國際氫能展整理：

國內(nèi)氫能政策

2023年7、8兩月共發(fā)布9項部委政策，51項地方政策。其中，規(guī)劃類政策數(shù)量略增，多地發(fā)布碳達峰實施方案，與獎補有關(guān)的專項扶持政策正逐步落實。

7月14日，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于《產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導目錄(2023年本，征求意見稿)》，其中高效經(jīng)濟制氫、運氫及高密度儲氫技術(shù)開發(fā)應(yīng)用及設(shè)備制造，加氫站及車用清潔替代燃料加注站，新一代氫燃料電池技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用、可再生能源制氫，液態(tài)、固態(tài)和氣態(tài)儲氫，管道拖車運氫，管道輸氫，加氫站，氫電耦合等氫能技術(shù)推廣應(yīng)用等均為鼓勵類。

7月27日，國家能源局綜合司發(fā)布《關(guān)于公示第三批能源領(lǐng)域首臺(套)重大技術(shù)裝備(項目)的通知》，其中兆瓦級純氫燃氣輪機、200kW級固體氧化物燃料電池發(fā)電系統(tǒng)、兆瓦級質(zhì)子交換膜制氫及發(fā)電系統(tǒng)、國產(chǎn)2噸/天氦膨脹制冷氫液化系統(tǒng)、70MPa加氫站大流量隔膜壓縮機、百千瓦級高電流密度PEM電解槽等9項氫能技術(shù)裝備入選，涉及國家能源集團、國家電投、中國航天、國家電網(wǎng)、中科院大連化物所等多家單位。

7月27日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于推動現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》，提出在資源稟賦和產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)較好的地區(qū)，推動現(xiàn)代煤化工與可再生能源、綠氫、二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)等耦合創(chuàng)新發(fā)展。

7月28日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于公開征求2023年能源領(lǐng)域擬立項行業(yè)標準制修訂計劃及外文版翻譯計劃項目意見的通知》，其中氫能行業(yè)標準14項，包括低碳清潔氫能標準、水電解制氫系統(tǒng)性能、燃料電池性能評定、加氫站綜合性能測試以及氫氣輸送管道焊接技術(shù)等標準。

8月份，工信部相繼發(fā)布了《關(guān)于印發(fā)第二批石化化工行業(yè)鼓勵推廣應(yīng)用的技術(shù)和產(chǎn)品目錄(第二批)的通知》、《關(guān)于組織開展工業(yè)綠色微電網(wǎng)典型應(yīng)用場景與案例征集工作的通知》、《關(guān)于2022及以前年度新能源汽車推廣應(yīng)用補助資金清算審核初審情況的公示》等文件，提出建立石化企業(yè)氫氣資源管理系統(tǒng)平臺，要求可再生能源制氫或工業(yè)副產(chǎn)氫年生產(chǎn)規(guī)模達到5000噸以上，并對前期的獎補政策進行落實。

7月，全國共有9個省市地方發(fā)布氫能政策規(guī)劃10條，主要為市區(qū)級政策，其中，上海市發(fā)布《上海交通領(lǐng)域氫能推廣應(yīng)用方案(2023-2025年)》，將重點發(fā)展重卡、公交、冷鏈、非道路移動機械等應(yīng)用場景，到2025年力爭實現(xiàn)示范應(yīng)用燃料電池汽車總量超過1萬輛，完成不少于70座的加氫站建設(shè)。克拉瑪依市印發(fā)《克拉瑪依市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展行動計劃(2023—2025年)》，提出到2025年“綠氫”產(chǎn)能達到10萬噸/年以上，實現(xiàn)制氫成本18元/kg以下，相關(guān)產(chǎn)業(yè)規(guī)模突破300億元以上，積極爭取納入國家燃料電池汽車示范城市群等。

8月，全國共有12個省市地方發(fā)布氫能政策規(guī)劃15條，主要為市區(qū)級政策(詳見附件2)，其中，新疆維吾爾族自治區(qū)發(fā)布《自治區(qū)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展三年行動方案》，提出到2023年，建設(shè)2—3個氫能產(chǎn)業(yè)示范區(qū)，可再生能源制氫量突破2萬噸/年，推廣氫燃料電池車突破50輛;到2025年，可再生能源制氫量達到10萬噸/年，推廣氫燃料電池車1500輛以上。西安市印發(fā)《西安市氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃(2023-2035年)》征求意見稿，規(guī)劃到2025年氫能相關(guān)企業(yè)總數(shù)超過50家，力爭產(chǎn)值突破100億元;到20230年，氫能相關(guān)企業(yè)總數(shù)超過150家，培育氫能裝備制造鏈主企業(yè)2-3家，力爭產(chǎn)值突破300億元;到2035年，氫能相關(guān)企業(yè)總數(shù)超過500家，力爭產(chǎn)值突破1000億元。

