氢储能作为长时储能技术代表，已经被纳入官方支持新型储能范畴。2024年4月，氢能被正式列入《中华人民共和国能源法（草案）》，氢能的能源属性得到进一步明确。此外，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》、《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出，氢储能发电是重要的氢能应用领域之一。

广义氢储能指的是“电-氢”模式，电制氢之后，氢气可用于交通、化工和钢铁等多个领域。狭义氢储能是指“电-氢-电”的转换，即制氢储能发电，包括电解制氢子系统、储氢子系统和氢能发电子系统，涉及两次能量转换。

氢储能具有长周期、大规模、 可跨季节和空间储存的特点，在新型电力系统的“源网荷”中具有多维度、多空间的应用场景。目前氢储能发电在用电侧的示范应用较为广泛，包括园区/居民区/建筑、离网场景（海岛/基站）、化工企业等。

国内氢储能发电应用场景

当前国内氢储能发电市场仍处于示范探索阶段。据GGII不完全统计，2021年至2024年7月，国内公开发布氢燃料电池储能发电示范项目累计超60个，燃料电池发电规划装机规模高达460MW。虽然2024年公开发布氢储能发电项目数量较少，但燃料电池发电装机规模明显提高，普遍达到MW级以上，有助于推动燃料电池产业化应用。

2024年国内部分氢储能发电项目进展情况

从氢储能发电项目投资方来看，主要包括能源电力企业、园区运营方、化工企业等，以能源电力企业为主，占比将近一半。此外，园区运营方与化工企业合占将近三成，受益于低碳、零碳园区建设，以及化工企业提升副产氢价值，履行双碳责任等因素。

2021-2024.07国内氢储能发电项目投资单位构成

从应用场景来看，国内公开发布氢储能发电项目多集中在新型电力系统的用户侧，其中园区/居民区/建筑应用场景占比近七成，分布最为广泛。对于园区/居民区/建筑应用场景来说，分布式和集中式电源均可参与，技术难度相对较小，是投资方开展氢储能发电示范主流选择。

2021-2024.07国内氢储能发电项目应用场景分布

峰谷价差套利是工业园区储能项目的驱动因素之一。具体来看，为鼓励用户在不同时间段内合理安排用电，我国已在大部分省市实行峰谷电价制度。通过峰谷套利操作，氢储能系统可以在低谷期利用廉价电力制氢储能，然后在高峰期通过燃料电池发电以较高价格售出，从而实现利润最大化。然而，从实际示范应用情况来看，氢储能发电项目经济性有待提升。据GGII测算，当制氢电力成本在0.1-0.2元/kWh时，制氢成本区间约为9-15元/kg。假设每公斤氢气可发电15度，每度电售价1元时，氢储能发电的售电收入与制氢成本勉强持平。这意味着峰谷价差至少在0.8元以上，氢储能发电项目方才具备盈利可行性。

从氢储能燃料电池发电系统的投入成本来看，其与车载燃料电池发电系统存在较大差异，前者工况相对稳定，对电堆的寿命、可靠性及效率有更高的要求。据GGII调研，目前国内氢储能发电项目中燃料电池发电系统的价格区间集中在8000-12000元/kW。

整体来看，目前氢储能发电短期内，用户侧的氢储能发电尚难带来经济效益，且目前氢储能发电还面临技术不成熟、应用案例及经验不足、政策标准缺乏等一系列挑战。未来，随着峰谷电价差不断拉大，叠加制氢储能发电全链条效率提高，氢储能发电经济性将逐步改善。此外，随着可再生能源电力占比不断提升，电网调节压力增大，将突显长时储能的重要性，氢储能发电应用场景将向电力系统中上游延伸，氢储能发电有望迎来发展机会。

为更准确、全面地了解中国氢储能发电市场供需现状、企业布局、市场规模及竞争格局、发展前景等，高工氢电产业研究所（GGII）通过企业走访、展会调研、专家交流、参考权威公开资料等方式，推出《2024年中国氢储能发电市场调研分析报告》，报告共分七章，从储能产业概述、氢储能发电市场现状、氢储能发电核心装备技术及市场分析、氢储能发电典型项目分析、重点企业分析、风险与建议等方面，为业内人士及投资机构提供全面的行业数据和分析报告。

*本报告数据更新至2024年6月。

*本报告数据以中国大陆地区数据为主，少量涉及全球其他地区数据。

*本报告部分数据来自于实地调研、电话调研，与企业及行业真实数据可能存在一定差异。

*研究报告联系电话 15622360391 刘先生