培训课件：制氢环节分析报告

目录CONTENTS01.02.（氢能优势、产业发展目标、国家地方政策）03.外部环境分析氢能及燃料电池产业链制氢环节分析制氢产量和结构预估制氢方式分类及技术经济对比——电解水制氢是未来发展方向电解水制氢产业链电解水制氢装备电解水制氢技术分析电解水制氢经济性分析电解水制氢项目分析弃电电解水制氢规模预估弃电电解水技术可行性分析弃电电解水经济性分析04.电解水制氢系统及燃料电池发电系统功率器件产品应用主要结论氢能及电解水制氢市场规模：根据中国氢能联盟预估，2020年氢能需求量约2000万吨，2050年需求量达到5900万吨，接近6000万吨。2030年前，中国依然以化石能源制氢为主，随着可再生能源的发展和电价的降低，电解水制氢快速发展，2040年以后可再生能源制氢成为主要制氢方式，2050年电解水制氢在氢能占比中达70%氢能应用市场潜力巨大，在交通、工业、能源、建筑等领域具有广阔的应用前景，尤其以燃料电池车为代表的交通领域是氢能初期应用的突破口与主要市场电解水制氢发展现状：目前，电解水制氢成本高，没有竞争优势。与化石能源制氢、工业副产制氢、化工原料制氢相比，目前电解水制氢成本最高，成本在4元/Nm3以上，其中70%左右为用电费用。而煤制氢成本不足1元。目前，弃风、弃光电解水制氢虽然在技术上可行，但经济性将更取决于下游需求和电价水平。如果能够采用低价电费或者弃电来制氢，外加考虑电解水制氢的低碳环境效益，电解水制氢将非常具有经济竞争性和发展前景目前，电解水制氢仅为发展初期，开展电解水制氢的企业较少目前，国内的电解水制氢项目处于研究和示范项目阶段，并且基本处于在研与在建阶段，暂时没有商业运营的电解水制氢项目导入电解水制氢的切入点：成本与运输是风电制氢面临的两大难题。应选择弃电水平相对高，可获得弃风、弃光电价水平较低且就近具有氢市场需求的地区作为电解水制氢产业导入方案外部环境分析——氢能优势氢能的五大优势是氢能产业链发展的最重要原因优势二来源广泛1.化石能源制氢2.工业副产品制氢3.工业原材料制氢4.电解水制氢5.新型制氢方法优势一清洁度高1.氢气的使用过程中的产物是水，无污染、零排放2.氢能是目前已知能源中最为清洁的能源优势四优势三优势五发电建设成本低1.氢气发电建设成本约580美金/KW2.氢能发电建设成本大约是光伏发电的1/5,是风能发电1/3功率密度高1.氢能功率密度明显高于汽油、柴油、天然气等化石燃料2.氢气功率密度大约是其他化石燃料的3倍应用前景大1.氢能为世界能源组织认为是最具应用前景的能源之一，或称为能源使用的终极形式2.可应用于交通运输、工业、建筑、能源等领域外部环境分析——国家政策2009年《节能与新能源汽车示范推广财政补助资金管理暂行办法》首次提出补助：对试点城市示范单位购买和使用燃料电池车给予补助2006年《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）》首次提出将”氢能及燃料电池技术”作为未来能源技术发展方向.2010年《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》“开展燃料电池相关前沿技术研发”2011年1.《中华人民共和国车船税法》”燃料电池车免征车船税2.《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南（2011年度）》3.《产业结构调整指导目录（2011年本）》2014年1.《关于新能源汽车充电设施建设奖励的通知》”对新建燃料电池车加氢站给予奖励”2.《能源发展战略行动计（2012-2020年））》氢能和燃料电池国家战略规划之一2012年《节能与新能源汽车产业发展规划（2012-2020年）》2019年1.《政府工作报告》首次将氢能写进政府工作报告 2.《绿色产业指导目录》3《柴油货车污染治理攻坚战行动计划》2018年《关于调整完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》制定了燃料电池补贴标准 2017年1.《十三五交通领域科技创新专项规划》2.《汽车产业中长期发展规划》2016年1.《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年） 2.《十三五国家战略性新兴产业发展规划》系统推进燃料电池车研发与产业化 3.《节能与新能源汽车技术路线图》发布氢燃料电池车技术路线图4.《国家创新驱动发展战略纲要》

