電力設(shè)備及新能源-《氫儲能或為長時儲能重要形式靜待需求釋放》

證券研究報告（優(yōu)于大市，維持）《氫儲能或為長時儲能重要形式，靜待需求釋放》2023年9月24日中國儲能產(chǎn)業(yè)繼續(xù)保持高速增長態(tài)勢。據(jù)CNESA統(tǒng)計，截至2022年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模59.8GW，同比+38%，新型儲能項目累計裝機規(guī)模首次突破10GW，氫儲能為新能源發(fā)電提供輔助服務(wù)。新能源發(fā)電波動性強，不可預(yù)測性強。當(dāng)新能源大量并入電網(wǎng)時，會增加電網(wǎng)的波動，電網(wǎng)安全性或?qū)⑹艿經(jīng)_擊。我們認(rèn)為解決方式為：火電靈活性改造、調(diào)峰氣電和儲能。其中，氫能源作為一種新型儲能技術(shù)，可削峰填谷，有效解決新能源穩(wěn)定并網(wǎng)問題。響應(yīng)時間快的優(yōu)勢。根據(jù)上海鯤華的測算，當(dāng)儲能時長大于4小時的時候，氫儲能的裝機成本相較鋰電儲能有明顯優(yōu)勢；當(dāng)儲能時長大于6.5小時的時候，氫儲能的度電成本相較鋰電儲能有明顯優(yōu)勢。氫儲能項目進展加快，靜待需求釋放。我國氫儲能項目加速落地，據(jù)勢銀（TrendBank）統(tǒng)計，截至2022年10月，國內(nèi)規(guī)劃、在建、運營的狹義/廣義氫儲能項目已超過100個；各類燃料電池在發(fā)電領(lǐng)域的應(yīng)用已超過7MW。根據(jù)IEA預(yù)測，2050年預(yù)計全球氫發(fā)電裝機量2請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明投資建議：氫儲能包括制氫、儲氫、發(fā)電環(huán)節(jié)，我們建議關(guān)注電解槽、儲氫罐和燃料電1）電解槽：華電重工、異輝科技、華光環(huán)能、億利潔能。2）儲氫罐：蘭石重裝、中集安瑞科。3）燃料電池及相關(guān)材料：億華通、貴研鉑業(yè)、雄韜股份。風(fēng)險提示：政策不及預(yù)期，制、儲、運、加以及燃料電池核心零部件環(huán)節(jié)技術(shù)突破低于預(yù)期，氫儲能市場推廣不及預(yù)期。3請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明1.氫儲能或為長時儲能重要形式，跨區(qū)域儲能形式之一2.氫儲能未來降本途徑3.氫儲能項目進展加快，靜待需求釋放4.氫儲能產(chǎn)業(yè)鏈及公司梳理5.風(fēng)險提示4請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明氫儲能分為廣義氫儲能和狹義氫儲能氫儲能分為廣義氫儲能和狹義氫儲能狹義氫儲能：“電-氫-電”。將太陽能、風(fēng)能等清潔能源發(fā)出的電能或夜間電網(wǎng)的過剩），廣義氫儲能：廣義氫儲能強調(diào)“電-氫”。轉(zhuǎn)化鏈條為“電-氫和工業(yè)等領(lǐng)域，不再重新上網(wǎng)發(fā)電。目前，相較于狹義氫儲能，資料來源：宋鵬飛等《可再生能源氫儲能與氫轉(zhuǎn)化5請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明全球已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模全球已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模237.2GW據(jù)CNESA全球儲能項目庫，截至2022年底，全球已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模年增長率超過85%，其在新型儲能中的累計裝機占比與2021年同期相比上升3.5個百分點。