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1、泓域咨询/临汾氢项目可行性研究报告目录第一章 项目基本情况7一、 项目名称及建设性质7二、 项目承办单位7三、 项目定位及建设理由8四、 报告编制说明10五、 项目建设选址12六、 项目生产规模12七、 建筑物建设规模12八、 环境影响13九、 项目总投资及资金构成13十、 资金筹措方案13十一、 项目预期经济效益规划目标14十二、 项目建设进度规划14主要经济指标一览表15第二章 项目建设背景及必要性分析17一、 可再生能源电解水制氢有望进入平价区间17二、 新型电力系统构建释放可再生能源规模制氢潜力18三、 强化机遇意识23四、 持续激发市场主体活力23第三章 市场预测25一、 电解水制氢
2、的经济性及成本敏感性分析25二、 可再生能源制氢是实现氢能产业低碳发展的基石27第四章 选址可行性分析33一、 项目选址原则33二、 建设区基本情况33三、 强化战略定力35四、 聚焦转型发展，全力增强经济发展质效36五、 项目选址综合评价38第五章 产品规划方案40一、 建设规模及主要建设内容40二、 产品规划方案及生产纲领40产品规划方案一览表42第六章 建筑物技术方案43一、 项目工程设计总体要求43二、 建设方案44三、 建筑工程建设指标44建筑工程投资一览表44第七章 法人治理结构46一、 股东权利及义务46二、 董事48三、 高级管理人员53四、 监事55第八章 SWOT分析说明5
3、7一、 优势分析（S）57二、 劣势分析（W）58三、 机会分析（O）59四、 威胁分析（T）59第九章 运营模式分析67一、 公司经营宗旨67二、 公司的目标、主要职责67三、 各部门职责及权限68四、 财务会计制度71第十章 劳动安全分析75一、 编制依据75二、 防范措施76三、 预期效果评价82第十一章 技术方案83一、 企业技术研发分析83二、 项目技术工艺分析85三、 质量管理87四、 设备选型方案88主要设备购置一览表88第十二章 项目节能方案90一、 项目节能概述90二、 能源消费种类和数量分析91能耗分析一览表91三、 项目节能措施92四、 节能综合评价94第十三章 进度计划
4、95一、 项目进度安排95项目实施进度计划一览表95二、 项目实施保障措施96第十四章 投资方案分析97一、 投资估算的依据和说明97二、 建设投资估算98建设投资估算表102三、 建设期利息102建设期利息估算表102固定资产投资估算表103四、 流动资金104流动资金估算表105五、 项目总投资106总投资及构成一览表106六、 资金筹措与投资计划107项目投资计划与资金筹措一览表107第十五章 经济收益分析109一、 经济评价财务测算109营业收入、税金及附加和增值税估算表109综合总成本费用估算表110固定资产折旧费估算表111无形资产和其他资产摊销估算表112利润及利润分配表113二
5、、 项目盈利能力分析114项目投资现金流量表116三、 偿债能力分析117借款还本付息计划表118第十六章 风险分析120一、 项目风险分析120二、 项目风险对策122第十七章 项目招标、投标分析124一、 项目招标依据124二、 项目招标范围124三、 招标要求125四、 招标组织方式127五、 招标信息发布130第十八章 项目总结分析131第十九章 附表附件134主要经济指标一览表134建设投资估算表135建设期利息估算表136固定资产投资估算表137流动资金估算表137总投资及构成一览表138项目投资计划与资金筹措一览表139营业收入、税金及附加和增值税估算表140综合总成本费用估算表
6、141固定资产折旧费估算表142无形资产和其他资产摊销估算表142利润及利润分配表143项目投资现金流量表144借款还本付息计划表145建筑工程投资一览表146项目实施进度计划一览表147主要设备购置一览表148能耗分析一览表148第一章 项目基本情况一、 项目名称及建设性质（一）项目名称临汾氢项目（二）项目建设性质本项目属于扩建项目二、 项目承办单位（一）项目承办单位名称xx有限责任公司（二）项目联系人彭xx（三）项目建设单位概况公司始终坚持“人本、诚信、创新、共赢”的经营理念，以“市场为导向、顾客为中心”的企业服务宗旨，竭诚为国内外客户提供优质产品和一流服务，欢迎各界人士光临指导和洽谈业务