2015年1.《关于加快推进新能源汽车在交通运输行业推广应用实施意见》2.《中国制造2025》3.《国家重点研发计划新能源汽车专项实施方案（征求意见稿）》4.《关于2016-2020年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》提出对于燃料电池车的补贴不实行退坡外部环境分析——地方政策地方政府推动氢能产业链发展相关政策一览表省份省/市时间政策北京北京2017.12《北京市加快科技创新培育新能源智能汽车产业的指导意见》上海上海2017.09

《上海市燃料电池汽车发展规划》天津天津2018.1

《天津市新能源产业发展三年行动计划（2018-2020年）》广东广东2018.08

《加快氢燃料电池汽车产业发展工作方案（征求意见稿）》初稿阶段佛山2018.11

《佛山市氢能源产业发展规划(2018-2030年)》云浮2019.01

《加快新能源汽车产业创新发展的实施方案的通知》茂名2019.01

《茂名市加快新能源汽车产业创新发展实施方案的通知》河北河北2018.02《河北省战略性新兴产业三年行动计划》邯郸2018.06

《邯郸市战略性新兴产业发展三年行动计划（2018-2020年）实施方案》山东山东2018.09

《关于印发山东省新能源产业发展规划（2018-2028年）的通知》2018.1

《山东省高端装备制造业发展规划（2018-2025年）》2019.01

《山东省氢能源产业发展路线图》建议稿河南河南2018.11

《河南省新能源及网联汽车发展三年行动计划（2018-2020年）》海南海南2019.03

《海南省清洁能源汽车发展规划》浙江浙江2019.01

《浙江省汽车产业高质量发展行动计划（2019-2022年）》宁波2019.01

《宁波市人民政府办公厅关于加快氢能产业发展的若干意见》嘉善2019.02

《嘉善县推进氢能产业发展和示范应用实施方案（2019-2020年）》吉林吉林2018.07

《关于加快推动全省新能源汽车产业创新发展的指导意见》四川四川2017.09

《四川省“十三五”汽车产业发展指导意见》辽宁大连2018.11

《关于加快新能源汽车产业创新发展的指导意见》江苏如皋2017.05

《如皋市城市总体规划（2013-2030）》南京2019.01

《南京市打造新能源汽车产业地标行动计划》山西山西2019.01《山西省氢能源产业中长期发展规划》地方补贴政策一览表省份省/市时间补贴政策广东广东2018.01燃料电池汽车地方补贴不超国家补贴广州2018.06燃料电池汽车按照不超过国补1∶1的比例给予地补深圳2018.08燃料电池乘用车20万元/辆，燃料电池轻型客车、货车30万元/辆，燃料电池大中型客车、中重型货车50万元/辆湖北武汉2018.02按中央财政单车补贴额1:1的比例确定地方财政补贴标准上海上海2018.05燃料电池车按照中央财政补助1:0.5给予本市财政补助陕西西安2018.05公共服务领域(包括公交领域，巡游出租车领域，环卫用车、救护车和校车)的燃料电池车按1：0.5给予补贴，非公共服务领域的单车按1：0.3给予补贴海南海南2018.06按中央财政同期补贴标准的1:0.5执行河南河南2018.06按照国家补助标准的30%给予推广应用补助青海青海2018.06新能源汽车（包括燃料电池汽车）补贴标准按国家同期补贴标准1:0.5执行重庆重庆2018.06约为同期国家标准的40%：乘用车补贴标准为2400元/kW，补贴上限为8万元/辆；轻型客车、货车以及大中型客车、中重型货车的补贴上限分别为12万元/辆和20万元/辆浙江宁波2018.07燃料电池汽车按照同期中央财政补助标准1：0.5给予地方财政补助安徽合肥2018.08按中央财政补助标准1:0.2的比例给予地方配套补助进入2019年，广东、山西等10个省份将发展氢能写入政府工作报告，山东、河北、江苏等省份陆续发布本地氢能产业发展规划中国氢能及燃料电池产业总体目标产业目标现状（2019）近期目标（2020-2025）中期目标（2026-2035）远期目标（2036-2050）氢能源比例（%）2.7%4%5.9%10%产业产值（亿元）30001000050000120000装备制造规模加氢站（座）23200150010000燃料电池车（万辆）0.25130500固定式电源/电站（座）2001000500020000燃料电池系统（万套）16150550数据来源：中国氢能联盟中国氢能及燃料电池产业技术路线展望技术指标现状（2019）近期目标（2020-2025）中期目标（2026-2035）远期目标（2036-2050）技术路线氢能制取氢气主要用于工业原料，由化石能源重整制取，平均成本不高于20元/公斤因地制宜发展制氢路线，积极利用工业副产氢、大力发展可再生能源电解水制氢示范。平均制氢成本不高于20元/公斤积极发展规模化可再生能源电解水制氢和煤制氢集中式供氢。