圖2：全球儲能市場裝機容量比例（2000-2022年）圖3：2011-2022年全球新型儲能規(guī)模（MW）&增速6請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明中國儲能產(chǎn)業(yè)保持高速增長態(tài)勢中國儲能產(chǎn)業(yè)保持高速增長態(tài)勢2022年，中國儲能產(chǎn)業(yè)繼續(xù)保持高速增長態(tài)勢，截至2022年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模59.8GW，占全球市場總規(guī)模的25%，累計裝機規(guī)模同比+38%。抽水蓄能累計裝機占比首次低于80%。新型儲能項目累計裝機規(guī)模達累計裝機規(guī)模首次突破抽水蓄能新增規(guī)模9.1GW，同比增長75%。2022年，新型儲能新增規(guī)模創(chuàng)歷史新高，達到7.3GW/15.9GWh，功率規(guī)模同比增長200%，能量規(guī)模同比增長280%；新型儲能中，鋰離子電池占據(jù)絕對主導(dǎo)地位，比重達97%，此外，壓縮空氣儲能、液流電池、鈉離子電池、飛輪等其它技術(shù)路線的項目，在規(guī)圖4：中國儲能市場裝機容量比例（2000-2022年）7圖5：2011-2022年中國新型儲能規(guī)模（MW）&增速），儲能：提供輔助服務(wù)儲能：提供輔助服務(wù)氫儲能為新能源發(fā)電提供輔助服務(wù)。新能源發(fā)電波動性強，不可預(yù)測性強。當(dāng)新能源大量并入電網(wǎng)時，會增加電網(wǎng)的波動，電網(wǎng)安全性或?qū)⑹艿經(jīng)_擊。我們認(rèn)為解決方式為：火電靈活性改造、調(diào)峰氣電和儲能（包括抽水蓄能和新型儲能）。其中，氫能源作為一種新8請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明儲能：減少棄風(fēng)棄光儲能：減少棄風(fēng)棄光藏棄光率達到20%，青海的棄風(fēng)率和棄光率為7.3%和8.9%。棄風(fēng)棄光問題源于“三北”地區(qū)的系統(tǒng)調(diào)峰能力、跨省區(qū)外送能力無法支撐本地區(qū)新我們認(rèn)為，解決棄風(fēng)棄光的途徑為1）儲能、（2）電跨區(qū)域（3）轉(zhuǎn)變能量形態(tài)以達到跨區(qū)域傳輸（氫儲能）、（4）在中東部地區(qū)等電需求量大的地方發(fā)展新能源（存在資源稟賦的桎梏，原因是國內(nèi)光伏資源較好的地區(qū)為“三北”地區(qū)）、表全國97.60%96.80%98青海91.6%氫儲能的優(yōu)劣勢氫儲能的優(yōu)劣勢對比鋰離子電池儲能，氫儲能優(yōu)勢：自放電率幾乎為0，放電時間長，可用于長時儲能。10請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明氫儲能放電時長長，儲能容量大氫儲能放電時長長，儲能容量大氫儲能放電時長長，儲能容量大，適合用于長時間、跨地區(qū)（電轉(zhuǎn)氫，后把氫運2020年度電成本1.8元/kWh左右，而鋰電儲能只需0.5元/kWh左右，抽水蓄能的成本更低，不及鋰電儲能的1/2。據(jù)劉堅等《適應(yīng)可再生能源消納的儲能技術(shù)經(jīng)濟性分析》中測算，未來隨著系統(tǒng)成本下降以及能量轉(zhuǎn)化效率提升，氫儲能度電成本2060年將有望下降至將近0.4資料來源：許傳博等《氫儲能在我國新型電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價值、挑戰(zhàn)及展望》，劉堅注：抽水蓄能（PHS）、壓縮空氣儲能（氫儲能長周期下邊際儲存成本低氫儲能長周期下邊際儲存成本低長周期儲能下，相較于鋰離子電池儲能，氫儲能具有邊際儲存成本低的優(yōu)勢。根據(jù)勢銀能鏈微信公眾號援引上海鯤華的測算數(shù)據(jù)，氫儲能后續(xù)擴容成本為100元/kWh，鋰電擴容成本為電池成本1500元/kWh。