2022储能应用产业分析报告汇编.docx

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1、2022储能应用产业分析报告汇编资料汇到2035年，形成满足新能源高比例大规模开展需求的，技术 先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育 形成一批抽水蓄能大型骨干企业。根据前期征求意见稿的数据，当前已投产抽水蓄能装机规模约为3249万千瓦，那么可以估算2021-2025年的年均新增装机量约600万千瓦，而“十五五”将进一步提速至1200万千瓦。从过往数据来看，抽水蓄能年均新增装机规模也仅为200 万千瓦左右，意味着纯增量将到达400万千瓦和1000万千瓦。 按平均每千瓦0.5万元投资规模计算，“十四五”和“十五五”的 新增年均投资规模到达200亿元和500亿元左右，有效开拓 了现

2、有的抽蓄市场乃至电力市场投资规模。建筑公司布局抽水蓄能情况一览中国电建：公司是抽蓄市场绝对参与主力。根据公司在投资者 问答平台上的披露，公司是“抽水蓄能电站建设的绝对主力， 承当了国内抽水蓄能电站大局部规划、勘测设计、施工建造、 设备安装、工程监理等工作，并逐步向国际市场延伸。已形 成一整套抽水蓄能电站的规划、勘测设计、工程建造的核心技 术能力，形成了包括抽水蓄能电站设计规范、抽水蓄 能电站水能规划设计规范抽水蓄能电站工程地质勘察规程 等较为完善的抽水蓄能技术标准。目前公司在国内抽水蓄能 规划设计方面的份额占比约90%,承当建设工程份额占比约 80%。”如果按照80%的市场份额进行估算，结合未

3、来抽水蓄能的年 均行业新增量200亿元，中国电建每年在抽水蓄能端有望新 增160亿元收入，占其2020年水利水电工程承包收入的24%o 假设其净利率为3%,那么每年可以贡献约5亿元利润增量，对 于公司的工程业绩将起到较强的支撑作用。中国能建：我国抽水蓄能已建工程共18项，在建工程（至今） 40项。中国能建参与其中19个工程的建设，占比33%,共 获得鲁班奖、国家优质工程金奖各1项，解决了世界工程极限 低温下沥青混凝土、高海拔低温超长面板一次成型、复杂地 质条件下过渡料爆破开采等施工的技术难题，占领了施工领域 的技术高地。粤水电：截至目前公司共参与广东惠州抽水蓄能电站、深圳抽 水蓄能电站、清远抽

4、水蓄能电站、海南琼中抽水蓄能电站、 阳江抽水蓄能电站、肇庆抽水蓄能电站6座抽水蓄能电站建设, 主要负责上下水库土建、水库库岸防护及场地基地管理处等工程的建设。目前除阳江和肇庆抽水蓄能电站外，均已投运。 公司参建的抽水蓄能水电站的业主方均为南方电网，南方电 网董事长在2021年10月底表示未来十年将建成投产2100万 千瓦抽水蓄能，同时开工建设“十六五”投产的1500万千瓦抽 水蓄能，总投资约2000亿元。公司通过多年合作与南方电网 建立了紧密且融洽的合作关系，在十四五公司也将加大抽水蓄 能工程承接力度，大量订单的释放有望持续提升公司水利水 电板块体量。4.受益于保障政策与本钱下降，电化学储能蓄

5、势待发全球电化学储能新增刷新单年规模，中国市场蓄势待发。 2020年，全球电化学储能工程新增装机规模到达4.7GW的历 史峰值，是2019年的1.6倍。美国、欧洲和中国是世界三大 电化学储能市场，2020年合计新增量占全球新增量的86%o 海外市场由于较高的峰谷电价差异，储能已经逐步步入具备经 济效益阶段，美国的表前市场和德国的家用储能市场均表现 亮眼。而我国那么是电源端储能发力，新增装机量超过580MW, 同比增长438%,随着今年的大量储能政策的逐渐落地施行， 我国电化学储能市场有望迈入新的阶段。表26:全球电化学储能市场累计装机规模XfU|0（MW）t ，象（甸当票未柒留库地方政策频出要

6、求配置储能建设，保障储能建设空间。除中央政策的指导性纲领外，今年各地政府还频出各类政策 以保障储能的相关建设推进，第一类政策是强制性要求局部地 区配置最低储能比例，第二类政策是对主动配置储能的新能 源工程给与竞争性配置打分等实质性鼓励，第三类政策那么是以 近期广东省的广东省电网企业代理购电实施方案（试行） 为代表，该政策将储能费用首次纳入代理购电价格，意味着储 能商业模式在广东的首先跑通，从市场化角度进一步为储能 的商业化大规模运用扫清了障碍。政策催化叠加技术迭代，电化学储能迎来爆发期。除政 策催化外，2020年底，中国电化学储能突破了过去数年反复 提及的1500元/kWh系统本钱的关键拐点，