平均制氢成本不高于15元/公斤持续利用可再生能源电解水制氢，大力发展生物制氢、太阳光解水制氢、“绿色”煤制氢技术。平均制氢成本不高于10元/公斤氢能储运35MPa气态存储；20MPa长管拖车运输70MPa气态、低温液氢储存、固态储氢；45MPa长管拖车、低温液氢、管道（示范）输运；储氢密度4.0wt%低温液态、固态储氢；液态氢罐、管道输运；储氢密度5.5wt%高密度高安全储氢；氢能管网；储氢密度6.5wt%燃料电池系统比功率：3kW/L；寿命：>5000h；环境适应性：-20℃；成本：>8000元/kW比功率：3.5kW/L；寿命：5000h(乘用车)、15000h(商用车)、20000（固定式发电）；环境适应性：-30℃；成本：4000元/kW比功率：4.5kW/L；寿命：6000h(乘用车)、20000h(商用车)、50000（固定式发电）；环境适应性：-30℃；成本：800元/kW比功率：6.5kW/L；寿命：10000h(乘用车)、30000h(商用车)、100000（固定式发电）；环境适应性：-40℃；成本：300元/kW数据来源：中国氢能联盟制氢环节制氢设备氢储运环节氢利用环节工业加氢站燃料电池燃料电池汽车能源神华集团、首钢氧气香河华瑞、华能集团中节能风电、华昌化工代表企业制氢派瑞华、七一八研究所大陆制氢、北京氢璞林德集团、淳华氢能苏州竞立、冰轮环境固态储氢科力远、申江科技浩运金能、安泰科技厦门鸿业、申建氢能气态储氢EXC、安瑞科天海、科泰克中氢、新兴重工液态储氢武汉氢能、聚力氢能、富瑞氢能、航天101所加氢站建设为钢铁、水泥、化工等行业提供燃料和原料交通加氢设备厚普股份、涡卷精密、海德祥森亿华通、新源动力大连光阳机电、氢璞创能北京碧空、武汉众宇上海神力、北京氢璞、新源动力、上海攀业浙江南都、江苏华源系统电堆代表企业代表企业乘用车上汽、北汽、长城、长安、广汽物流车东风、福田、重汽叉车安徽合力有轨电车中车唐山中车四方客车福田汽车、宇通客车、中通客车、南京金龙、中核新能源代表企业氢能及氢燃料电池产业链全景图富瑞特装、安徽明天上海舜华、华南集团神华集团、续任股份建筑分布式发电为居民住宅或商业区提供电热水冷多联供制氢——需求量及结构预测中国氢气供给结构预测中国中长期氢能需求量预测（单位：万吨）来源：中国氢能联盟来源：中国氢能联盟根据中国氢能联盟预估，2020年氢能需求量约2000万吨，2050年需求量达到5900万吨，接近6000万吨；关于氢气供给机构上，氢能联盟预估2030年前，中国依然以化石能源制氢为主，随着可再生能源的发展和电价的降低，电解水制氢快速发展，2040年以后可再生能源制氢成为主要制氢方式氢能应用市场结构氢能应用市场潜力巨大，在交通、工业、能源、建筑等领域具有广阔的应用前景，尤其以燃料电池车为代表的交通领域是氢能初期应用的突破口与主要市场据中国氢能联盟的预计，到2050年氢气需求量接近6000万吨，其中交通运输领域用氢2458万吨，工业领域用氢3370万吨，建筑及其他领域用氢110万吨2050年中国氢气下游应用市场结构来源：中国氢能联盟制氢方式分类制氢方式化石能源制氢工业副产制氢电解水制氢其他制氢方式煤气化制氢天然气制氢石油制氢氯碱副产氢焦炉煤气合成氨驰放气生物质气化光解水火电风电水电光电纯化氢气化工原料制氢氨分解甲醇裂解制氢工艺初始投资制氢成本（元/KG）成本影响要素特点主要制造商国内技术水平适合规模化石能源制氢煤制氢大12.4亿9.9煤炭价格投资成本高、制氢成本低，适合大规模制氢神华集团、中石化、江苏亨利、山东利津石化、美国德士古技术较为成熟大规模10000-20000Nm3/h天然气制氢大6亿12.83天然气价格蓝博净化科技，美国H2Gen公司与国际水平存在差距工业副产制氢氯碱副产制氢--氢纯度高、成本低，是现阶段最理想的氢气来源美国GE能源与环境研究公司、荷兰Shell公司、美国得士古、神华集团、中石化技术较为成熟焦炉气制氢--小规模<2500Nm3/h化工原料制氢甲醇裂解制氢中1千万21.24甲醇价格成本较高适合站内制氢小规模<2500Nm3/h氨分解小100万20液氨价格小规模4-300m3/h电解水制氢电解水制氢中1500万31.6电价最清洁，未来伴随可再生能源发展，电价下降，可能成为重要氢气来源。目前开展电解水制氢的企业较少与国际水平存在差距单台<300Nm3/h各类制氢方式对比各类制氢方式经济性对比主要制氢技术经济性比较（单位：元/Nm3）制氢成本，化石能源制氢成本最低，大约在1元/Nm3左右，工业副产制氢成本较低，成本在1.2-1.3元/Nm3,化工原料制氢成本较高1.8-2.8元/Nm3,目前制氢成本最高的是电解水制氢，成本在4元/Nm3电解水制氢成本中，70%—80%是用电成本，如果采用当前市场销售电价作为制氢成本，电解水技术路线是没有竞争力的。但是如果扣除用电费用，电解水制氢成本只有0.8-1.1元/Nm3