根據(jù)勢銀能鏈微信公眾號援引上海鯤華的測算，在100MW光伏發(fā)電場配儲15%功率的12請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明氫儲能在長周期儲能中優(yōu)勢顯著氫儲能在長周期儲能中優(yōu)勢顯著前述>6.5h后，氫儲能的度電成本相較鋰電儲能有明顯優(yōu)勢。同時，目前季節(jié)性儲能度電成本中，抽水蓄能、氫儲能和壓縮空氣儲能成本最有競爭力，據(jù)劉堅《適應(yīng)可再生能源消納的儲能技術(shù)經(jīng)濟性分析》，從2020年到2060年儲氫成本有下降空間，據(jù)劉堅等人測算可知，到2060年儲氫的度電成本將低于抽水蓄能和壓縮空氣儲能。抽水蓄能受地理限制，有資源量限制，未來開發(fā)難度增大，度電成本或增加。同時，抽水蓄能是短時儲能里，度電成本最低的儲能品種之一，我們認(rèn)為，未來隨著電力輔助服務(wù)市場化競爭更加充分，提供同一種調(diào)峰服務(wù)的不同儲能收入或一致，低成本的抽蓄相較于其他短時儲能存在較大的盈利空間，在短時儲能上比較優(yōu)勢更為顯著，抽蓄可能會更多用于短時儲能。圖9：季節(jié)性儲能下（平均連續(xù)放電500～1000h），抽水蓄能、氫儲能和壓縮空氣儲能度電成本優(yōu)勢13請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明機制機制氫儲能主要出路氫儲能主要出路?技術(shù)性能：放電時間長、自放電率幾乎為0、容儲能度電成本小于鋰電池儲能。場景舉例：若單單光伏離網(wǎng)項目，晚上無日照，晚上大?經(jīng)濟性2：與抽蓄和壓縮空氣一起為三種成本最低的季節(jié)性儲能方式。二、跨區(qū)域傳輸?其他儲能方式跨區(qū)域傳輸?shù)闹饕绞綖殡娋W(wǎng)輸電，而氫儲能還能以氫氣形式運輸?shù)狡渌?、降成本提效率圖10：儲能互補氫儲能或為長時儲能重要形式，高比例新能源需要長周期儲能氫儲能或為長時儲能重要形式，高比例新能源需要長周期儲能根據(jù)卓振宇等《高比例可再生能源電力系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)及發(fā)展挑戰(zhàn)》，高比例再生能源（可再生資源滲透比例超過50%的階段）除了關(guān)注可再生能源日內(nèi)波動，還要關(guān)注季節(jié)不平衡所帶來的電量過剩和短缺的問題。季節(jié)不平衡引起的棄風(fēng)和棄光損失將遠大于中比例滲透可再生能源裝機容量，充分利用風(fēng)電和光伏的季節(jié)互補特性，減少供需電量的不平衡；二、圖11：全球6大洲主要風(fēng)、光基地年特征曲線（52周）風(fēng)光互補會降低對儲能的要求，但仍需風(fēng)光互補會降低對儲能的要求，但仍需10%長周期儲能風(fēng)光互補+電化學(xué)儲能+長周期儲能的系統(tǒng)性成本最小風(fēng)光互補后，大概仍需10%的長周期儲能16請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明儲能仍有缺口，氫能或成重要消納方式儲能仍有缺口，氫能或成重要消納方式未來，據(jù)我們判斷，隨著全國波動性，可再生能源發(fā)電規(guī)模上升，將出現(xiàn)較大的可再生能源功率調(diào)節(jié)缺口。氫能與電池儲能或?qū)⒁黄鸱?wù)于中國的新型電力系統(tǒng)，提供不同時間分布式氫燃料電池電站和分布式制氫加氫一體站可作為高彈性可調(diào)節(jié)負(fù)荷，可以快速響應(yīng)不匹配電量。前者直接將氫能的化學(xué)能轉(zhuǎn)化為電能，用于“填谷”。后者通過調(diào)節(jié)站內(nèi)17請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明長時儲能長時儲能投資額增長快，所需時長增加麥肯錫數(shù)據(jù)顯示，現(xiàn)階段長時儲能裝機量很低，但未來將快速增長。