7、未来本钱有望进一 步下行，电化学储能的大时代已然开启。展望未来，根据 CNESA的测算，2021-2025年，在保守场景和理想场景下， 电化学储能的年均新增装机量有望到达6.4GW和10.5GW(2020年新增装机量为L56GW),同时依旧按1500元/kWh 的投资额进行测算，电化学储能所带来的年均建设空间将分 别跃至96.7亿元和157.8亿元。表29：中国电化学储能累计投入规模预测(保守场景)(MW)4000035511130000；20000； . 4Bcloooo- ! ! 1 ! !氢能政策密集出台，氢储能有望成为新发力点。氢能资 源丰富，应用广泛，在提供能源服务过程中，可以实现零

8、碳 排放，有望成为能源转型开展的“整合器”。氢能作为一种应用 场景丰富的清洁能源载体或燃料/原料组成，取之不尽、用之不竭，是支撑我们奔向“星辰大海的终极能源”，有望成为下 一轮能源革命的主角。随着当前国家顶层设计和氢能政策的 密集出台，氢能制、储、运、用全产业链都在快速开展，参与 氢能产业链的企业在显著增加，氢能领域的产业投资工程也 大幅增长，氢能的产业开展已经迎来快车道。建筑公司布局电化学储能情况一览 中国能建：公司是全球最大的电力工程承包商之一，在储能业 务方面有较深的积累。根据公司微信公众号，我国电化学储 能装机容量3272.5兆瓦，中国能建参与设计及建设的工程容 量1037兆瓦，占比3

9、2%。参与电化学储能工程98项，其中 规划、设计工程87项，EPC工程11项。展望未来，公司将储能业务作为十四五开展的核心业务。 十四五期间，公司围绕“3060”系统解决方案“一个中心”和氢 能、储能“两个基本点开展业务转型，是“十四五”期间翻一番, 再造一个高质量开展新能建的关键。公司要围绕储能技术和 产业开展持续发力：一是建立“3060”研究院、新型储能创新研 究院等创新平台，打造储能原创技术策源地、现代产业链链 长。二是加大研发力度，设立科技创新基金，加速突破储能核 心技术和装备。三是开展储能新技术示范工程及“投建营”一体 化工程建设，孵化可复制、可推广的电源、电网、用户端相 融合的储能

10、系统解决方案。中国电建：作为与中国能建齐名的我国两大电力工程承 包商之一，中国电建在电化学储能业务的储藏不亚于中国能 建。2021年10月，在阿联酋迪拜举行的全球数字能源峰会上, 华为与山东电建（隶属于中国电建）成功签约沙特阿拉伯红 海新城储能工程，山东电建承当EPC总承包任务。红海新城 储能工程位于沙特红海海岸，是世界上最大的电池储蓄设施, 储电量高达1300兆瓦时，可供红海旅游区完全依靠再生能源 供电，实现完全清洁能源离网供电。中国电建的工程实力可 见一斑。苏文电能：公司是以用户侧配网和智能用电服务为主要核心业 务，紧抓用户侧资源，因此顺势延伸至分布式光伏和用户侧 储能。相比其他民营企业，

11、公司在电力行业深耕多年，坚持优 化EPCO 一站式综合服务能力，培养自有技术团队，注重创新研发投入，能够满足客户特点需求定制化和工程实施过程标 准化的双重要求。通过承接大量具有代表性的用户侧EPCO 电力工程，公司从设计、施工到运维管理都具备充足的经验和 完善的能力，在工程前期根据客户的行业和生产特点，个性 化定制初期方案，并进一步提供经济可靠的后期运维运营、 用电储能等建议，不仅满足了客户不同的电力需求，也与客户 展开了长期的业务往来。在工程安装建设过程中，公司那么秉 承着实施过程的标准化要求，实现工程工作的有机衔接，有效 减少施工本钱的同时，提高工程交付效率和质量，进一步突 出公司EPCO

12、 一站式电能服务模式的核心优势。2022年共享储能行业专题研究一、独立储能异军突起，共享储能渐入佳境1独立储能异军突起，其中共享储能是开展最快的模式 据不完全统计，截至2022年4月全国已有十余省市正式 对外公布了储能开展规划，规划的新型储能总装机规模已近 30GWo2021年，在新能源强制配储的环境下，独立储能电站的 模式在全国多地得到快速的推广和应用。全国独立储能电站 总工程个数超过138个（包括规划、在建、投运工程），总装 机规模超过17GW/34GWh。全国范围内涉及山西、湖北、广 东、江苏、山东等20余省市。值得注意的是，2021年实际投 运的独立储能电站仅有9个，投运总容量占当年全