，因此如果能够采用低价电费或者弃电来制氢，外加考虑电解水制氢的低碳环境效益，电解水制氢将非常具有经济竞争性和发展前景数据来源：光大证券研究所石化团队测算，光大证券公用环保团队测算电解水制氢产业链关键技术环节电解水制氢装备电解水制氢技术氢气液化氢气提纯装备主要制造商国内技术水平成熟度中船重工集团第七一八研究所、天津大陆制氢设备、苏州竞力制氢设备碱性电解水制氢技术较为成熟、PEM制氢仍在研发阶段目前开展可再生能源电解水的企业较少与国际水平差距较大法国液化空气集团、德国林德、富瑞氢能与国际水平存在差距美国创新气体系统集团、加拿大MRT公司、加拿大QuestAir公司、美国H2Gen公司、美国IdaTech公司、日本TokyoGas公司、四川天一科技股份、上海华西化工科技、四川亚联高科技较为成熟电解水制氢装备目前我国以化石制氢为主，电解水制氢占比很小，整体上我国的电解水制氢设备行业仍处于“小而散”的阶段，尚未形成规模和体量。国别企业设备类型制氢产能（Nm3/h）电耗(Kwh/Nm3)电解效率氢气纯度国际Hydrogenics碱性水电解制氢10-605.2-5.465_68%NELHydrogen碱性水电解制氢50-4854.4±0.180±1%IHT碱性水电解制氢3.04-274.3-3.677-82%HTHydrotechnik碱性水电解制氢24.6-2505.3867%Teldyneenergysystems质子交换膜水电解制氢28-425.6-6.455-64%ProtonOnsite质子交换膜水电解制氢10-305.8-6.257-61%神钢环境质子交换膜水电解制氢1-606.554%CeramHyd质子交换膜水电解制氢30-200571%Diemens质子交换膜水电解制氢22.44.4680%国内苏州竞立碱性水电解制氢2-1000≤599.9%苏州国能圣源碱性水电解制氢5-5004.499.9%扬州中点碱性水电解制氢20-10004.599.99%中船718所碱性水电解制氢1-600≤4.699.99%天津市大陆制氢碱性水电解制氢0.1-1000≤4.499.99%淳华氢能质子交换膜水电解制氢10-504.8-5.099.999%电解水制氢技术分析根据电解质的不同，电解水制氢可分为碱性电解水制氢、质子交换膜电解水制氢以及固体氧化物电解水制氢三大类，其中氧化物电解水制氢尚在研究阶段目前业内对碱性电解水研究已经较为透彻，工业上也有一定的应用。碱性条件下，一般采用20%-30%的KOH或NaOH水溶液，商用电解层工作温度为60-80℃，电解电压为1.8-2.1V，析氢阴极必须在高温、高碱浓度、高电流密度等条件下长期并间歇性工作，工业生产更多出于稳定性方面的考虑，仍以Ni合金为阴极，单位氢气的能耗约为4.5-5.5kWh/m3，阳极主要为Ni/Co/Fe氧化物，石棉为隔层。电解系统除电解槽外，还包括电源设备、纯水设备、电解质溶液调整设备、气液分离器、生成气中碱雾和水分等的去除设备、运输设备等。碱性电解水制氢装置（ALK）质子交换膜（PEM）电解水制氢装置质子交换膜条件是以PEM作为隔膜，目的在于提高电解效率、提高电解电流密度，从电解质膜的导电性和耐久性出发，通常采用DuPont的Nafion膜等；阴极采用Pt/C为基本配置，阳极采用IrO2（氧化铱）或RuO2（氧化钌）。目前，氧析出常用的商用催化剂是IrO2，铱金属市价为240-250元/克，价格较高，而RuO2虽然价格较便宜，但性能一般，掣肘设备的商业应用。当前质子交换膜条件电解水方法由于有贵金属应用于电极中，使固定资产投资较高，通过新材料技术降低成本是未来重要的方向。