7、。公司不断建设和完善企业信息化服务平台，实施“互联网+”企业专项行动，推广适合企业需求的信息化产品和服务，促进互联网和信息技术在企业经营管理各个环节中的应用，业通过信息化提高效率和效益。搭建信息化服务平台，培育产业链，打造创新链，提升价值链，促进带动产业链上下游企业协同发展。公司秉承“以人为本、品质为本”的发展理念，倡导“诚信尊重”的企业情怀；坚持“品质营造未来，细节决定成败”为质量方针；以“真诚服务赢得市场，以优质品质谋求发展”的营销思路；以科学发展观纵观全局，争取实现行业领军、技术领先、产品领跑的发展目标。 展望未来，公司将围绕企业发展目标的实现，在“梦想、责任、忠诚、一流”核心价值观的指
8、引下，围绕业务体系、管控体系和人才队伍体系重塑，推动体制机制改革和管理及业务模式的创新，加强团队能力建设，提升核心竞争力，努力把公司打造成为国内一流的供应链管理平台。三、 项目定位及建设理由可再生能源制氢是实现氢能低碳制取的有效途径。煤制氢会产生SO2，粉尘，废渣等废弃物排放，碳排放约22.66kgCO2/kgH2，化石能源低碳制氢需要配合CCS技术，可将煤制氢碳排放降至10.52kgCO2/kgH2。煤炭制氢成本约为6.77-12.14元/kgH2，CCS技术在有效降低煤炭制氢GHG排放量的同时，也使制氢成本增加约5元/kgH2。按照当前中国电力的平均碳排放强度核算，使用电网电力进行电解水制
9、氢的碳排放约为30kgCO2/kgH2，其二氧化碳排放和成本均远高于使用化石能源直接制氢。可再生电力电解水制氢的单位碳排放量可降低至灰氢（化石能源重整制氢）的5%-70%、蓝氢（工业副产氢、化石能源重整制氢+CCS）的10%-50%，因此电解水制氢需要配合可再生能源发电才能实现低碳发展的终极目标。十三五”时期，我们始终牢记领袖嘱托、勇担时代使命、奋力攻坚克难，全市地区生产总值从1070.3亿元增长到1505.2亿元，年均增长4.1%；城乡居民人均可支配收入年均增长6.2%、8%，持续高于经济增速，综合实力跃上新的台阶，经济社会发展取得新的成就。五年来，我们深度调整产业结构，压减煤炭、焦化、钢铁
10、产能1815万吨、1457万吨、252万吨，煤焦钢先进产能占比大幅提高；装备制造业、高技术产业分别增长136.5%、136.3%，产业核心竞争力显著增强。我们全力推进精准脱贫，全市10个贫困县全部“摘帽”，7个非贫困县整体脱贫，662个贫困村全部退出，27万余名贫困人口在现行标准下全部脱贫，历史性地解决了千百年来的绝对贫困问题。我们大力改善生态环境，市区及周边10公里范围重污染企业全部“清零”，“一城三区”海拔600米以下区域基本实现“无煤化”，全市国考断面优良水体比例33.3%，改善率全省第一。我们持续加强基础建设，霍永高速永和至永和关段、吉河高速、长临高速通车运营；尧都机场航线从4条增至1
11、7条，通达全国26个大中城市；中部引黄、禹门口提水东扩等大水网涉临骨干工程加快推进；中心城市、大县城、特色乡镇、美丽乡村建设步伐加快，城乡面貌焕然一新。我们坚定不移改善民生，城镇新增就业26.5万人，转移农村劳动力就业25.5万人；城乡居民最低生活保障标准每人每月提高208元、225元；各级各类教育普及程度明显提高，全生命周期健康服务体系初步形成，多层次社会保障制度实现全覆盖，公共文化服务体系日益完善，法治临汾、平安临汾建设扎实推进，群众的获得感、幸福感、安全感进一步提升。四、 报告编制说明（一）报告编制依据1、承办单位关于编制本项目报告的委托；2、国家和地方有关政策、法规、规划；3、现行有关