13、部规划容 量的3.8%。独立储能电站的推广之路漫长而坚定。图表1: 2022年4月全国已有十余省市规划的新型储能总奘机规模已超过30GW资料来源;政府官网,中信建投全国范围内共享储能电站进入快速开展阶段。湖南省公 布的共享储能电站（包括规划、在建、投运工程）装机量已 经到达320MW/640MWh,三期规划800MW/1.6GWh；山东省 自2021年5月开启首批储能示范工程申报，同年6月7日公 布首批5个调峰、2个调频的储能示范工程，总计规模达 520MW/1041MWho根据中国化学与物理电源行业协会以及招标投标公共服 务平台等数据，2022年1-7月全国共享储能拟在建及招投标 到达112

14、个，其中陕西25个、河南25个、宁夏14个、湖北 9个、山东9个，陕西、河南、宁夏省工程数量突出。图表2： 2021年全国新增独立储能电站工程情况（规划 在建 投运工程）山西湖北 广东 江苏山东湖南青海 宁夏 河北 福建 安徽 广西 新疆 甘肃 北京 江西 河南 浙江资料来源:储能与电力市场,中信建投55453525150 1.2共享储能商业模式渐入佳境独立储能指的是独立储能电站。其独立性表达在可以以 独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受 位置限制。关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运 用的通知对独立储能给出官方定义，即具备独立计量、控1、建筑行业专题研究：储能需求大幅增

15、长建筑行业迎重大机 遇2、2022年共享储能行业专题研究3、氢能源行业专题研究：千亿储运市场_看好碳纤维储罐与液 氢突破4、工业消防行业之国安达研究报告：储能消防有望成第二增 长曲线5、2021年全球及中国电化学储能行业装机情况分析：中国电 化学储能装机功率全球排名第二图制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符 合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有 法人资格的新型储能工程，可转为独立储能，作为独立主体参 与电力市场。共享储能本质上为独立储能运营的一类商业模 式。共享储能是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出 租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一

16、 种商业运营模式，秉承“谁受益、谁付费”的原那么向承租方收取 租金。用户可以在服务时限内享有储能充放电权力来满足自 身供能需求，无需自主建设储能电站，大幅减低原始资金投入。值得注意的是，独立储能电站中“独立”是指与之前与新 能源或者火电厂联合方式的区别，是一个身份确实认；而“共 享“强调一种商业模式，由单线条变成了网络互联的模式。图表5：共享储能方案示意图传统储能电站共享储能电站电站类型自建电站共享电站服务对象单一新能源场站所有存在弃电场站商业模式提高自身发电量辅助服务全国已推行的共享储能可大致分为以下几类模式:(1)为新能源电站提供储能租赁服务，获取租赁收益。该方式是目前大局部独立共享储能电

17、站最核心的收益来源。(2)通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，通过 储能电站“蓄水池功能进行“低充高放”，降低新能源电站弃 电率，实现双方利益共享和分摊。该模式主要以青海等新能源 消纳形势严峻的省委为代表。(3)通过单边调用参与电力辅助服务，储能电站获取调 峰、调频服务费等，主要以山东、青海、甘肃等省份为代表。(4)在一些电力现货试点省份，通过参与电力现货市场, 实现峰谷价差盈利，例如山东。二、共享储能已取得较好的经济性2.1 对新能源投资商，共享储能减轻了配储资本开支，有 利于IRR的维持目前国内的独立储能工程收益模式多种多样，其中共享 储能是最普遍的收益模式。基本原理为将原本由新能源业

18、主 强制配建的储能转由社会资本集中建设的共享储能电站承当， 新能源业主免去一次性大量投入建设储能电站的资本开支， 而共享储能投资方那么通过向周边新能源电站收取容量租赁费回 收投资。图表8:共享储能模式使新能源业主免于一次性资本开支1 I II帘超1斗喀叁叁资料来源:中信建投目前2元/W左右的组件价格已使集中式光伏电站的工程 全投资上涨至4.2元/W以上，全投资收益率下降到5.74%左 右，强制配储将使收益率雪上加霜。根据我们的测算，在上述 光伏电站造价基础上，假设配建10%x2h的电化学储能，考虑 1.8元/Wh的储能投资本钱将使得光伏电站的全投资收益率进 一步下降至4.80%左右，已低于5%

19、的融资本钱。而在共享储能模式下，按照每kW每年租赁费用约300 元计算，按光伏电站容量的10%租赁共享储能电站，每年约 需支出300万元租赁费用，但省去了约3600万元的初始投资 本钱。IRR下降至5.49%,虽然相比未配储时的5.74%仍有所 下降，但要好于自建储能时的IRR,且高于融资本钱，可通过 贷款进一步提高资本金IRR。2.2 对储能投资商，储能共享租赁带来稳定的现金流收入,收益率可观对共享储能投资商而言，容量租赁费用是稳定的收入来 源，国内一般在250-350元/kW/年之间，对于一座100MW的 共享储能电站而言，容量租赁费用可达2500-3500万元/年。 除此之外，各省独立储

