2030年电解槽需求207GW，高达2864亿！氢储能将爆发！
光伏、风电等新能源发电将占据新型电力系统主力，这给氢储能提供了巨大的市场。自2021年以来，国内已经有22项氢储能项目。
按照亚化咨询的推算，到2030年风电光伏项目将有952GW风电光伏需要解决下游应用问题。按照其中一半（476GW）制绿氢计算，将每年可制绿氢1652亿标方，对电解槽的需求达到207GW，这一市场规模将达到2864亿元。
2152GW风电+光伏装机如何消纳
氢能源应用场景中，虽然氢燃料电池似乎风光无限，但新能源发电在电力系统的重任担当让氢储能的市场空间更加广阔。
国家能源局数据显示，截至2022年5月30日，光伏发电在建项目121GW，预计2022全年光伏发电新增并网108GW，同比上年实际并网容量增长95.9%。
2022年1-5月份，国内风电累计开标量达到37.29GW，同比增加94.34%。2022年中国新增风电装机预计60GW。
这只是2022年的数字，在此之前，截至2021年底，风电装机容量约330GW，太阳能发电装机容量约310GW。
按照2022年的风电光伏装机量推算，2030年中国风电光伏总装机有望高达2152GW。
在亚化咨询分析师春临看来，对于中国来说，风电、光伏几乎不存在产能瓶颈。中国生产了全球大部分光伏组件，预计2022年中国光伏组件产能将高达375GW。
中国风电光伏的产能、技术、供应链、成本具备全面优势，装备上的产能瓶颈不明显，但是消纳瓶颈却是一直困扰着新能源发电行业。
2022年5月31日，全国新能源消纳监测预警中心发布《2022年4月全国新能源并网消纳情况》，2022年4月，全国风电、光伏的利用率分别为94.8%、97.6%；2022年1-4月，全国风电、光伏的利用率分别为95.9%、97.4%。弃风最严重的地区为蒙西，1-4月份风电利用率仅有88.2%；其次为蒙东、吉林、陕西、甘肃、新疆、青海，1-4月份风电利用率均低于95%。弃光最严重的省份为西藏，1-4月份光伏利用率仅有76.4%；其次为青海，1-4月份光伏利用率为91.5%。
高比例的风电光伏对电网运营提出挑战，与此同时，绿电装机速度将远远超过电网消纳能力的增速。加大储能比例成为趋势。
氢储能是一个新选择
国家发展改革委、国家能源局于2021年7月29日发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》要求，自建调峰资源指发电企业按全资比例建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。
多出来的绿电有两个选择，一是建设高比例储能。目前国家和各地方为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。各地都明确提出，配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。也就是说这一比例要求还将有可能持续提高。而高比例储能会降低项目的投资回报率。
亚化咨询经过测算发现：
以100MW风电项目（发电20年，年利用小时2246）为例，储能成本按照4800 元/kW计算，则每kWh发电量储能成本为0.107元。
以100MW光伏项目（发电20年，年利用小时1163）为例，储能成本按照3600 元/kW计算，则每kWh发电量储能成本为0.155元。
氢储能是解决可再生能源消纳的重要路径。2021年，国家发改委、国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，将氢能纳入新型储能范畴，未来以可再生能源为主体的电力系统，不仅需要太阳能、风电等一次能源，也需要氢能作为能源的载体和储能路径与之配合。
今年6月1日，《“十四五”可再生能源发展规划》再次强调了“促进存储消纳，高比例利用可再生能源”的任务，并从提升可再生能源存储能力、促进就地就近消纳、推动外送消纳、推动可再生能源规模化制氢利用等角度提出了可再生能源消纳的具体措施。其中，可再生能源制氢具有能源消纳与存储双重作用，既能解决可再生能源装机规模快速增加和电网消纳能力之间的矛盾，提高可再生能源利用效率，又能拓展源端储能方式，实现氢能与电力的耦合，提升电网的安全性。绿氢在实现储能的同时，还可直接作为能源应用于终端，制氢将成为可再生能源完全消纳的重要一环。
这其中风光氢储一体化是一个很好的方向，内蒙古提出的政策是20%绿电上网，80%制氢。
对于风光项目开发商来说，是配置长时储能上网，还是制氢进行储能，并就近供应下游用户，成为必须衡量的选择题。
22个氢储能项目已落地
将电能转化为氢能，可以实现能源的跨季节长周期大规模存储。氢储能具有储能容量大、储存时间长、清洁无污染等优点，能够在电化学储能不适用的场景中发挥优势。在大容量长周期调节的场景中，氢储能与电化学储能相比在经济性上更具有竞争力。