根據(jù)麥肯錫預(yù)測，2030年達到0.15-0.4TW（安裝儲能容量在5-10TWh，容量除以功率測算得平均儲能時長在30h），至2040年長時儲能將指數(shù)級增長，2040年達到1.5-2.5TW（安裝儲能容量在85-140TWh，同上測算得平均儲能時長在56h）。據(jù)數(shù)據(jù)可知，2030-2040年長時儲能的規(guī)模將快速上漲，同時平均儲能時長也會提升。近年來全球長時儲能投資額增長快。據(jù)麥肯錫數(shù)據(jù)，2021年全球長時儲能投資額較2020年增長153%。根據(jù)麥肯錫預(yù)測，2022-2040年間，長時儲能總投資大概為1.5-3萬億美元。這一時期的總投資與每2-4年對輸電和配電網(wǎng)絡(luò)的投資相當(dāng)。據(jù)麥肯錫數(shù)據(jù)，長時儲能未來需降本60%才能有較好經(jīng)濟性，6小時（或8小時）到150小時內(nèi)的長時儲能比較有經(jīng)濟性。資料來源：麥肯錫《Net-zeropower:18請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明氫儲能或能成為氫儲能或能成為跨區(qū)域儲能形式之一在特高壓線路建設(shè)難度大的地方（如遠海等），或者是電網(wǎng)海上電力尤其深遠海可再生電力輸送、消納成為問題，利用海上風(fēng)電制氫是解決海上風(fēng)電19請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明氫儲能或能成為氫儲能或能成為跨區(qū)域儲能形式之一氫儲能用于跨區(qū)域儲能比較可行的是遠海風(fēng)能開發(fā)：有利條件1：遠海海風(fēng)資源好于近海，占海上風(fēng)電開發(fā)潛力75%。有利條件2：越來越多的油氣田轉(zhuǎn)向海上風(fēng)電業(yè)務(wù)。在油氣田走向枯竭的時期，可以在油氣田上布臵電解槽，然后將制得的氫氣摻入天然氣（通常不大于15%）中運輸。當(dāng)油氣田枯竭后，布臵更多電解槽，油氣田變“氫氣田”。可充分利用油氣田并節(jié)省油氣田退役費用。有利條件3：根據(jù)麥肯錫研究，對比光伏制氫，海風(fēng)發(fā)電價格有更大的下降空間（光伏中電解槽等資本開支影響更大的原因是，對比海風(fēng)制氫，光伏電解槽利用率更低）?！禜ydrogenInsights:Aperspective氫儲能或能成為氫儲能或能成為跨區(qū)域儲能形式之一我們認(rèn)為，在電網(wǎng)利用率低的地方（孤島、離網(wǎng)偏遠地區(qū)），若為其單獨建立高壓線，則投資過大。而且沿線上的利用率低會導(dǎo)致度電輸配電成本上升?？蓳Q一種思路，自建分布式能源，采用氫能系統(tǒng)，不僅能供電供熱，同時，多制出來的氫還可以用在燃料汽車上，以及作為一些工業(yè)原料（e.g.鹽湖無人區(qū)、新疆等偏遠地方公路、孤島等）。展望未來，若氫儲能成本下降后，作為分布式能源的有效消納途徑，不僅能供電供熱，還能提供氫氣作為工業(yè)原料，多方面創(chuàng)收。1.氫儲能或為長時儲能重要形式，跨區(qū)域儲能形式之一2.氫儲能未來降本途徑3.氫儲能項目進展加快，靜待需求釋放4.氫儲能產(chǎn)業(yè)鏈及公司梳理5.風(fēng)險提示22請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明制氫系統(tǒng)的降本空間制氫系統(tǒng)的降本空間氫儲能系統(tǒng)成本構(gòu)成主要有：電價、制氫系統(tǒng)（e.g.電解槽）、儲氫系統(tǒng)（e.g.儲氫瓶、鹽穴）、運送（e.g.長管拖車、管道）和發(fā)電系統(tǒng)（e.g.燃料電池、氫燃?xì)廨啓C）。制氫系統(tǒng)降本空間：1）效率能升。根據(jù)氫能協(xié)會的案例數(shù)據(jù)，電解槽效率有望從65%提升至2030年的70%。2）電解槽成本可降：根據(jù)氫能協(xié)會數(shù)據(jù)，電解槽系統(tǒng)成本有望從2020年的660-1050美元/kW（中位數(shù)855美元/kW）降至2030年的中位數(shù)305美元/kW，降本幅度達到64%。