2025绿电制氢项目建设商业模式探讨

绿电制氢项目建设商业模式探讨2025年9月一、氢能项目背景2019年9月，国家电投与西门子共同签署《绿色氢能发展和综合利用合作谅解备忘录》，将聚焦氢能供需两侧关键技术的联合研发与应用，在2022北京冬奥会开展绿色制氢科创项目合作。2020年5月，在京签署战略合作协议。双方发挥各自优势，以构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系的合作宗旨。围绕绿电进京、能源创新、氢能应用、综合智慧能源、能源数字产业、绿色金融等方面开展全方位、宽领域、多层次战略合作。北京氢能交通示范项目四个示范：平价上网

先进技术

智慧风场

生态能源绿电进京：每年可供应北京近200亿千瓦时绿电结构优化：北京清洁用能比例提升至20%蒙电进京，2018年9月项目开工，目前已陆续建成投产。谷电制氢。低谷时段制氢，不增加电网投资。北京用氢。实施绿色交通、绿色环保零碳排放。二、氢能项目背景项目进展介绍延庆园加氢站一阶段（35Mpa）：项目占地5622㎡，为35Mpa加注压力的500kg/天撬装式加氢站，主要为2022北京冬奥会测试赛氢燃料客车提供加氢保障，打通北京市加氢站建设流程，供应园区实验氢气、开展氢能科普宣传和研究多能互补技术。该项目2020年9月入选科技部“科技冬奥-氢能出行”重点课题。任务：2020年10月份已通过联合验收，取得北京市首家经营许可证。延庆园加氢站二阶段（70Mpa）：项目在延庆园加氢站增设70Mpa加注压力、500kg/天加氢站，为液空厚普成套设备，主要为2022北京冬奥会丰田赞助氢燃料车辆提供保障，赛后服务北京氢能公交，开展先进加氢技术创新，打造延庆氢能示范区。任务：2021年6月份已建成投产。冬奥会配套制氢站（氢能产业园二期）：项目为4000Nm3/h级（20MW）先进、环保纯水质子膜（PEM）制氢，整体立项、分步实施。一期撬装式200Nm3/h（MW级），以消除制氢站建设政策障碍为目的；二期固定式3750Nm3/h（17.5MW）。任务：2021年4月份开工，现已建成，具备制氢能力。三、氢能项目介绍氢能创新产业园氢能装备制约我国氢能产业发展、行业缺少标准、北京市缺少符合氢燃料电池使用要求的高品质氢气和研发测试专用厂房。集团公司考虑赛后充分使用制氢装置，利用氢源优势打造新型高效电解水制氢装置和氢燃料电池研发、测试，制定氢能安全生产标准的产业园，服务集团公司和北京市科技创新。产业园总体布局为“一厂、两区、三中心、两平台”，分别为一期延庆园加氢站、二期冬奥会配套制氢站、三期研发测试区。北京市将产业园列入北京市“高精尖产业重点项目”和“创新型产业集群项目”，2020年5月集团公司和北京市签署战略合作协议，支持建设延庆氢能创新产业园。三、氢能项目介绍四、氢能政策突破北京市加氢站相关政策1、《北京市加氢站建设和运营补贴实施细则》（京管办发2020第257号）2020年11月4日北京市城管委下发，对北京市内的加氢站补贴，包括建站补贴和运营补贴两部分。其中建站补贴：加注能力≥500kg/天的加氢站，一次性补贴200万元；加注能力≥1000kg/天的加氢站，一次性补贴500万元。运营补贴：手续齐全+取得氢气经营许可+接入市城管委加氢站运营管理平台的加氢站，按照10元/kg标准给予补贴。2、《关于征求本市加氢站建设规划需求的通知》：2020年12月16日北京市下发，总体规划为“规划先行、市场主导、适度超前、以站带车”基本原则，计划到2023年全市建成投运加氢站37座，推广应用氢燃料电池汽车3000辆；到2025年全市建成加氢站72座，累计推广应用氢燃料电池汽车10000辆。