20、能工程一般有不止一种收益模式。按 宁夏自治区的的容量租赁费用+调峰辅助服务收益模式，对于 一座容量为100MW/200MWh的独立储能电站，容量租赁费用 可获得3000万元/年的稳定现金流，调峰辅助服务补偿费用为 0.8元/kWh,全年调峰频次不少于200次的情况下，调峰费用 可获得3200万元/年的收入。图表共享储能租赁+调峰辅助服务可使得独立储能电站9年收回本钱，1RR7.5%储能容量100MW/200MWh单位投资2 7C/Wh循环寿命5000次年循环次数200储能寿命（日历年）25容量租赁费用300元/kW/年调峰补偿费用0.8元/kWh折旧期/折现率10年/5%全投资IRR7.75%

21、母态投资回收期（年）9.06资料来源:中信建投考虑以上两种收益模式，投资本钱有望在9年内回收， IRR=7.75%,经济性较好。因此，对新能源业主，共享储能 租赁模式能够减小工程初投资，缓解由强制配储造成的IRR 下降。而对独立储能投资商而言，假设能争取到共享储能租赁 在内的多种收益模式，工程收益将十分可观。三、投资分析：储能电池、逆变器和集成商独立储能是国内储能开展最快的方向，而共享储能那么是 独立储能最重要的商业模式，通过储能容量租赁的方式，不 但可以维持新能源电站的IRR,还为独立储能投资商创造了可 观的回报。随着共享储能模式的推广，国内大型储能有望破 解经济性难题，实现高速开展。以国内

22、某2021年并网的集中式储能电站为例， 100MW/200MWh的储能电站总造价约3.4亿元，折合单位造 价约1.7元/Wh,电池集装箱约占1.23元/Wh,包括电芯、 pack封装、PCS箱逆变一体机、消防、温控等，设备之外还 包括EPC工程、土建、征地等费用。表13：储能电芯占总本钱比例超过50% （总本钱L7元/Wh)电芯 pack封装PCSFMS0.010.21八 ” 0 090.060.110.89消防、温控.照明.班、稣变电站0.160.16资料来源:中信建投完整的储能工程中，价值量占比拟大的为储能电芯、逆 变器（箱逆变一体机）、集成环节（包括pack封装、EMS、 变电站建设）、

23、附件（消防、温控等）。除了设备提供、工程 建设之外，共享储能作为一项收益稳定的资产，运营商也是 重要的投资方向。氢能源行业专题研究：千亿储运市场_看好碳纤维储罐与液氢突破1 .储氢：四大方式，各有千秋氢储运承上启下，方式多样，主要包括气态储氢、液态 储氢和固态储氢。氢能产业链 包含三个关键环节：氢的制取、 氢的储运以及氢的应用。氢的储运作为承上启下的一个环 节, 必须解决该环节中的技术和经济问题，氢能才能真正走进人们 的日常生活。在氢经济中，制氢环节结束后，需要远程输送 或者直接储存起来。由于标准状态下氢气的体积能量密度很 低，是汽油的1/3000,因此实现氢经济的一个先决条件是在 较高的体积

24、能量密度下输送和储存氢气。氢的储存方式根据 其存在状态可以分为三大类：气态储氢、液态储氢和固态储 氢。其中，固态储氢方式很多，分为物理吸附储氢、金属氢化 物储氢、复杂氢化物储氢、直接水解制氢（即储氢与产氢一 体化）等多种类型。开发不同储氢方式的宗旨是在安全且经 济的情况下，尽可能降低氢气的体积，获得高的体积储氢密度 和质量储氢密度。四大储氢方式各有千秋。通过比照4种储氢技术，高压 气态储氢是目前应用最广，技术最为成熟，但是在安全性和 储氢密度方面天然存在瓶颈；低温液态储氢技术在单位质量和单位体积储氢密度具有绝对优势，但是由于在液化过程中能耗 大，以及对储氢容器的绝热性能要求极高等原因，储存本钱

25、 过高；有机液态储氢安全性更高，能够在常温常压下满足长期、 长距离、大规模的氢气储运需求，并且能够借助已有的油品储 运设备设施，与石油石化产业协同开展，但是目前由于脱氢 能耗偏高、脱氢催化剂开发难度大、有机物随着循环次数增加 储氢性能下降等问题，距离大规模商业化还有一段时间；固体 材料储氢拥有巨大潜力，但目前还处于研究阶段。1.1 高压气态储氢：当前最成熟的储氢技术，占绝对主导 地位高压气态储氢是目前工程化程度最高的储氢技术，储氢 密度、安全性、本钱相互制约。高压气态储氢是指将氢气压 缩在储氢容器中，通过增压来提高氢气的容量，满足日常使用。 这是一种应用广泛、灌装和使用操作简单的储氢方式，其优