12、技术规范、标准和规定；4、相关产业发展规划、政策；5、项目承办单位提供的基础资料。（二）报告编制原则本项目从节约资源、保护环境的角度出发，遵循创新、先进、可靠、实用、效益的指导方针。保证本项目技术先进、质量优良、保证进度、节省投资、提高效益，充分利用成熟、先进经验，实现降低成本、提高经济效益的目标。1、力求全面、客观地反映实际情况，采用先进适用的技术，以经济效益为中心，节约资源，提高资源利用率，做好节能减排，在采用先进适用技术的同时，做好投资费用的控制。2、根据市场和所在地区的实际情况，合理制定产品方案及工艺路线，设计上充分体现设备的技术先进，操作安全稳妥，投资经济适度的原则。3、认真贯彻国家
13、产业政策和企业节能设计规范，努力做到合理利用能源和节约能源。采用先进工艺和高效设备，加强计量管理，提高装置自动化控制水平。4、根据拟建区域的地理位置、地形、地势、气象、交通运输等条件及安全，保护环境、节约用地原则进行布置；同时遵循国家安全、消防等有关规范。5、在环境保护、安全生产及消防等方面，本着“三同时”原则，设计上充分考虑装置在上述各方面投资，使得环境保护、安全生产及消防贯穿工程的全过程。做到以新代劳，统一治理，安全生产，文明管理。（二） 报告主要内容1、项目提出的背景及建设必要性；2、市场需求预测；3、建设规模及产品方案；4、建设地点与建设条性；5、工程技术方案；6、公用工程及辅助设施方
14、案；7、环境保护、安全防护及节能；8、企业组织机构及劳动定员；9、建设实施与工程进度安排；10、投资估算及资金筹措；11、经济评价。五、 项目建设选址本期项目选址位于xx园区，占地面积约38.00亩。项目拟定建设区域地理位置优越，交通便利，规划电力、给排水、通讯等公用设施条件完备，非常适宜本期项目建设。六、 项目生产规模项目建成后，形成年产xx立方米氢的生产能力。七、 建筑物建设规模本期项目建筑面积54275.48，其中：生产工程37247.11，仓储工程10981.47，行政办公及生活服务设施3972.12，公共工程2074.78。八、 环境影响该项目在建设时，应严格执行建设项目环保，“三同
15、时”管理制度及环境影响报告书制度。处理好生产建设与环境保护的关系，避免对周围环境造成不利影响。烟尘、污废水、噪声、固体废弃物分别执行大气污染物综合排放标准、城市污水综合排放标准、工业企业帮界噪声标准、城镇垃圾农用控制标准。该项目在建设生产中只要认真执行各项环境保护措施,不会对周围环境造成影响。九、 项目总投资及资金构成（一）项目总投资构成分析本期项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金。根据谨慎财务估算，项目总投资23989.46万元，其中：建设投资18717.30万元，占项目总投资的78.02%；建设期利息373.37万元，占项目总投资的1.56%；流动资金4898.79万元，占项目总投
16、资的20.42%。（二）建设投资构成本期项目建设投资18717.30万元，包括工程费用、工程建设其他费用和预备费，其中：工程费用16701.72万元，工程建设其他费用1424.65万元，预备费590.93万元。十、 资金筹措方案本期项目总投资23989.46万元，其中申请银行长期贷款7619.91万元，其余部分由企业自筹。十一、 项目预期经济效益规划目标（一）经济效益目标值（正常经营年份）1、营业收入（SP）：53300.00万元。2、综合总成本费用（TC）：42267.00万元。3、净利润（NP）：8080.33万元。（二）经济效益评价目标1、全部投资回收期（Pt）：5.57年。2、财务内部
17、收益率：25.23%。3、财务净现值：13282.53万元。十二、 项目建设进度规划本期项目按照国家基本建设程序的有关法规和实施指南要求进行建设，本期项目建设期限规划24个月。十四、项目综合评价本项目生产线设备技术先进，即提高了产品质量，又增加了产品附加值，具有良好的社会效益和经济效益。本项目生产所需原料立足于本地资源优势，主要原材料从本地市场采购，保证了项目实施后的正常生产经营。综上所述，项目的实施将对实现节能降耗、环境保护具有重要意义，本期项目的建设，是十分必要和可行的。主要经济指标一览表序号项目单位指标备注1占地面积25333.00约38.00亩1.1总建筑面积54275.481.2基底