并要求新建加氢站或者油氢合建站需满足以下条件:一是五环外；二是加油站扩建加氢站时，原加油站必须“两证一照”等经营手续齐全；三是与周边建（构）筑物、设施安全距离满足GB50516《加氢站设计规范》的要求。中关村延庆园加氢站审批流程1、项目备案:《外商投资产业指导目录（2019年修订）》鼓励类第4条第350条。2、规划许可意见：延庆区规自委复函。3、开工许可意见：延庆区住建委复函。4、“安全三同时”：安全预评价审查、安全设计专篇审查，延庆区应急管理局行政许可。5、环评批复：延庆区生态环境局行政许可。四、氢能政策突破四、氢能政策突破中关村延庆园加氢站审批流程6、防雷接地设计报审:延庆区气象局行政许可。7、地震、人防：汇报项目情况，备案在册，无需行政许可审批。8、联合验收：单项验收包括应急管理局安全验收备案（“安全三同时”）、生态环境局环保验收备案、气象局防雷接地检测验收备案、城管委安全现状评价备案。联合验收由城管委牵头，规自委、住建委、消防救援支队、生态环境局、应急管理局等相关部门参加签字。四、氢能政策突破冬奥会配套制氢项目支持政策1、产业政策：2017年，北京市发布会《加快科技创新发展高精尖产业系列政策》，提出：围绕燃料电池汽车规模化示范应用，在冬奥会和冬残奥会相关区域推进制氢、加氢核心技术应用。2、合作协议：2020年5月国家电投集团与北京市签订《战略合作协议》，北京市政府支持国家电投建设北京冬奥会配套制氢、加氢示范项目，研究落实审批政策。3、支持政策：2020年会同北京市共同争取在国务院《深化北京市新一轮服务业扩大开放综合试点建设国家服务业扩大开放综合示范区工作方案》中提出：支持区内符合条件的园区对氢能领域，采取“负面限制清单+正面鼓励清单”的专项清单组合管理模式。4、项目备案:北京市发改委询问国家发改委意见，冬奥会配套制氢项目2020年7月份取得延庆区发改委备案（总容量4000Nm3/h）。战略合作协议国务院关于深化北京服务业扩大试点的批复2020年10月，北京市陈吉宁市长实地调研，对国家电投发挥央企优势作用，推动对氢能创新产业园项目采取正负面专项管理模式，如短期内不能实现可采取“一事一议”方式，市政府做好个案服务。四、氢能政策突破冬奥会配套制氢项目审批流程1、规划许可意见：延庆区规自委复函（按加氢站）、。2、开工许可意见：延庆区住建委复函（按加氢站）。3、“安全三同时”：安全预评价审查、安全设计专篇审查，延庆区应急管理局行政许可。（非前置）4、环评批复：延庆区生态环境局行政许可。5、防雷接地、消防设计报审:延庆区气象局、住建委行政许可。、6、地震、人防：备案，无需行政许可审批。四、氢能政策突破北京延庆制氢项目作为新能源管理运营试点的创新氢能是前沿科技、产业变革领域，是实现碳中和的重要技术途径，是全球能源技术革命和转型发展的重大战略方向。但目前国内氢气按照危险化学品管理，严重制约氢能产业及燃料电池汽车规模化发展。当前，中央大力支持北京市开展“两区建设”和中关村新一轮先行先试改革，国家电力投资集团和北京市相关部门在中关村延庆园区域将氢能作为新能源进行管理试点，进行新型制氢、氢能热电联产装置验证与研发测试，促进我国氢能创新链和产业链发展，共同探索能源革命新路径、低碳城市新经验。四、氢能政策突破中关村延庆园加氢站服务2022年北京冬奥会数据五、绿电绿氢与工业耦合分布式光伏/风电储电微网光伏发电厂冷热电联产电解水制氢风力发电厂区域供热