26、点 是设备结构简单、压缩氢气制备能耗低、充装和排放速度快, 是目前占绝对主导地位的储氢方式。其缺点是储氢密度低， 安全性较差。通过加压的方式可以提升储氢密度，但是并非压 力越高越好，压力越高，对储氢罐材质、结构要求也随之升 高，本钱会大幅增加，安全性也难以保障。高压气态储氢关键环节在于压缩和储存。压缩过程的关 键在于氢气压缩机的选用，氢气压缩机有往复式、膜式、离心式、回转式、螺杆式等类型。不同的压缩机流量、吸气及 排气压力等参数不同。压缩机可以视为一种真空泵，它将系统 低压侧的压力降低，并将系统高压侧的压力提高，从而使氢气 从低压侧向高压侧流动。工程上，氢气的压缩有两种方式:1） 直接用压缩机

27、将氢气压缩至储氢容器所需的压力后存储在体积 较大的储氢容器中;2）先将氢气压缩至较低的压力（如20MPa） 存储起来，需加注时，先引入一局部气体充压，然后启动氢 压缩机以增压，使储氢容器到达所需的压力。表3：储氢瓶组类别类叟I型瓶IISJKIII.田eq钢制内胆铝内胆望H内胆纤维环向缠绕纤维全缠绕纤维全缠绕工作压力（MPa）17.5-2026,3*3030-70- 30-70应用情况加氢站等固定式储氢应用国内华戟祭京雪庠储氢容器通过对其内部的结构和材料的迭代来提升单位 质量储氢密度。高压氢气通常用圆柱形高压气罐或者气瓶灌 装。高压储氢容器技术的开展历史主要由金属储氢容器、金属 内衬环向缠绕复合

28、储氢容器、金属内衬环向+纵向缠绕复合储 氢容器、螺旋缠绕容器以及全复合塑料内衬储氢容器等阶段 组成。目前，高压气态储氢容器主要分为纯钢制金属瓶（I 型）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II型）、铝内胆纤维缠绕瓶（in 型）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型）。回顾储氢容器的演变 过程，其本质是通过改变结构及材料，提升单位质量储氢密 度。与最早的金属储氢容器不同的是，n、in、IV代高压储氢容器通过在内胆外缠绕多种纤维固化后形成增强结构，通过 不改善内衬材料及纤维缠绕模式，不断提升高压复合储氢罐的 承压能力和质量储氢密度。高压气态储氢应用领域主要包括运输、加氢站、燃料电 池车。1）运输端：高压氢气的运输主要指将

29、氢气从产地运输 到使用地点或者加氢站。采用汽车运输，设备主要为大型高 压无缝气瓶或K”瓶装氢。2）加氢站端：加氢站用高压储氢 容器是氢储存系统的重要组成局部。目前高压氢气加氢站所用 的存储容器多为高强钢制无缝压缩氢气储罐。3）燃料电池车 端：高压气态储氢是目前燃料电池车的主要储氢方式，车载储 氢瓶大多使用的是HI型和IV型，使用压力主要为35MPa和 70Mpa。1.2 低温液态储氢：尚处起步阶段，未来大规模用氢的良 好解决方案低温液态储氢属于物理储存，是一种深冷氢气存储技术。 氢气经过压缩后，深冷到21K （约-253C）以下，使之变为液 氢，然后存储到特制的绝热真空容器（杜瓦瓶）中。该方式

30、的优 点是氢的体积能量高，液氢密度到达70.78kg/m3,是标准情 况下氢气密度的850倍左右，即使在高压下，例如80MPa复 合高压储氢的体积储氢密度约为33kg/m3,也远远低于液氢 的体积储氢密度。但是液氢的沸点极低（-252.780 ,与环境建筑行业专题研究:储能需求大幅增长.建筑行业迎重大机遇1 .新能源大势所趋，储能必不可少双碳背景下，风光发电将成为未来主要能源形式。单位GDP 二氧化碳排放量下降18%等的量化目标也被写入十四五规划 等一系列中央政策，“双碳已经成为我国现代化建设的核心 议题与目标。截至2021年10月，风电和光伏的累计装机量 分别为3亿千瓦和2.8亿千万，占整体

31、装机量的比例也上升至 13%和12%。展望未来，随着双碳行动的不断推进，风光发 电依然将保持较快的装机增长速度，按照中信建投电新的预测, 到2025年，风电单年新增装机量将由2021年的43GW升至 75GW,光优单年新增装机量将由2021年的61GW升至2025 年的145GW。风光新能源存在天然不稳定性，造成消纳困难。在大力 推动风光开展的同时，由于风光发电受自然条件、天气、地 理位置等诸多因素影响，输出功率存在明显的波动性、间歇性 和随机性，从而造成其电能在电网系统中的消纳困难，进一 步引起弃风弃光的现象。以风电为例，2020年全国弃风电量 166.1亿千瓦时，其中，弃风率超过3.5%