若采用20%的學(xué)習(xí)曲線率（2010-2020年電池學(xué)習(xí)曲線率39%，光伏35%，陸風(fēng)19%），則2030年最低有望至130美元/kW，降本約85%。《HydrogenInsights:Aperspective目前電解水制氫主要工藝路線有：堿性電解、PEM電解和SOEC電解。經(jīng)濟性分析：1）堿性電解：技術(shù)最為成熟，生產(chǎn)成本較低，國產(chǎn)電解槽價格為2000-3000元/kW。2）PEM電解：流程簡單、能效較高，已實現(xiàn)初步商用，但由于電解槽需使用貴金屬材料，電解槽價格為7000-12000元/kW，成本較高。3）SOEC電解：能效最高，但尚處于實驗階段。表3：三大電解水制氫工藝比較堿性電解（AWE）質(zhì)子交換膜電解（PEM）Y2O3/ZrO2催化劑二元、三元合金/混合氧化物/運行溫度0.5~1000Nm3/h0.01~500Nm3/h/4.5~5.5kWh/Nm33.8~5.0kWh/Nm32.6~3.6kWh/Nm3//熱啟停：分鐘級；冷啟停60分鐘強穩(wěn)定或波動電源//堿液污染，石棉膜有危害堿性電解槽基本實現(xiàn)國產(chǎn)化初步商業(yè)化應(yīng)用，PEM電解槽關(guān)鍵材料儲氫系統(tǒng)可關(guān)注地下儲氫儲氫系統(tǒng)可關(guān)注地下儲氫目前儲存技術(shù)主要有：氣罐儲氫、管道儲氫和地下儲氫等?？申P(guān)注地下儲氫（鹽穴、廢棄油田、地下管道等）：根據(jù)YueQiu等的《Feasibilityanalysisofutilisingundergroundhydrogenstoragefacilitiesinintegratedenergysystem:CasestudiesinChina》，在江蘇金壇的鹽穴儲氫+陸風(fēng)海風(fēng)系統(tǒng)的投資回收期為10年，北方和西北的廢汽油田+風(fēng)光投資回收期為13和24年。根據(jù)國家電投援引美國能源局，500噸儲氫的地下管道投資成本為516-817美元/千克，平準(zhǔn)化儲氫成本為1.87-2.39美元/千克；內(nèi)襯巖洞儲氫投資成本為56-116美元/千克，平準(zhǔn)化儲氫成本為0.31-0.43美元/千克；地下鹽穴儲氫投資成本為35-38美元/千克，平準(zhǔn)化氫儲能成本為0.19-0.27美元/千克（1kg氫氣發(fā)電約16度）。度電成本測算度電成本測算根據(jù)劉堅《適應(yīng)可再生能源消納的儲能技術(shù)經(jīng)濟性分析》，2060年氫儲能度電成本約為0.4元。根據(jù)我們測算，假設(shè)2030年電解槽價格為700元/kW，效率70%，壽命提升到15年。假設(shè)2030年燃料電池價格500元/kW，壽命提升到10年。電價假設(shè)為0.2元時，平準(zhǔn)化度電成本為0.89元。當(dāng)電價假設(shè)為0.1元時（考慮谷電、以及為電網(wǎng)調(diào)谷收入所得），平準(zhǔn)化度電成本為0.69元。圖22：不同儲能技術(shù)平準(zhǔn)化度電成本（LCOS）表4：2030年度電成本預(yù)測表假設(shè)1假設(shè)2放電時間（h）88儲氫成本（元/kWh）度電成本（元）注：抽水蓄能（PHS）、壓縮空氣儲能（氫能電力系統(tǒng)可用于如下領(lǐng)域：?可再生能源大規(guī)模消納。將電解水制氫技術(shù)用于可再生能源發(fā)電場景，在提升規(guī)?；{的同時，還能夠優(yōu)化可再生能源發(fā)電的出線容量，從而降低電網(wǎng)建設(shè)的投資，提高輸電線路的利用率。?調(diào)峰調(diào)頻。?削峰填谷、需求側(cè)響應(yīng)。?分布式能源系統(tǒng)。將氫能電力系統(tǒng)用于構(gòu)建分布式能源系統(tǒng)，實現(xiàn)可再生能源的靈活消納，同時可以實現(xiàn)氫、熱、電聯(lián)供，為園區(qū)、社區(qū)及偏遠地區(qū)進行供能，并可作為備用電源，與電力、熱力等能源品種實現(xiàn)互聯(lián)互補，提高能源利用效率。