(供冷)变压变电站变电站储氢电储能储热氢能热能/冷能氢能源电力氢能发电供热风光氢储基本概念模型：风光发电+氢储能+能源终端应用+氢电耦合N型单晶（铸锭+直拉）钙钛矿光伏电站颗粒硅异质结自洁玻璃制造成本降低30%生产成本降低10%转换效率提升6%电站发电量提升2%单瓦成本降低0.03元从“光伏平价”到“光储平价”，未来3年光伏度电成本有望大幅下降50%我国光伏企业通过持续在“风、光、网、储、云”和多能互补、材料科技等领域的科技创新，已具备全面降低可再生能源发电综合成本的优势五、绿电绿氢与工业耦合五、绿电绿氢与工业耦合五、绿电绿氢与工业耦合案例介绍：内蒙古达茂旗风光制氢与绿色灵活化工一体化项目，由国家电投与清华海峡研究院共同投资建设，智慧能源（国核电力院）为EPC总承包牵头方。按本阶段资料情况和工程所在地2022年第1季度政策及价格水平进行编制，编制主要依据为《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T

31011—2019）和《陆上风电场工程概算定额》（NB/T

31010—2019）等。根据本阶段资料情况，光伏部分静态总投资为12.7亿元，风电部分静态总投资为8.96亿元，风光升压站与化工变间联络线为6800万元，化工变电站为8400万元，制氢制氨部分静态总投资为8.5亿元，第三方项目管理服务为3860万元，化工科研费用为7000万元，合计静态投资为32.79亿元。建设期利息为6005.72万元，合计动态投资为33.39亿元。本项目投资财务内部收益率（所得税后）为8.35%，资本金财务净现值为2113.30万元；项目资本金净利润率（ROE）为8.49%，项目投资回收期（所得税后）为12.45年。本项目可节约大量的煤炭或油气资源，避免了多种大气污染物、温室效应气体以及灰渣的排放。本项目风光总装机容量约为400MW，其建成后的年均发电量为12.13亿kW.h。按全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗约302.5g/kW.h计算，每年可节约标煤约37.78万t，按消耗水1.3L/kW约标计，每年可节水162.35万t。相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少SO2排放量约5866.95t，氮氧化物(以NO2计)537.0t，温室气体(以CO2计)104.96万t，烟尘(以PM10计)112.39t，还可减少灰渣排放量约14.92万t。在其运营期20年内，本项目总共可节省标煤755.54万t，环境效益十分显著。与煤化工制合成氨相比较，本项目减排50万吨二氧化碳排放；与天然气制合成氨相比较，减排14.72万吨二氧化碳排放。五、绿电绿氢与工业耦合光伏建设规模本项目光伏发电系统建设规模为200MW。光伏场区共分为64个3.125MW光伏子阵。光伏场区采用540Wp型单晶硅双面双玻光伏组件、固定式支架安装，配套35kV箱逆变一体机。接入新建220kV升压站。光伏所发电量优先供应本项目制氢制氨系统使用。风电建设规模本项目风力发电系统建设规模为200MW。风电场共安装32台风力发电机组，配套35kV箱式变压器。接入新建220kV升压站。风电所发电量优先供应本项目制氢制氨系统使用。.制氢建设规模设计能力：1.78万吨/年氢气产品（20000Nm3/h）。年操作时间：8000小时。制氢装置中电解水制氢工序制氢规模100MW，分五组，每组20MW。储氢规模为16500Nm3。.合成氨建设规模设计能力：合成氨12.5t/h，300吨/天。年产量：10万吨/年合成氨。商品量：年产液氨产品10万吨。年操作时间：8000小时。六、制氢项目开发应用实践及注意事项1、电解水制氢技术六、制氢项目开发应用实践及注意事项2、制氢技术主要是氢气加压和存储PEM制氢技术相比碱液（AEL）具有无污染、体积小、功率高、启动快、运维成本低，非常适合储能、调峰，但全球PEM制氢装置未实现规模化量产，目前售价是同规模AEL装置的5-10倍（5-10万元人民币/Nm³）。主要厂家有德国西门子、美国普顿、英国ITM和康明斯，产品达到MW级。国内具备MW级产品研发条件，但关键技术上尚有短板。六、制氢项目开发应用实践及注意事项3、制氢项目开发注意事项1、目前氢气在国内仍按危化品管理，国务院安委会要求危化品必须在产业集中区和化工园区，制氢项目审批异常困难，延庆项目主要借助冬奥会和”两区“政策，其它地方不容易突破。2、不考虑碳排放因素，目前大用户对氢气承受力（到站价）：氢能交通>40元/公斤、氢冶炼<20元/公斤氢化工<10元/公斤（到厂价）、天然气加氢<0.2元/公斤（按体积、气价2元/方）。3、国内氢燃料汽车消费地与可再生能源资源错配，不发达地区氢气消纳谨慎选择氢能交通。4、目前全球PEM制氢设备还未达到规模化生产，国际上最大单槽产品500Nm³/h，供应紧张（12-16月），价格在人民币3000万元左右。国内单槽最大仅为50Nm³/h，目前还没有运行的产品。5、选择碱液制氢需要考虑环保和安全问题。6、目前我们尚不具备发展氢能装备产业能力，不要许诺当地政府。7、谨慎选择自有电源+电力交易制氢路线，基地制氢需配置两种以上电源以保证设备利用小时。建议：1、在经济发达地区开发可再生能源+绿色氢气生