32、（全国平均弃风率） 的地区包括新疆（10.5%）、甘肃（6.4%）、蒙西（7.0%）、 青海（4.7%）、河北（4.7%）五地，而这五地恰恰是我国风 能资源最为丰富的地方，占到了 I类风能资源的100%, II类温差极大，对储氢容器的绝热要求很高。对于大规模、远距 离的氢能储运，低温液态储氢有较大优势。图4：低温液氨生产流程圈低温液氢的存储技术关键在于液氢储罐。液氢的体积密 度大、质量储氢效率比其他储氢形式都大，但是沸点低（20.3K）、潜热低、易蒸发，因此液氢的存储需使用具有良 好绝热性能的液氢储罐。液氢储罐有多种类型，根据其使用 形式可分为1）固定式：固定式液氢储罐可采用多种形状，常 用的

33、包括球形储罐和圆柱形储罐，一般用于大容积的液氢存储; 2）移动式：由于移动式运输工具的尺寸限制，移动式液氢储 罐厂采用卧式圆柱形，结构、功能与固定式液氢储罐并无明 显差异，但需具有一定抗冲击强度，以满足运输过程中的速 度要求；3）罐式集装箱：液氢罐式集装箱与液化天然气罐式集装箱类似，可实现液氢工厂到液氢用户的直接储供，减少 了液氢转注过程的蒸发损失，且运输方式灵活。按照绝热方 式可分为普通堆积绝热和真空绝热两大类。低温液氢存储的研 究热点是无损储存，无损储存的关键在于液氢储罐绝热性能 的提升：由传统的被动绝热方式向主动绝热技术转变，将更 低导热率、更高低温性能的材料应用于液氢储罐。因此，我们

34、认为大容积、低蒸发率液氢储罐的研发是液氢存储技术开展 的重要方向。我国低温液氢目前尚处于起步阶段，主要应用于航天航 空领域。氢的能量密度高，是普通汽油的3倍，这意味着燃 料的自重可降低2/3,这对飞机来讲是极为有利的。与常用的 航空煤油相比，用液氢作航空燃料，能够大幅改善飞机各类性 能参数。液氢燃料在航天领域是一种难得的高能推进剂燃料, 氢氧发动机的推进比冲I=391s,除了有毒的液氟外，液氢的 比冲是最高的，因此在航天领域得到重要应用。此外，液氢由 于能够大幅提高氢气的纯度，在液氢温度下，氢气中绝大多 数有害杂质将被固化去除，从而得到纯度达99.9999%以上的 超纯氢气，完全能够满足氢燃料

35、电池的使用标准。此外，液氢 还可应用在高端制造、冶金、电子等产业领域，但由于目前 低产能导致的液氢本钱过高，除了航空航天领域，在其他领 域基本处于空白阶段。5:大型液氨球型储罐技术封锁严重限制我国液氢的开展，期待技术突破带动 产业化放量。液氢是未来氢能源大规模应用的重要解决方案, 能够使下游用户既廉价又便捷地使用氢能源。美国、欧洲、日 本从液氢的储存到使用，包括加氢站全部都有了比拟规范的标 准和法规，液氢开展产业链比拟完备，因此国外将近有1/3 的加氢站为液氢加氢站。作为液氢生产大国的美国一直对中 国采取“严格禁运，严禁交流”的策略，同时还限制其同盟国的 公司，例如法液空、林德公司等向中国出售

36、设备和技术。国 内之前还存在技术标准和政策规范缺失的问题，但在2021年5月，我国国家标准委正式发布了三项有关液氢的国家标准， 这意味着我国液氢产业的开展终于有法可依，涉足民用液氢 领域的企业正逐步增多。国内目前液氢的问题主要是本钱高, 关键设备和系统仍依赖进口，本钱过高也导致了目前民用液氢 工厂较少，多为示范应用工程。国内的大型氢液化装置主要 需要突破低温氢工况材料选用，氢、氢透平膨胀机研制和正 仲氢转化催化剂等技术难题，随着未来技术突破，大型氢液化 装置的国产化将快速推进液氢本钱下降。1.3 有机液态储氢：最具开展潜力的氢气低价储运技术之有机液态储氢（LOHC）属于化学储存，能够实现常温常

37、 压下氢气储运。有机液态储氢是通过加氢反响将氢气与甲烷（TOL）等芳香族有机化合物固定，形成分子内结合有氢的 甲基环乙烷（MCH）等饱和环状化合物，从而可在常温和常 压下，以液态形式进行储存和运输，并在使用地点在催化剂 作用下通过脱氢反响提取出所需量的氢气。有机液态储氢的 优点是可在常温常压下以液态输运，储运过程安全、高效，可 使用储罐、槽车、管道等已有的油品储运设施，且安全监管 部门和公众对LOHC的忧虑相比低温液氢和高压气氢要小得 多。但LOHC还存在脱氢技术复杂、脱氢能耗大、脱氢催化 剂技术亟待突破等技术瓶颈。假设能解决上述问题，液态有机物储氢将成为氢能储运领域最有希望取得大规模应用的技