在孤立的微電網(wǎng)和離網(wǎng)的偏遠地區(qū),間歇性可再生能源與氫儲能系統(tǒng)集成,可以減少甚至消除柴油發(fā)動機的使用,同時能夠避免建設(shè)外來電網(wǎng)的高成本。?遠海風(fēng)能資源開發(fā)。利用遠海風(fēng)能發(fā)電制氫是對遠海風(fēng)能資源開發(fā)的一種有效手段，可以避免開發(fā)遠海風(fēng)電所帶來的大規(guī)模海底電纜建設(shè)難度大、管理困難、投資及運行成本高等問題。遠海的海上風(fēng)能資源除了直接發(fā)電外，還能制氫，然后再輸送到陸地上通過燃料電池或者氫燃?xì)廨啓C發(fā)電，就可以有效利用遠海風(fēng)能資源，促進電力系統(tǒng)深度脫碳。表5：90MW青海風(fēng)電場氫儲能容量配臵結(jié)果/MW/MW儲氫罐體積/m3是否27請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明1.氫儲能或為長時儲能重要形式，跨區(qū)域儲能形式之一2.氫儲能未來降本途徑3.氫儲能項目進展加快，靜待需求釋放4.氫儲能產(chǎn)業(yè)鏈及公司梳理5.風(fēng)險提示28請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明表6：能源裝機量預(yù)測（全球）電力來源發(fā)電總量20207795裝機容量（GW）2030204014933263842050334152020占比（%）20302050CAGR（%）2020-20306.72030-20405.9可再生能源發(fā)電299410293207322656838698013.17.3光伏發(fā)電737495610980144589334321.08.3風(fēng)電7378265921257.7水電18042282259983.12.4生物質(zhì)發(fā)電2975346402225.76.0聚光太陽能發(fā)電67328142600128.4地?zé)崮馨l(fā)電52980006.5海洋能發(fā)電15500027.1核電4155157308125322.23.6氫發(fā)電-1391455-1626.5化石燃料發(fā)電+CCUS18131239401155.214.4煤電+CCUS122200148.7氣電+CCUS--01傳統(tǒng)化石燃料發(fā)電436867756222-2.7-10.1煤電2780-5.6-9.7氣電4952310.6燃油發(fā)電42225510-8.3電化學(xué)儲能5852005309704941.613.129請務(wù)必閱讀正文之后的信息披露和法律聲明20602060年氫氣需求預(yù)計達1億噸根據(jù)杜忠明等《我國綠氫供應(yīng)體系建設(shè)思考與建議》，著眼中長期，預(yù)計2060年我國氫氣需求量超過1億噸，氫能占終端能源消費的比重約為20%，主要作為原料、燃料應(yīng)用于預(yù)計在碳中和情景下，氫能生產(chǎn)側(cè)的綠氫產(chǎn)量為1×108t/a，在全部氫能中的占比超過在建、運營的狹義/廣義氫儲能項目已超過100個；各類燃料電池包括PAFC、PEMFC、SOFC等在發(fā)電領(lǐng)域的應(yīng)用已超過7MW。我國狹義氫儲能項目在用戶側(cè)的示范較多，項目規(guī)模相對較小。根據(jù)勢銀（TrendBank）的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2022年6月，我國狹義氫儲能項目在用戶側(cè)的示范較多；用戶側(cè)示范項目多集中于經(jīng)濟較為發(fā)達的東部沿海地區(qū)，且項目規(guī)模相對較?。话l(fā)電側(cè)項目則多分布下安全高效運行，為氫能交通及氫能儲能調(diào)峰、氫能微電網(wǎng)及園區(qū)綜合能源