装机量有望达到1518MW，未来几年氢储能市场呈现快速增长态势。

安徽六安1MW分布式氢能综合利用站电网调峰示范项目，是国内首个兆瓦级氢能源储能电站，首台机组已于2021年12月并网发电。该项目总投资5000万元，占地10亩，使用PEM电解水制氢设备，产能为220标方每小时；项目配备200公斤20MPa储氢容器和6套200KW燃料电池发电系统，其中燃料电池系统由中科院大化所和明天氢能联合提供。

目前，氢燃料电池系统发电效率约为45%，叠加水电解制氢过程的能量损耗，氢储能发电系统的系统效率仅35%左右。未来对于水电解制氢设备及氢燃料电池系统厂商来说，提高能量转化效率是需要突破的重点。对于化工、煤炭、冶金等企业而言，电解水制氢/氢气发电是其实现碳排放达标的理想路径，将成为氢储能的重要应用市场。未来氢储能系统将向高效率、长寿命、大功率发展。

为更准确、全面地了解中国氢储能市场的技术现状、市场规模、市场特点、供应企业、竞争格局、未来趋势等行业要素，高工产研氢电研究所（GGII）进行了大量的文献研究、实地走访、电话调研。在此基础上，编写完成《2022年中国氢储能市场调研分析报告》。GGII希望通过本报告，为投资者、业内人士、证券公司以及想了解中国氢储能行业发展的人士，提供准确、有参考价值的建议。