我国在氢储能方面的技术已经在逐渐成熟。自2021年以来，已经在22项氢储能相关项目在建或者已经建成。
2021年11月，作为全球规模最大的氢气储能发电项目，张家口200MW/800MWh氢储能发电工程初步设计通过专家评审，标志着我国大规模氢储能调峰应用迈出重要一步。
氢能是新型电力系统灵活调节的重要手段。先进的电解水制氢装备具有较强的功率波动适应性，可实现输入功率秒级、毫秒级响应，为电网提供调峰调频等辅助服务，提高电力系统的安全性、可靠性、灵活性。正是在这一基础上，国家电网承担了氢储能相关研发和项目投建的重任。
国家发展改革委、国家能源局于2021年7月29日发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》要求，电网企业要切实承担电网建设发展和可再生能源并网消纳的主体责任，统筹调峰能力建设和资源利用，每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任。随着新能源发电技术进步、效率提高，以及系统调峰成本的下降，将电网企业承担的消纳规模和比例有序调减。
在文件发布之前，2021年6月24日，国家电网在浙江湖州建立的滨湖综合能源站——氢电双向转换及储能一体化系统已成功投运。国网浙江电力组建的产-学-研-用攻关团队成功研制氢电双向转换及储能一体化系统，实现了光-电-氢-桩-储系统集成和灵活互济。项目应用国产制氢设备和燃料电池，支持了氢能制备与应用设备的国产化发展。
2021年9月国家电网安徽六安兆瓦级氢能综合利用站联调试验顺利完成。该示范项目采用PEM水电解制氢技术，可以将过剩的电力转化为氢能储存起来，代替火力发电调峰，同时兼具氢能发电功能。项目设计年制氢72.3Nm³，氢发电127.8万千瓦时。
今年6月上旬，国家电网牵头承担的首个氢电耦合国家重点项目落地浙江宁波。慈溪氢电耦合直流微网示范工程能够将电、氢、热等能源网络中的生产、存储、消费环节将实现互联互通，以零碳方式满足用户对电、氢、热多种能源的需求，实现与电网灵活互动，提升系统调节能力，为浙江工业园区脱碳提供方案。
国家电网正在建设的浙江台州的大陈岛上的氢电耦合示范工程是国内首个基于海岛场景的氢能综合利用示范工程。工程充分利用海岛丰富的清洁能源制氢，将促进海岛清洁能源消纳与电网潮流优化，提高系统针对波动性源荷的适应性与安全性，提升综合能效至72%，为海岛提供了绿色供能的有效途径。
氢储能度电收益12元刚够本
中国电科院专家通过研究源侧富余电力制氢、网侧氢储能、负荷侧直接制氢等电氢耦合典型应用场景经济性，指出：
在源侧利用富余风、光、水等可再生能源制氢，在碳排放约束条件下，就地销售到市场上可获得较好收益，但是输氢成本较高，长距离输送到需求端不具备经济性；
在网侧通过利用氢储能站参与电网辅助服务和售氢市场，可获得多重应用收益；
在负荷侧，通过特高压通道将西北地区丰富的风力和光伏资源，输送至对氢需求较大的东南地区直接制氢。在成熟的电力市场价格机制下，相比“源侧电制氢+管道输氢”应用场景，“特高压输电+负荷侧制氢”在经济上更具有竞争力。
专家预计2030年前，氢能在新型电力系统的应用主要以典型示范为主：在新能源富集区，建设风光氢储绿氢生产基地；在大规模新能源汇集等电网节点探索建设氢储能电站，参与电网灵活性调节；在国家氢燃料电池车示范城市，重点在重卡、物流车辆需求密集区，因地制宜建设分布式电制氢加氢站和充电站融合的综合能源服务站。
单就氢储能这一环节来说，储能的经济性取决于最终决定于充放电价差，具体到氢储能，取决于制氢和发电的电价差。以0.2元/kWh可再生能源发电电价计算，发电侧可再生能源制氢的成本超过10元/千克，按照单位千克氢气发电20kWh和0.6元/kWh的售电价格计算，氢储能收益仅12元/kWh，仅仅达到与制氢成本持平的位置。长期来看，随着可再生能源发电渗透率的提升，电价峰谷差将逐步拉大，火电作为可调节电源的陆续退出，将使氢储能的调峰价值日渐凸显。亚化咨询认为，未来氢储能的综合经济性有望大幅提升。
由于风电光伏和绿氢在全球政治经济层面对中国的巨大战略意义，将得到国家的长期支持。亚化咨询认为，按照2022年的风电光伏装机量推算，2030年中国风电光伏总装机有望高达2152GW，电网企业对于风电光伏的保障性并网规模按照1200GW估算，有高达952GW风电光伏需要解决下游应用问题。
952GW风电光伏按照其中一半（476GW）制绿氢计算，将每年可制绿氢1652亿标方，这也为电解槽等绿氢制取装备市场提供了巨大空间。亚化咨询认为，风电光伏项目的收益率要有保障，就需要超大规模电解水制氢解决风电光伏消纳困境：2030年需要电解槽207GW，电解槽这一市场规模将达到2864亿元。