38、术 之一。图7:氢气有机液态储运过程示意图CHj6甲基笨乙烷（MCH）我气 91 暗1E 氧气里,反响晶F鸣反响CH, 1 CH,CH, * CH.0 乩 o6 -。美景未来智库有机液态储氢（LOHC）的关键在于有机物储氢介质的选 择。选择有机物储氢介质重点考虑的性能指标包括：1）质量 储氢和体积储氢性能高；2）熔点合适，能使其常温下为稳定 的液态；3）成分稳定，沸点高，不易挥发；4）脱氢过程中环 链稳定度高，不污染氢气，释氢纯度高，脱氢容易；5）储氢 介质本身的本钱；6）循环使用次数多；7）低毒或无毒，环 境友好等。各国对于有机物储氢介质的选取不同，国内主要研 究方向为N-乙基咔嗖、二甲基呻

39、喋等，武汉氢阳能源控股有 限公司已完成了千吨级N-乙基咔唾装置的示范；德国 Hydrogenious公司主要研究方向为二茉基甲苯，已进展到应用 示范阶段；日本在此方面处于领先地位，日本千代田化建公 司主要研究方向为甲基环己烷，在2020年实现了全球首次远 洋氢运输。上述三类方法是目前最主要走向商业化的三大体系。有机液态储氢(LOHC)技术有望在未来新型能源体系中 扮演重要角色，氢储能值得关注。双碳背景下，未来可再生 能源使用比例逐渐增加，亟需解决可再生能源的波动性和不 稳定性的问题，氢储能是一种良好的解决方案。通过可再生能 源电力电解水制氢，通过氢气实现能量的储存和运输，而 LOHC储氢方式是

40、诸多储氢方式中稳定性最高、日常维护量 最小、长周期储存本钱最低的一种方式。此外，LOHC储氢能 够实现可再生能源、电网、大型发电和分布式发电、氢气加 注市场等不同领域的交互应用，更适合大规模、长时间的储 存。图8:有机物储氢在可再生能源储能中的角色固态储氢：尚处示范阶段固态储氢是指利用固体对氢气的物理吸附或化学反响等 作用，将氢气储存在固体材料当中。固态储氢一般可以做到 安全、高效、高密度。根据固态材料储氢机制的差异，主要 可将储氢材料分为物理吸附型储氢材料、金属氢化物基储氢合 金，复杂氢化物等。目前在所有固态储氢材料中，研究最集 中、最广泛，目前也最具有实用化前景的是金属氢化物基储 氢合金。

41、金属氢化物储氢未来潜力巨大，尤其适合燃料电池汽车 上使用。金属氢化物是金属合金与氢发生可逆反响时生成的 一类氢化物，以金属氢化物形式吸附氢，然后加热氢化物释 放氢。在实际储氢应用中要求金属氢化物在数千个循环中保持 其反响性和容量。因此金属氢化物种类很多，但只有少数适 用于储氢应用。目前金属氢化物的主要研究方向为LaNi5、 Mg2Ni和FeTi等金属氢化物的改性。金属氢化物储氢具有储 氢体积密度大、操作容易、运输方便、本钱低、安全性好、 可逆循环好等优点，但是质量效率低，如果质量效率能够有 效提高的话，这种储氢方式非常适合在燃料电池汽车上使用， 未来潜力较大。物理吸附储氢仍处实验室阶段。物理吸

42、附储氢是利用微 孔材料物理吸附氢分子，依靠氢气分子与储氢材料间较弱的 范德华力进行储氢的一种方式。其在特定条件下对氢气具有 良好的、可逆的热力学吸附、脱附性能。这类储氢方式所使用 的储氢材料具有高比面积、低温储氢性能好等优势，但是常 温或高温储氢性能差的缺点也制约了物理吸附储氢的开展。目前大量的多阔材料包括多孔炭、沸石、金属有机骨架等，都 一直被人们认为是不错的储氢介质。其中多孔碳基材料比表 面积和孔容较高，化学稳定性和热稳定性好且密度低，更重 要的是可用来重复存储，所以备受关注。碳质材料吸附储氢， 是近年来根据吸附理论开展起来的储氢技术，是指用碳质材 料作为储氢介质的吸附储氢。美国能源部专门