18、面积16466.451.3投资强度万元/亩487.262总投资万元23989.462.1建设投资万元18717.302.1.1工程费用万元16701.722.1.2其他费用万元1424.652.1.3预备费万元590.932.2建设期利息万元373.372.3流动资金万元4898.793资金筹措万元23989.463.1自筹资金万元16369.553.2银行贷款万元7619.914营业收入万元53300.00正常运营年份5总成本费用万元42267.006利润总额万元10773.787净利润万元8080.338所得税万元2693.459增值税万元2160.2010税金及附加万元259.2211纳
19、税总额万元5112.8712工业增加值万元17229.5413盈亏平衡点万元17746.90产值14回收期年5.5715内部收益率25.23%所得税后16财务净现值万元13282.53所得税后第二章 项目建设背景及必要性分析一、 可再生能源电解水制氢有望进入平价区间电堆是电解水制氢系统的核心，成本占比最高。电解水制氢系统由电解电堆及辅助系统组成。电堆是电解反应发生的主要场所，是电解水制氢系统的核心部分，在电解系统成本中占45%；辅助系统包括电气系统、去离子水循环系统、氢气处理及纯化系统、气体冷却系统，在电解系统成本中占55%。现阶段国内AWE电解系统成本价格接近目标价格。对AWE电解系统，电堆
20、成本主要由电极、膜片等核心部件的成本驱动，占电堆成本的57%；碱性电解槽的双极板材料使用镀镍钢，材料便宜，设计及加工简单，占电堆成本的7%。根据中石化“库车绿电示范项目”招标价格，2022年我国碱性电解系统价格已降至1500元/kW。根据IRENA测算，2050年的1MW碱性电解槽电堆投资成本目标价格将小于100美元/kW；10MW碱性电解水系统的目标价格将小于200美元/kW。根据隆基氢能测算，2030、2050年，国内AWE电解槽成本将降至700-900元/kW、530-650元/kW。现阶段PEM电解系统投资成本较高，未来降幅空间有望超过70%。对PEM电解制氢系统，电堆成本主要由双极板
21、等核心部件的成本驱动，占电堆总成本的53%，主要因为PEM双极板通常需要使用Au或Pt等贵金属涂层达到抗腐蚀的目的，如使用Ti等低廉涂层替代贵金属，可实现双极板成本的大幅下降；稀有金属Ir是膜电极中阴极催化剂的重要组成部分，Ir在整个PEM电解系统中成本占比不到10%，但存在供需不平衡的问题。根据IRENA测算，对1MW碱性电解槽电堆，现阶段投资成本为400美元/kW，2050年的目标价格将小于100美元/kW；对于10MW碱性电解水系统，现阶段的投资成本约为700-1400美元/kW，2050年的目标价格将小于200美元/kW。贵金属催化剂用量及资源供给是PEM电解槽发展应解决的首要问题。按
22、照IRENA统计，现阶段PEM电解槽Ir用量约为1.3t/GW，全球Ir金属产量约为77.5t/年，只能支持5.45.7GW/年的全球装机量。根据规划，Ir的目标含量有望下降至现有水平的3/10，在不增加现有Ir产量的假设下，仅支持全球每年装机量17.518.8GW/年。因此，降低Ir金属载量或开发非Pt系（Pt，Ir）催化剂是PEM电解槽大规模发展的前提。PEM电解槽的关键金属由少数国家主导，南非供应全球70%以上的Pt以及超过全球85%的Ir，PEM电解槽的发展将与上游原材料的主要供给供应国家紧密相关。我国的贵金属资源Pt、Ir极度匮乏，PEM电解槽大规模发展所需的Pt系金属需要依赖进口。
23、二、 新型电力系统构建释放可再生能源规模制氢潜力大规模制氢是大规模用氢的前提，我国氢能供给结构将从化石能源为主的非低碳氢向以可再生能源为主的低碳清洁氢过度。随着深度脱碳的需求增加和可再生能源电解水制氢经济性的提升，2040-2050年，可再生能源制氢在氢能供应中超过50%，我国的能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体，煤制氢+CCS技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为有效补充，预计2060年我国可再生氢产量提升至1亿吨，约占氢气年度总需求的77%。受规模限制及供给端清洁化转型需求，工业副产氢可支持中短期终端氢气消费量。我国工