电解水制氢技术分析——三种技术对比电解水制氢技术碱性电解水制氢固体氧化物电解水制氢质子交换膜电解水制氢电解质20-30%KOHY2O3/Zro2PEM(常用Nafion)工作温度(ºC)70-90700-100070-80电流密度(A/cm2)1-21-100.2-0.4电解效率60%-75%85%-100%70%-90%能耗Kwh/Nm34.5-5.52.6-3.63.8-5.0操作特征启停较快启停不便启停快动态响应能力较强——强电能质量需求稳定电源稳定电源稳定或波动系统维护有腐蚀液体，运维复杂，成本高目前以技术研究为主，尚无运维实例运维简单，成本低电堆寿命可达到1200000h(15-20年)已达到100000h(15-20年)技术成熟度商业化实验室阶段国外商业化，国内处在研发走向商业化前期阶段有无污染碱液污染、石棉致癌无污染无污染电解槽成本400-6001000-15002000左右特点技术最为成熟、商业化程度高，成本低，但存在电解效率低、运维复杂以及有污染性等缺点能效最高，部分电能被热能取代，转化效率高，但有高温限制流程简单，能效较高，可再生能源适应性，无污染，但目前成本偏高电解水制氢主要工艺流程和设备以碱性电解水制氢为例：制氢装置是一组成套设备。一套完备的制氢工艺装置应该由电解槽、气液处理器、整流装置、控制柜、加水泵、碱箱、水箱、附属设备框架、除盐水闭式冷却装置以及系统内的电气及控制设备、管道、阀门和仪表等极大部分组成制氢装置的主设备为电解槽制氢流程纯化流程纯化装置主要由脱氧器、干燥器、冷却器、气水分离器、气体过滤器及各种阀门管道组成电解水制氢成本分析根据HFRP（HydrogenFromRenewablePower）的数据，电解水制氢的成本主要包括固定资产投资（资产折旧）、经营开支、电力开支（电价、过网费）以及原料水投资，其中电力开支占所有成本的70%其中电力开支包括电力生产电价和电网费，考虑到降低电力开支对电解水制氢的重要性，在新能源电站就地制氢，省去电网费（占电力开支50%）可能是最优的选择。电解水制氢成本必须考虑高价的氧气副产品以及带来的CO2减少的社会收益固定资产投资运营开支（一般运维）运营开支（电池组替换）电力开支（电价）电力开支（电网费）用水开支LC(最高)氧气配套服务LC(最低)社会效益（CO2）LC（考虑社会效益）电解水制氢成本构成（单位：元/Nm3）注：LC为平准化成本数据来源：HydrogenFromRenewablePower注：以上以正常工商业销售电价计算并拆分电解水制氢成本电解水制氢收益分析通过前面的分析，电解水的成本与电价关系重大，那么我们需要思考和解决两个方面的问题：1.我们需要进一步了解的是在一定收益情况下，电价和氢气售价的函数关系；(按照目前的电价，氢气的收售价达到多少，我们可以获得理想收益，以及按照目前的氢气售价，电价需要降至多少，我们才能获得理想收益，2.如何找到廉价的电力作为电解水制氢的能量来源。以产氢能力600Nm3/h，年产氢量120万Nm3为假设基础对电解水制氢项目进行静态测算，可得：年耗电量600万kWh，如果假设电价为0.5元/kWh，氢气以4元/Nm3售卖，年度的毛利率约为28%。特定收益下，氢气价格与电价函数关系资料来源：光大证券研究所国外电解水制氢典型项目国家/地区项目典型项目概况欧洲INGRID建设地为意大利的普利亚地区，项目总储存能力为39MWh，由3.5GW的太阳能、风能和生物能资源组成的发电系统，储氢容量超过1吨的固态储氢系统和一套1.2MW的氢发电机组成。