43、设立了研究碳 质材料储氢的财政资助。我国也将高效储氢的纳米碳质材料研 究列为重点研究工程。表8: 一些典型碳材料的储氢性畿序号储氧条件储氢I1Sc功能化石88优391K8.00%2碳纤维296M05bar0.70%3纳米石窗300M0bar7.40%4热还原叙化石墨烯3OOK.5Obar0.32%5CO2活化碳纳米管20.1K,125bar1.00%6碳纳米管薄殿8.00%7.孔发77Mbar2.01%8生拗质碟材料7Kt200bar6.00%9生物质碳材料298K.200bar1.22%10介孔碳纤堆303K,100bar区指）未用留库固态储氢已有示范应用，未来广泛的场景应用可期。近 年来，

44、关于固态储氢出现了众多示范工程，以固态储氢为能 源供应的大巴车、卡车、冷藏车、备用电源等在我国相继问 世。世界各国在固态储氢应用和新型储氢材料的研发上取得了 诸多进展，成熟的储氢材料已在热电联供、储能、车载燃料 电池氢源系统等多个领域得到应用，德国HDW公司甚至将 开发的TiFe系固态储氢系统用于燃料电池AIP潜艇中。2 .运氢：与储氢方式密不可分，方式多样氢气的运输往往和氢气的储存状态息息相关。根据氢气 运输时的状态，我们可以将氢气的运输方式分为三种：气氢 输送、液氢输送和固氢输送。针对不同的氢气状态选用不同 的运输手段。气氢输送：气氢输送往往采用长管托车和管道运 输两种。液氢输送：液氢输送

45、采用液氢罐车或者专用液氢驳 船运输，LOHC可依托油品储运设施。固氢输送：通过金属 氢化物存储的氢气可以采取更加丰富的运输手段，驳船、大型 槽车等运输工具均可以用以运输固态氢。图10：氢能运输结构图管坦用长管/卒Hydrogen ptpin管坦用长管/卒Hydrogen ptpinLiqmd hydrogen L/wd hydrofcn unkcrharycMcul tinker, etc运量和运距决定储运的方式。各种储运方式都有自己的 特点。我们认为，在当下氢能产业仍处初期开展阶段，对于 大规模、长距离运氢的需求不大，高压气态运氢最具性价比。 但随着氢能产业快速开展，下游应用场景逐渐丰富，对

46、于大规 模、长距离运氢的需求将逐渐增加，此时液氢输送的优势将会显现，并成为主流方式。在氢能开展的最终阶段，各类储 氢技术将更为成熟，我们认为将会形成多种氢储运路径并行的 局面。2.3 气氢输送：高压气氢运输与管网运输将成为未来短距 离与长距离运输的主要途径高压气氢拖车是当下氢气短距离运输的主要途径。从我 国当下氢能产业的开展状况来看，氢气的短距离异地运输主 要通过集装管束运输车进行。例如，化工富余氢气经过脱水、 脱氧等净化流程后，经过氢压缩机压缩至20MPa,由装气柱 充装入集装管束运输车。经运输车运至目的地后，通过高压 卸车胶管把集装管束运输车和卸气柱相连接，卸气柱和调压 站相连接，20MP

47、a的氢气由调压站减压至0.6MPa并入氢气管 网使用。在加氢站日需求500kg的情况下，高压气氢拖车运输 节省了本钱与管道建设前期投资本钱，在一定储运距离以内 经济性最高。高压储氢容器自重大，氢气的密度又很小，装运 的氢气质量只占总运输质量的1%2%左右，因此气态氢的 拖车运输仅适用于将制氢厂的氢气输送到距离不太远，同时 需用氢气量不太大的用户。轻量化、高压力是未来高压气氢拖车的开展方向。我国 当下用于高压气氢拖车运输的运输气瓶主要以工作压力 20Mpa的纯钢制I型瓶为主，单车运输氢气约380kg。与国外风能资源的97%以上，光伏也存在着类似的资源丰厚地区弃 光率高的问题。随着风光发电的开展，

48、这些地区风光装机的进 一步提升将更加凸显全国风光电源开展不平衡不充分的矛盾。表2：未来国内光伏新增装机规模预测储能技术将成为未来解决新能源出力问题的利器。为解 决新能源快速开展带来的消纳问题，电力系统的灵活性资源 必须也有相应的开展：当不确定性因素造成系统电力供应大于 需求时，系统可以“向下调节减少出力，从而减少发电被弃, 尽快恢复供需平衡；当不确定性因素造成系统电力供应小于需 求时，系统可以“向上调节增加出力，从而满足负荷需求， 防止负荷削减。灵活性资源主要包括煤电改造、天然气发电和领先技术仍有一定差距，国外采用45MPa纤维全缠绕高压氢 瓶长管托车运氢，单车运输氢气可达700kg。为了提高运输效 率和适应70MPa压力等级加氢站的建设需求，我们认为高压 气氢拖车未来将继续向轻量化、高压力方向开展。图12:高压气氧运输流程亢宗弟皆