24、业副产氢主要来源包括轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、氯碱行业、焦炉煤气提纯、合成氨醇弛放气提纯。从我国工业副产氢的放空量现状来看，供应潜力可达到450万吨/年，能够支持约97万辆公客车全年运营，但存在地域分布性差异（PDH及乙烷裂解主要分布于华东及沿海地区、较大规模的氯碱厂主要分布在新疆、山东、内蒙古、上海、河北等省市，焦化厂主要分布在话内积华东地区，合成氨醇企业主要分布在山东、陕西和河南等省份）。在氢能产业发展初期，由于需求增量有限，工业副产氢接近消费市场、经济性佳、提纯技术较为成熟，是氢能供应体系的重要补充。2060年，氢气总需求量将达到1.3亿吨，受工业副产氢的产业规模限制，产量提高潜力
25、较小；同时，钢铁、化工等工业领域需要引入无碳制氢技术替代化石能源实现深度脱碳，将从氢气供给方转变为需求方。因此，随着氢能全产业链深度脱碳，工业副产氢的产量也将逐渐萎缩。电力结构清洁化趋势构筑可再生能源规模制氢的基石。“十三五”以来，煤电装机和发电量占比持续下降，太阳能及风力发电装机及发电量稳步增长。2021全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比+7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比+16.6%；光伏装机容量约3.1亿千瓦，同比+20.9%。2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿kWh，占全社会用电量的29.8%。其中，风电6526亿kWh，同比增长40.5%；光伏发电325
26、9亿kWh，同比增长25.1%。随着“十四五”电力规划的实施，到2025年，我国风电、太阳能发电总装机及发电量将达10.87亿kW、1.87万亿kWh，到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达12亿kW以上（全球能源互联网发展合作组织预估为18.25亿kW）。到2050年，清洁能源成为电源装机的增量主体，90%的电量将由水电、太阳能发电、风电、核电等清洁能源共同承担。2060年，在碳中和情境下，风电、太阳能发电总装机有望达到63亿千瓦，2021-2060年风光装机量增长近十倍。可再生能源发电成为电力供应的主体，储能需求逐步凸显。随着风光等新能源大规模接入，平抑新能源出力波动，解决新能源
27、消纳，提升能源利用效率等需求逐渐凸显，储能技术可以提升电力系统灵活性、经济性、安全性，在以新能源为主体的新型电力系统构建及改造过程中发挥重要作用。氢储能是大容量、长周期储能的唯一解决方案。各种储能方式在储能时间和储能时长上优势互补，目前应用较为广泛的电化学储能、抽水蓄能等技术只能解决电力系统的短期调节问题，且受成本等因素制约，月度调节和季度调节还存在很大障碍。氢储能的容量大、周期长，覆盖的储能周期及容量跨度广，在时间周期及储能容量上具有调节的灵活性，针对电网削峰填谷、集中式可再生能源并网等应用场景需要氢储能作为大容量长周期储能技术参与可再生能源波动性调节。氢储能目前多采用碱性电解槽技术配合高压
28、气态储氢技术以及质子交换膜燃料电池完成可再生能源储存及电-电转化，能量转化效率有待提升。通过改善碱性电堆、电极与隔膜材料，优化质子交换膜电解槽的设计和制造工艺提高可再生能源储能效率，通过提高储氢压力、开发氢气液化装备及储罐提升储氢效率，预计2025年可实现40-45%的电-电转化效率以及15-20mol/L的储氢密度。可再生能源装机的大规模发展，叠加大容量氢储能在可再生能源季节性调峰中的作用，使可再生能源规模制氢成为可能。2020年，全国可再生能源发电量达22148亿kWh，如果按1%的比例进行电解水制氢，制氢效率按照5kWh/Nm3测算，可制取氢气约40万吨/年。根据全球能源互联网发展合作组