7月，全國共有12個省市發(fā)布氫能相關(guān)政策12條，含省級政策2條，市區(qū)級政策10條。其中，吉林省、石家莊市、江門市、濱州市、株洲市等均發(fā)布碳達峰實施方案，提出氫能領(lǐng)域相關(guān)布局;杭州市政府發(fā)布《關(guān)于加快推進綠色能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的實施意見》，提出加快培育氫能裝備制造業(yè)，大力發(fā)展氫燃料電池發(fā)動機和氫燃料分布式發(fā)電系統(tǒng)，著力突破質(zhì)子交換膜、電堆材料、高效催化劑等關(guān)鍵零部件及材料國產(chǎn)化瓶頸;積極爭取加入國家燃料電池汽車示范應(yīng)用城市群，并對在杭州市開展示范應(yīng)用的氫燃料電池運營車輛及加氫站運營企業(yè)進行相應(yīng)補貼。

8月，全國共有13個省市發(fā)布氫能相關(guān)政策14條，含省級政策8條，市區(qū)級政策5條。其中，青海省、新疆維吾爾族自治區(qū)、云南省、巴彥淖爾市、中山市、婁底市、株洲市等均發(fā)布碳達峰實施方案，提出氫能領(lǐng)域相關(guān)布局;深圳市工信局發(fā)布《深圳市加快打造“新一代世界一流汽車城”三年行動計劃(2023-2025年)》，提出支持開展燃料電池汽車關(guān)鍵技術(shù)(控制策略、動力系統(tǒng)集成)、關(guān)鍵零部件(雙極板、膜電極、高性能電堆)和關(guān)鍵材料(催化劑、碳紙、質(zhì)子交換膜、高壓儲氫瓶)等領(lǐng)域研發(fā)和產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用;依托國家燃料電池汽車示范應(yīng)用城市群，推動氫燃料電池汽車在重載及長途交通運輸?shù)阮I(lǐng)域先行示范應(yīng)用等。

國內(nèi)可再生氫項目

國內(nèi)制氫來源分布

國內(nèi)制氫來源包括三大類：化石能源制氫、電解水制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫;化石能源制氫占比最大，包括煤制氫、天然氣制氫、石油制氫;工業(yè)副產(chǎn)氫占比其次，包括焦炭和蘭炭副產(chǎn)氫、氯堿和其他副產(chǎn)氫、輕烴裂解副產(chǎn)氫;電解水制氫占比最小，包括電網(wǎng)、風電、光伏、水電、核電電解水。

國內(nèi)可再生制氫項目分布

截至2023年3月15日，國內(nèi)規(guī)劃可再生氫項目合計429.4萬噸/年;已運行項目5.6萬噸/年;建成尚未運營2.5萬噸/年;在建項目19.7萬噸/年;規(guī)劃待建401.6萬噸/年;地區(qū)分布：產(chǎn)能規(guī)劃前五的省份是內(nèi)蒙古、吉林、上海、河北、寧夏。

國內(nèi)已運營項目分類

截至2023年2月，國內(nèi)已運營的可再生氫項目中，按照制氫來源分類：光伏13個，占比48%;風電5個，占比18%;水電1個，占比4%;多種來源8個，占比30%;按照應(yīng)用方向分類：交通16個，占比37%;科研12個，占比28%;發(fā)電6個，占比14%;合成甲醇2個，占比9%;儲能1個，占比2%;其他5個，占比12%。

國內(nèi)可再生氫產(chǎn)能建設(shè)快速推進

據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院統(tǒng)計，2022年國內(nèi)新增可再生制氫項目產(chǎn)能3.3萬噸/年，同比增長65%;截至2022年底在建項目17.7萬噸，均有望在2年內(nèi)投產(chǎn)運營;據(jù)統(tǒng)計，2022年國內(nèi)電解水制氫設(shè)備出貨量722MW，同比提升106%。

國內(nèi)氫能應(yīng)用領(lǐng)域

國內(nèi)氫能在化工領(lǐng)域應(yīng)用

國內(nèi)氫能在工業(yè)領(lǐng)域主要用于化工：按照各省用氫企業(yè)主要產(chǎn)品劃分，氫能在化工領(lǐng)域主要用來合成氨、合成甲醇、石油精煉、合成其他化工品;按照用氫企業(yè)產(chǎn)能看：國內(nèi)合成氨58745萬噸，占比80%;合成甲醇6183萬噸，占比9%;石油精煉4642萬噸，占比6%;合成其他化工品3791萬噸，占比5%。

國內(nèi)燃料電池汽車

截至2023年2月，國內(nèi)公告車型993輛，客車和專用車幾乎各占一半;截至2022年底，國內(nèi)累計銷售燃料電池汽車1.03萬輛，距離“十四五”目標還差4萬輛。

國內(nèi)加氫站

隨著燃料電池汽車保有量的不斷增加以及中石化、中石油等能源央企的入局持續(xù)加速，國內(nèi)加氫站數(shù)量明顯增加。截至2022年，國內(nèi)共建成投運加氫站274座，仍有較大發(fā)展空間，同比增長25.7%。2023年上半年，全國已建成加氫站數(shù)量351座，位居世界第一。