德国“Powertogas”发展计划2011年10月，建造于德国柏林普伦茨劳的“风氢混合电站”正式建成启用，它是全球第一个涉及氢气储能和利用的项目。该项目风电装机容量为6MW，电解槽装机容量约0.6MW。随后又启动了两项氢气储能和利用项目美国Wind2H2计划现阶段已完成新能源制氢设备的工业规模及社区或个人使用规模设备系统的商业化，并且可直接利用风能进行储能美国、德国、日本等发达国家都在积极推动风电制氢。目前，仅欧洲在营和在建PowertoGas项目已达45个。国内电解水制氢典型项目目前，国内的电解水制氢项目处于研究和示范项目阶段，并且基本处于在研与在建阶段，暂时没有商业运营的电解水制氢项目风电制氢项目一览表项目启动时间运营方项目名称项目状态项目备注2009年国网上海电力公司东海风电场“风光电结合海水制氢技术前期研究”项目完成该项目对风电、光伏制氢提出了多种应用方案，并以东海风电场为例，开展了风、光电制氢的综合效益评价2014年中节能风电公司张北分公司风电直接制氢及燃料电池发电系统技术研究与示范示范运行该项目制氢功率为100kW，燃料电池发电为30kW。示范建成风电耦合制储氢燃料电池发电柔性微网系统和风电制氢与燃料电池集成系统等两套系统。其中风电耦合制储氢燃料电池发电柔性微网系统风电装机容量0.5兆瓦以上，产氢量超过20Nm3/h；风电制氢与燃料电池集成系统制氢能力超过60m3/h。2014年国网智能电网研究院（即全球能源互联网研究院）氢储能关键技术及其在新能源接入中的应用研究——氢储能实验室平台包括30kw光伏模拟、2Nm3/h碱性电解水制氢、16Nm3合金储氢以及10kw质子交换膜(PEM)燃料电池实验模块2015年河北建投新能源有限公司河北沽源县中德风电制氢合作示范在建（进入最后阶段的调试）与德国McPhy、Encon等公司联合开展的中德合作示范项目。该项目总投资20.3亿元，包括200MW风力发电、10MW电解水制氢系统、氢气综合利用系统3个部分。可形成年制氢1752万Nm3的生产能力，是国内首个风电制氢工业应用项目，同时也是目前国内最大容量风电制氢工程。2016年长岭县长润风电有限公司（金风）吉林省长岭县龙凤湖20万千瓦风电制氢及HCNG示范项目在建200MW风电场+10MW电解水制氢系统，投资20亿2018年国家电投集团辽宁省朝阳市风电制氢-储运--掺混-综合利用科技示范在建（第一阶段工程完工）一期总投资11.3亿元。国内首个电解制氢掺入天然气项目。利用燕山湖发电公司现有10Nm3/h碱液电解制氢站新建氢气充装系统，氢气经压缩瓶储后通过集装箱式货车运至掺氢地点；厂外在朝阳朝花药业公司建设天然气掺氢设施，实现天然气掺氢示范。2019年国家能源集团大规模风/光互补制氢关键技术研究及示范启动该项目成果将填补我国MW级大规模风光耦合制-储-用氢系统运营示范工程空2019年国家电投吉林电力股份有限公司白城发电公司白城市风能制氢一体化项目战略合作协议吉林电力股份有限公司白城发电公司与吉林白城市能源局、金风科技及七一八研究所签署了《白城市风能制氢一体化项目战略合作协议》。根据协议，各方将规划建设风能制氢一体化示范项目，包括风电场、制氢、储氢、加氢设施。2019年国家电投集团江西吉安新能源有限公司江西泰和县南溪30MW分散式风电项目制氢项目规划——国内电解水制氢项目主要市场参与者概况1）目前，国内开展电解水制氢项目的主要为电网公司、大型发电集团、中节能等央企集团，也包括以金风为代表的风电开发企业。央企集团中国家电投集团和国家能源集团已启动了多个风电制氢项目，并在氢能产业链上进行了深入布局。