预计镍氢电池市场规模稳步增长 镍氢电池属于碱性电池，循环使用寿命较长，有着良好的耐过充、过放能力，与铅 酸电池相比具有更高的比能量、比功率以及循环寿命，广泛用于混合动力汽车、电 动工具及工业和民用电池，在安全性和低温性能方面有较强的优势。但是镍氢电池 价格较高，且在充放电循环的过程中贮氢合金会渐渐丧失催化能力导致电池内压升 高，影响使用。镍氢蓄电池已经是一种成熟的产品，我国制造镍氢蓄电池原材料的 稀土金属资源丰富，镍氢蓄电池已经探明储量占世界已经探明总储量的 80%以上。 国内镍氢蓄电池研制开发的镍氢电池原材料加工技术也日趋成熟。受疫情影响， 2020 年镍氢蓄电池行业市场规模略有下降，为 39.49 亿元。
中国氢气储运需求有望大幅增长 中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020》指出，在 2030 年 碳达峰实现的情况下，我国氢能源年需求量可达 3715 万吨，在终端能源消费中占比 超 5%；2060 年需求量由目前的 3000 万吨增至 1.3 亿吨，终端能源消费占比达 20%。 从终端氢气价格组成来看，氢气储运成本占总成本的 30%左右，经济、高效、安全 的储运氢技术已成为当前制约氢能规模应用的主要瓶颈之一。上海嘉定引导氢气零 售价格不超过 35 元/公斤。氢气储运成本大约 10.5 元/千克，预计 2050 年，氢气储 运市场规模将达 4200 亿元。
由于脱氢电耗，固氢成本高于气氢。固氢在现有条件下固定成本约为 1.0RMB/Nm³， 超过工业化应用 20MPa 气氢 TT 车 0.9RMB/Nm³，主要成本在制备和接收两端，固 氢 10kWh/kg 的脱氢电耗，直接影响了氢的储运成本。 固氢具备远距离成本优势，具备未来商用前景。在 100km 的运输距离下，氢气综合 储运成本约 1.2RMB/Nm³，随着氢气输送规模的增加，固氢开始显现出远距离的成 本优势，同时，相比大型液氢，固氢具备优越的安全性能，可能作为未来的应用。
氢能或成一种重要的电力储能形式 随着光伏逐步进入全面平价期、陆上风电补贴退坡和新能源技术的不断升级，风光 发电成本进一步下降带动清洁能源的推广普及。根据国家能源局发发布的《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，预计到 2025 年风光发电量占比 将提升至 16.5%，2030 年全国风光装机规模将超 1200GW，新能源发电在电力体系 中的地位愈发重要。新能源发电增加将冲击电网系统稳定性，电力供需错配储能呼 之欲出。新能源出力特征受自然环境影响呈现随机性和波动性，难以为系统提供调 节能力，而电网则需要根据发电机组出力功率和用电需求对电网进行调节以维持 50Hz 频率稳定运行，高比例可再生能源并网更加考验电力系统的调节能力。传统模 式下功率的调节通常依靠 AGC 调频机组或调峰机组，而储能的应用则可以解放传 统机组，使其更多保持在额定工作状态，进而减少损耗、降低碳排放、提高传统机 组的利用效率，同时平抑电力供需矛盾、消纳弃风弃光。2021 年 7 月 15 日，国家 发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到 2025 年新型储能装机规模达 30GW 以上，未来五年将实现新型储能从商业化初期 向规模化转变，到 2030 年实现新型储能全面市场化发展。未来随着新能源装机增 长、储能渗透率提升及政策持续推进，储能装机将高速增长.
根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目 库的不完全统计，截至 2020 年底全球已投运储能项目累计装机规模 191GW，其中 抽水蓄能累计装机规模占比 90.3%，电化学储能占比约 7.5%。在电化学储能中锂离 子电池累计装机规模约 13.1GW，占比 92.0%。
长期来看，氢能有望成为一种重要的电力储能形式。由于风电、光伏、水电等可再 生能源发电无法实现长时间持续性地输出电能，导致大量弃风、弃光、弃水现象发 生；氢储能技术可将可再生能源发电储存起来，发挥调峰作用，避免风光水资源的 浪费，即：利用电解水装置，将间歇波动、富余的电力转化为氢气储存起来；在电 力输出不足时，通过燃料电池发电回馈给电网系统。
目前制氢成本高，绿氢未来优势明显。制氢成本约为 1.1~2.2 元/m³，对比煤制氢 0.69~1.18 元/ m³和天然气制氢 0.8~1.7 元/ m³，优势并不明显，但因其为“绿氢”， 综合价值较高。目前氢储能的效率往往只能达到 30%-50%，相比抽水蓄能 75%的效 率，可以说是非常低的能量转换率。 氢储能成本有较大下降空间，可再生能源制氢的电费成本将持续下降。2021年6月， 国内光伏项目的中标电价创下新低，四川甘孜州正斗一期 200MW 光伏基地的中标 电价仅为 0.1476 元/kWh。 氢储能主要适用于长时间、跨区域的储能场景。首先在储能时长上，氢储能基本没 有刚性的储存容量限制，可根据需要满足数天、数月乃至更长时间的储能需求，从 而平滑可再生能源季节性的波动。此外，氢能在空间上的转移也更为灵活，氢气的 运输不受输配电网络的限制，可实现能量跨区域、长距离、不定向的转移。最后， 氢能的应用范围也更为广泛，可根据不同领域的需求转换为电能、热能、化学能等 多种能量形式。2030 年全球范围内可再生能源电解水制氢的平均成本将降至 2.3 美 元/千克，与 2020 年 5.4 美元/千克的水平相比下降超 50%。而在一些风力、太阳能 资源较好的地区，可再生能源电解水制氢的成本将低至 1.4 美元/千克，达到与化石 能源制氢成本相当的水平。随着风电与光伏产业的快速发展，装机的冗余程度将明 显加大，电网为保证稳定性肯定无法短时间消纳多余电力冲击，因此风电及光伏低 成本的弃电将成为电解水制氢重要的电力来源，并解决目前氢储能产业化的困境。 在大规模，长时间的储能方面，氢储能在成本、安全性方面对比其他的方案有明显 优势。
