作为储能的中间载体，氢能储存再释放能量的过程可以用多种形式：燃料电池发电、氢燃气机组发电或者氢气直接燃烧释放能量。但各种转化方式对应的效率不同，也造成了储能经济性的差别。我们认为，未来在大型新能源电站等大规模的储能场景下，通过固体氧化物燃料电池(SOFC)发电或是储能转化的理想途径。SOFC与其他技术相比具有四大优势：

　　原材料成本低：SOFC电池材料无需使用铂、铱等贵金属催化剂，对氢气的纯度 要求也不高，综合原材料成本相较于质子交换膜电池低;发电效率高，SOFC的能量转换效率高，目前国内研发的电池产品，效率可达到60%以上，高于质子交换膜;余热可利用，SOFC发电产生大量余热，可用于热电联供，整体效率可达到80%以上;安全可靠，SOFC使用全固态组件，不存在漏液、腐蚀等问题，因此电池的工作表现更加稳定可靠。

　　目前SOFC还处于商业化初期，国外领先厂商主要包括美国的Bloom Energy公司、日本三菱日立电力系统公司、日本京瓷、德国博世等。国内厂商中，最早开始研发生产SOFC的是潮州三环(集团)股份有限公司，公司于2004年开始开发生产SOFC隔膜，2012年开始批量生产SOFC单电池，2017年推出SOFC电堆产品，其领先产品2022年6月已通过第三方认证机构SGS检验，交流发电效率达到64.1%，热电联供效率达到91.2%，主要技术指标已达到国际先进水平。如果按照上述SOFC的发电效率，以“电—氢—电”的转化过程计算，整个流程的效率约为45%。假设新能源发电成本为0.35元/kwh，经过电解水制氢，度电的成本变为0.78元/kwh(考虑电解水制氢70%的转化效率及SOFC64%的发电效率)，电解过程中的制造费用及折旧成本度电大约承担0.07元/Kwh，度电分摊的压缩储存成本约为0.006元/Kwh，氢气储存成本对应为度电0.05元/Kwh;此外假设发电用燃料电池功率为250kw，利用小时数为2000小时，最低成本预期对应的利用小时数在3000小时。由此测算，目前技术下，氢气储能的成本在1.48元kwh左右;如果度电成本降至0.2元/kwh，氢能储能的成本可以降至0.88元/Kwh。如果使用弃风、弃光的电量，并考虑SOFC发电过程中的余热回收， 氢能储电的经济性和可行性还有望进一步强化。

　　我们预计2023年在政策的推动下，绿氢项目将从示范项目逐步向商用拓展。在“双碳”目标的减碳场景下，绿氢有丰富的应用场景。一方面可以与新能源电站配合，发挥氢能储能的作用。另一方面，在工业领域，氢能也可以作为减碳的工具。工信部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提到了推进“绿氢开发利用”等新型污染物治理技术装备基础研究，以及在炼化工业中推广“绿氢炼化等绿色低碳技术”。我们预计随着绿氢成本的不断降低和供给的不断增加，2023年绿氢需求将有显著扩张，主要增量来自于化工企业和工业领域大型国企减碳的示范项目。绿氢项目的增加有望直接带动对电解槽的采购需求，我们预测2023年电解槽需求量有望达到3GW的规模，对应市场空间在50～60亿元，有望成为除 FCEV之外的氢能第二大子行业。

　　(来源 | 《化石能源-氢能行业2023年展望：关键之年，期待突破-中信证券[祖国鹏]-20221230【30页】》节选)