国家电投集团主要动态早在2017年，国家电投批准成立了旗下氢能相关业务公司——国家电投集团氢能科技发展有限公司，主营以氢燃料电池为核心的氢能关键技术开发与产业化项目。进入2019年，国电投在氢能领域的发展加速。目前国电投主要着力于氢燃料电池产品开发与可再生能源制氢两个方面。关于氢燃料电池产品开发进度：目前已完成了相关催化剂、扩散层、膜电级、双极板、电堆组装、系统控制、空压机等系统设备自主研发2019年1月，国家电投氢能公司、北汽福田、北京亿华通签署战略合作协议，三方将围绕清洁能源制氢、储氢、运氢、加氢站建设、氢燃料电池汽车开发和示范应用推广、产业开发基金等进行广泛合作，共同服务2022年北京冬奥会，推动京津冀地区清洁能源利用和氢能交通应用推广，推动氢能社会的建设。2019年3月，国电投氢能宁波办事处揭牌仪式。该办事处成立后，将在宁波重点推进双极板和氢燃料电池总装两条中试线、氢能产业园一期建设、氢能交通示范应用等项目实施，及双极板生产制造公司和电堆总装产线公司的筹备及设立。2019年9月，国家电投与西门子签署《绿色氢能发展和综合利用合作谅解备忘录》，双方将聚焦氢能供需两侧关键技术的联合研发与应用，重点围绕氢能技术联合创新研发、2022北京冬奥会绿色制氢科创项目、氢能产业能力培育和标准制定、第三方市场合作等领域开展高技术合作2019年9月，国家电投2019年重点项目--朝阳可再生能源掺氢示范项目第一阶段工程圆满完工。2019年10月，总投资50亿元的清洁能源（氢能）产业园项目启动，由国家电投集团、国家电投集团江苏电力有限公司、银环集团有限公司、灵谷化工集团有限公司、上海氢雄信息科技有限公司投资。主要包括投资建设40MW分散式风电项目，加氢站和公交、物流运输示范项目（由输氢管道、示范加氢站、若干辆示范应用氢能公交车和物流车组成），氢燃料电池关键零部件研发、设计和制造，氢燃料电池整车制造等，全部项目达产后可实现年应税销售100亿元。2019年10月，国家电投湖北分公司与武汉市青山区人民政府（武汉化工区管委会）签订战略合作框架协议，双方就青山区（化工区）辖区内副产氢资源整合利用、氢能产业发展和综合智慧能源、增量配网项目投资达成共识。2019年11月，无锡市人民政府与国家电力投资集团有限公司签署《战略合作框架协议》，双方将在氢能业务、光伏风电等可再生能源业务、煤改气能源业务、综合能源控制中心和服务平台等领域开展全面合作。国内电解水制氢项目主要市场参与者概况2）国家能源集团主要动态2018年2月，由国家能源集团牵头，国家电网公司等多家央企参与的跨学科、跨行业、跨部门的国家级产业联盟——中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟（简称“中国氢能联盟”）在北京宣告成立。2018年，国家能源集团加入了国际氢能委员会（HydrogenCouncil），成为指导委员之一。2019年2月，国家电投与国家能源集团在京签署战略合作协议。2019年5月，由国家能源集团牵头承担的国家重点研发计划“大规模风/光互补制氢关键技术研究及示范”项目正式获得国家科学技术部高技术研究发展中心的立项批复，并进入启动阶段。2019年6月，由国家能源集团氢能公司、低碳研究所、武汉大学物联网实验室和融链科技共同合作推出的全国首个智能加氢站站控系统“融氢”在江苏如皋加氢站投入应用。该系统是国内第一个成熟应用于加氢站的综合智能站控系统2019年8月，国家能源集团已基本形成煤制氢、氢气纯化、加氢、燃料电池系统集成等氢能技术储备。