國內(nèi)可再生氫項目

國內(nèi)制氫成本分布

我們把制氫成本分為：可再生氫成本(綠氫)、清潔氫成本(綠氫和藍氫)、綜合氫成本(綠氫、藍氫、灰氫);目前，各個地區(qū)的可再生制氫成本均高于工業(yè)副產(chǎn)制氫，更高于化石能源制氫;趨勢上看，可再生制氫成本呈現(xiàn)下降趨勢;工業(yè)副產(chǎn)和傳統(tǒng)能源制氫受能源價格上漲影響，成本上升。

可再生制氫成本下降趨勢

國內(nèi)可再生氫氣成本分布：從可再生氫氣成本分布看，西北<東北<華北<西南<華東<華中<華南;近5年來，所有區(qū)域的可再生氫成本持續(xù)下降，并仍有很大降本空間。長期看可再生電力制氫成本下降展望：據(jù)預(yù)測，到2030年，國內(nèi)電解水制氫裝機有望擴大至100GW以上，堿性電解槽投資成本將從2020年的2000元/KW，降低至2030年的1500元/KW。同時，得益于可再生電力成本的降低，可再生電力制氫成本有望下降至13元/公斤，在成本上充分具備與化石能源制氫競爭的能力。

不同電解水制氫成本拆分

根據(jù)能源轉(zhuǎn)型委員會測算數(shù)據(jù)，應(yīng)用電網(wǎng)電力制氫時，燃料成本占比約80%，固定投資占比15%，運營費用占比5%;可再生能源制氫時，燃料成本占比60-70%，固定投資占比30%，剩余為運營費用;天然氣制氫(CCUS，碳捕獲)，燃料成本占比55%(現(xiàn)在更高)，固定投資占比30%，剩余為運營費用。

氫氣存儲與運輸常見的氫氣儲存、運輸方式為氣態(tài)儲氫、液態(tài)儲氫、固態(tài)合金儲氫三種方式，重點是安全、低成本提高質(zhì)量儲氫率。

根據(jù)中國氫能聯(lián)盟研究院統(tǒng)計，目前我國主要采用20MPa氣態(tài)高壓儲氫與集束管車運輸?shù)姆绞?當用氫規(guī)模擴大、運輸距離增長后，提高氣氫運輸壓力或采用液氫槽車、輸氫管道等運輸方案才可以滿足高效經(jīng)濟的要求;氫的儲運體系建設(shè)，可以借鑒天然氣儲運體系，結(jié)合實際的應(yīng)用場景，選擇合適的儲運方式。

氫能產(chǎn)業(yè)鏈

氫能產(chǎn)業(yè)鏈上下游依次為：制氫、儲運、加氫、能量轉(zhuǎn)換(燃料電池)、用氫;我國已經(jīng)掌握氫能制備、儲運、加氫、燃料電池和系統(tǒng)集成等主要技術(shù)和生產(chǎn)工藝;在制、儲、輸、加、用等全產(chǎn)業(yè)鏈規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)超過300家，集中分布在長三角、粵港澳大灣區(qū)、京津冀等區(qū)域。

綠氫是未來重點發(fā)展方向

氫的顏色用于代表制造氫的來源和工藝，目前分為9種顏色：綠色、藍色、灰色、棕色或黑色、綠松石色、紫色、粉色、紅色、白色;綠氫是利用可再生電力，通過水電解工藝生產(chǎn)的氫氣，在生產(chǎn)過程中沒有二氧化碳的排放，是未來重點發(fā)展方向。

電解槽電解水制氫的核心設(shè)備

如前所述，在綠氫制備過程中，燃料成本占比60~70%，固定投資占比30%，剩余為運營費用;電解槽是電解水制氫系統(tǒng)的核心部分：電解水制氫系統(tǒng)由電解槽及輔助系統(tǒng)組成，其中電解槽是電解反應(yīng)發(fā)生的主要場所，輔助系統(tǒng)則包括電力轉(zhuǎn)換、水循環(huán)、氣體分離、氣體提純等模塊;從成本構(gòu)成來看，電解槽在制氫系統(tǒng)總成本中的占比約為40%~50%。

電解槽分類——堿性是國內(nèi)主流

生產(chǎn)綠氫的核心是高效電解水制氫技術(shù)。按照工作原理和電解質(zhì)不同，電解水制氫技術(shù)分為4類：堿性電解水(ALK);質(zhì)子交換膜電解水(PEM);高溫固體氧化物電解水(SOEC);固體聚合物陰離子交換膜電解水(AEM)。目前國內(nèi)超過95%的電解水都應(yīng)用堿性電解水技術(shù)。

堿性電解水工作原理

堿性電解水制氫的電解質(zhì)為30%質(zhì)量濃度KOH溶液或者26%質(zhì)量濃度的NaOH溶液。反應(yīng)過程：在直流電下，水分子在陰極得到電子生成氫氣和氫氧根離子，氫氧根離子在電場和氫氧側(cè)濃度差的作用下穿過隔膜到達陽極，并且失去電子生成氧氣和水。堿性電解槽主體由端壓板、密封墊、極板、電極、隔膜等零部件組成。

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