4.2储能需求逐步高增，源侧发展长周期、大规模储能是绿色大电网稳定供电的关键

　　储能在发电侧、电网侧以及负荷侧的驱动因素不同。在发电侧其驱动力在于国家强制性新能源配套储能政策;在电网侧储能驱动力则是基于新能源比例提升后电力系统对调峰、调频等辅助服务的巨大需求;在负荷侧储能驱动力在于峰谷价差拉大套利空间、部分地区(例如：浙江、江苏、山东)分布式电源配储政策等。

　　在源侧实现风光消纳并发展大规模长时储能，是实现绿色大电网稳定供电的关键，也是绿电外送的前提，氢储能就是其中的关键。我国大规模可再生能源利用中的根本性问题是西北和华北地区的大光伏和大风电的外运或消纳问题，当前可行方案分为两类：外送绿电：风/光发电+零碳/低碳灵活电厂同步配置，通过特高压外输绿电，适用于西北和华北大光伏和大风电，电力企业等作为主导方。离网制氢：风/光发电+电解水制氢→氢能多样化应用，适用于大多数风电和光伏储能，石化能源等企业主导。

　　4.3氢储能大规模应用和时间边际成本低，是长周期、大规模储能的优选项

　　氢能适用于大规模和长周期的储能，具备无自衰减、扩容成本低等特性。氢储能主要指将太阳能、风能等间歇性可再生能源余电或无法并网的弃电，通过电解水制氢的方式储存，可就地消纳、时经燃料电池进行发电或管道、长管车运输等方式供应于下游应用终端。相较于抽水储能、压缩空气储能、蓄电池储能(锂电)具有无自衰减、扩容成本低、能量密度大、能源发电转移便捷等优点，凭借其无自衰减的特性，尤其适用于跨周和季度的储能。基于扩容成本低的特点，即仅需增加氢瓶即可扩充储能容量，适用于大规模的储能。

　　上游侧耦合风光设备电解水制氢，可解决可再生能源电消纳及上网问题。电消纳及上网问题随光伏和风电装机规模高增逐步凸显，风光耦合电解水制氢可实现风光装机无地域限制。近十年来，我国光伏和风电成本快速下降，为装机规模快速提升奠定了基础，但风光发电波动性的特点制约了其进一步扩大规模，因而配储以平抑波动性。现阶段大部分可再生能源发电终局为上网，储能大多仅作为可再生能源电力上网前电源侧波动性的暂时储存电力的方案，在光伏和风电大规模装机至一定规模后，上网及电消纳将成为可预见性需要解决的问题。因此，将风光设备耦合电解槽制取氢气储能，氢气再作为能源使用，将解决储存能量的大规模时空转移特性，实现交通网与能源网的深度耦合。

　　能源配储需求推动氢储能放量，风光氢储一体化项目逐步落地。风光配储成为刚需，各地政府陆续发布强制配储需求，配储比例最高可达30%，为实现碳中和目标，若在风光装机量达到50亿千瓦、年发电量10万亿度的时候，按10%-30%的配储比例，储能容量将在1万亿-3万亿度，意味着储能必须满足低成本、规模化、无地域限制、长寿命等要求。当前氢能与传统的电池等技术同被认定为储能，纳入了强制配储需求可计算的比例内，可再生能源装机叠加配储需求，上游供给侧放量将推动氢储能发展，风光氢一体化项目正处于不断规划与落地的状态，2023年开工风光氢储一体化项目对应制氢产能已达28万吨。

　　五、交通：率先打开绿氢消纳第一缺口，放量确定性强

　　5.1实现补贴下全生命周期成本平价，率先打开绿氢消纳

　　全生命周期成本是衡量重卡经济性的核心指标。成本是评估技术路线商用化可行性的关键，全生命周期成本(TCO)是从卡车整个生命周期来考量成本，包含车辆购置成本以及运营成本。当燃料电池重卡TCO比纯电动重卡更低时，燃料电池重卡便是终端用户的经济性更优选择。目前燃料电池系统占整车成本约60%，运营阶段主要以氢气费用为主，因而系统单价和氢气售价是影响燃料电池重卡TCO的主要因素。

　　当前燃料电池重卡在补贴下可实现TCO平价，平价下绿氢应用场景加速率先突破。根据我们发布的氢能&燃料电池深度专题报告《重卡与叉车：交通领域燃料电池经济性及潜在市场空间分析》内的测算结果看，当前燃料电池重卡(FCV)已具备成本经济性，其降本成效显著，现阶段补贴后TCO低于电动重卡。平价是绿氢大规模应用的关键条件，平价下绿氢在交通领域的应用场景将加速率先突破。

　　基于扶持期产业链成本情况和政策方案，在短岛和长途场景下，FCV全周期经济性均优于换电重卡，在高补贴、氢气资源优势地区具备性价比优势。以49t重卡为例，假设全生命周期运营里程100万公里，测算得到短岛场景下燃料电池重卡TCO约318.93万元，电动重卡约337.82万元，长途高速场景下燃料电池重卡TCO约294.01万元，电动重卡约322.79万元。燃料电池重卡经济性均优于电动重卡，即在当前成本水平及政策条件下，燃料电池重卡已实现TCO低于电动重卡，考虑部分地区氢气资源丰富，相应燃料电池重卡的经济性将更加明显。

　　5.2燃料电池汽车放量确定性高，带动绿氢需求侧增量确定性较强

　　燃料电池汽车示范城市群落地，“以奖代补”激励产业发展。“3+2”燃料电池汽车示范城市群落地，从2021年底起的四年示范期间，五部委将采取“以奖代补”，对入围的城市群按照其目标完成情况给予奖励，最高可达17亿，地级市(区)也可按照1:1针对燃料电池汽车和氢气发放补贴，考核内容主要包括“燃料电池汽车推广应用”、“关键零部件研发产业化”和“氢能供应”三部分。各地政府也积极出台相应的规划政策，加速推进氢能汽车市场化进程。

　　氢燃料电池电池汽车市场化进程加速，2025年政策规划突破10万辆。根据各地政策目标推广量统计，2025年氢燃料电池汽车保有量超10万台，以2021年氢燃料电池汽车保有量约9000台为基准测算，则2021-2025年示范期内车辆年复合增速达90.6%。

　　燃料电池汽车放量确定性高，率先带动绿氢需求侧增量。根据2025年各地区政策规划，燃料电池汽车保有量达到11.8万辆，放量具备确定性高，将拉动绿氢在需求侧的消纳，预计2025年氢气需求量达160万吨。测算逻辑与假设如下：

　　氢耗随车型大小、运营工况、系统装机容量、系统控制逻辑变化，参考燃料电池汽车实际运营数据、以2025年保有量11.8万辆的测算，公交、物流车、重卡百公里氢耗分别取4-5、2-4、8-9kg，平均年运营里程250、450、700公里，车型结构占比20%、20%、60%进行测算，5年年复合增速达100%。

　　精选报告来源：未来智库

　　报告出品方/作者：国金证券，姚遥、唐雪琪