2019年12月，国家能源集团氢能科技有限公司、武汉市东湖新技术开发区管委会、武汉地质资源环境工业技术研究院有限公司在北京签署合作协议。三方将在打造氢能产业生态链、培育氢能产业龙头企业、联合发起氢能专项投资基金等方面进行深度合作。“弃电“电解水制氢规模预估2011年-2018年我国弃风量2015-2018年我国弃光量近年来，我国的弃风弃光得到了有效的缓解，但每年弃电电量还是非常庞大。以2018年为例，全国弃电电量达到了331.9亿Kwh(弃风+弃光)，根据1Nm3耗电3-5KWh以及氢气密度0.0899kg/m3，弃风弃光最低可生产60-100万吨氢。弃电电解水制氢目前没有示范项目，整个行业处于研究阶段，技术可行性和经济性是目前行业专家重点研究的方向技术可行性性方面，弃风、弃光电力使用过程中，负荷波动对电解水制氢的影响：易伟等《利用风电制氢储能系统提高东北某区域电网弃风消纳能力》一文对此进行了研究制氢系统需要克服风电输出功率变动的影响：一般来说，风电电能分配系统由连接风力发电系统与制氢系统AC/DC变流器、连接风电系统与电网的AC/AC变流器与功率分配控制器组成。AC/DC变流器是交流输入直流输出，通过电压变换起到滤波、稳压的作用。“弃电“电解水制氢技术可行性分析1风电系统电能分配系统弃电电解水制氢系统氢能发电系统风电—电解水制氢系统图“弃电“电解水制氢技术可行性分析2通过对上述系统的建模分析：弃电电解水制氢系统中电解水制氢过程是一个可以自适应风电电能间歇和波动输入的过程，当制氢系统开始触发，通过风电电能分配系统，电解槽可在恒定功率下运行的。因此，一般来说，风电-制氢系统可以自适应风电出力随机、间歇和波动特性，并极大提升了风电消纳能力以及风力发电制氢系统的稳定运行。风力发电机输出功率变化曲线制氢系统输入功率功率变化曲线来源：易伟等《利用风电制氢储能系统提高东北某区域电网弃风消纳能力》“弃电“电解水制氢经济性分析在经济性方面，弃电电解水制氢的投资和运维成本是基本固定成本，变动的是所耗电力成本（这块已在前文电解水制氢中分析了电价对电解水制氢成本的影响）；但对其经济性影响的另一关键因数是氢能运输成本和氢能规模利用。氢不同运输方式的技术比较资料来源：中国钢研科技集团，体积和重量储氢密度均以储氢装置计算储运方式运输工具压力（MP）载氢量（kg/车）体积储氢密度（kg/m3）质量储氢密度（wt%）成本（元/kg）能耗（kwh/kg）经济距离（km）气态储运长管拖车20300-40014.51.12.021-1.3≤150管道1-4—3.2—0.30.2≥500液态储运液氢槽罐车0.67000641412.2515≥200固体储运货车4300-400501.2—10-13.3≤150有机液体储运槽罐车常压200040-50415—≥200“弃电“电解水制氢经济性分析1情景一：当地就近拥有氢气应用需求，则风电场附近可建设制氢设备，电价是决定因素。模式一：自备电厂且氢气就地利用模式模式二：自备电厂且氢气外输利用模式接下来重点分析四种“弃电”电解水制氢——运输——利用模式的经济性比较情景二：50-300km范围内有氢气应用需求，若在风电场附近建设制氢设备，采用拖车或管道运输氢气至需求地，氢气运输成本估算增加2元/Nm3，需要进一步考虑电费成本和整体的经济效益。资料来源：时璟丽等《风电制氢经济性分析》“弃电“电解水制氢经济性分析2情景三：若在市场需求端制氢，采用风电直供方式，氢气直接用于下游应用，相较于情形二中的直接运输氢气更具有经济性，整体经济性测算中电价是决定因素情景四：若短距离范围无氢气应用需求，