29、织预计，2025年风电、太阳能发电总装机容量将达到5.36亿kW、5.59亿kW；2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到8亿kW、10.5亿千瓦；2050年风电、太阳能发电总装机容量将达22亿kW、34.5亿kW；2060年风电、太阳能发电总装机容量将达25亿kW、38亿kW。按照可再生能源装机量1-15%配置电解水制氢装置，参与发电量5%-30%的季节性储能调峰比例接入电解水制氢系统，预计2025年、2030年、2050年、2060年电解水制氢效率可达到5kWh/Nm3、4.5kWh/Nm3、4kWh/Nm3、4kWh/Nm3，可再生能源制氢量将达到40万吨、500万吨、6500万吨、1
30、亿吨氢气，能够满足节能与新能源汽车技术路线图2.0及中国氢能联盟对我国氢气需求量的预计，支撑我国清洁氢供给结构需求。假设2025年、2030年、2050年、2060年的电解装置全功率运行时间分别为2000h、3000h、4500h、5000h，对应电解装置装机规模将达到0.12亿kW、0.84亿kW、6.49亿kW、8.99亿kW。氢储能已在国内外开放示范运行，国内在建项目占比较大。截止至2021年底，主要发达国家在运营氢储能设施已有9座，电解槽装机量合计17.33MW。其中，最大的两处均在德国，电解槽装机量为6000kW；另有两处氢储能设施在建，电解槽装机量合计2.8MW。我国在建和示范运行
31、的氢储能设施共有7座。其中，位于张家口在建的“张家口200MW/800MWh氢储能发电项目”是目前全球规模最大的氢储能项目，将安装80套5000kW电解槽，项目建设期为2年，预计2023年投入运行。三、 强化机遇意识要辩证地看待机遇和挑战，善于在危机中育先机、于变局中开新局。抢抓构建新发展格局的“窗口期”，在竞争中乘势入局，赢得发展先机；抢抓疫情等重大危机带来的“反转期”，把握发展主动权，重塑竞争新优势；抢抓重大科技突破带来的“裂变期”，将智慧、数字、算法与现有产业深度融合，推动经济发展质量变革、效率变革；抢抓转型综改、能源革命、黄河流域生态保护和高质量发展的“红利期”，把握政策时度效，打造要
32、素集聚新高地；抢抓我市区域空间布局、全方位开放、绿色崛起的“转型期”，聚焦“六新”突破，加快发展新兴产业、未来产业；抢抓资源驱动向创新驱动转换的“演变期”，以碳达峰、碳中和倒逼传统产业改造升级，为转型赢得时间和空间。四、 持续激发市场主体活力实施市场主体“倍增”计划，推动“个转企、小升规、规改股、股上市”，新创办中小微企业1万户，净增规模以上工业企业82户。实施民营企业“培优”计划，新增“专精特新”企业30户、“小巨人”企业10户。完善促进民营经济高质量发展政策措施，深入推进企业降本减负，拓展支持民营企业的方式、渠道，增强民营企业发展活力。弘扬晋商精神，造就一支勇立潮头的民营企业家队伍。第三章
33、 市场预测一、 电解水制氢的经济性及成本敏感性分析现阶段大部分地区电解水制氢尚不具备经济性，AWE制氢成本优势明显。目前AWE电解槽和PEM电解槽已经工业化，而AEM电解水以及SOEC电解槽尚处于实验室阶段，还未商业化，主要针对前AWE、PEM制氢进行成本分析。制氢成本分为固定成本和可变成本，固定成本包括设备折旧、人工、运维等，可变成本包括制氢过程的电耗和水耗。在现有条件及假设下，AWE、PEM电解水制氢成本分别为22.88元/kgH2、28.01元/kgH2，由于较高的电耗成本及折旧成本，使电解水制氢成本远超过煤制氢（含CCS）、天然气重整制氢（含CCS）以及工业副产氢，超过煤制氢成本1倍左
34、右，在成本上暂无竞争力。电耗成本是现阶段电解水制氢降本的关键因素之一。电耗成本在电解水制氢成本中占比最高，AWE、PEM电解水分别约为85.93%、63.18%，其次为折旧成本，AWE、PEM电解水分别约为9.77%、26.07%，这两项成本占比均达到总成本的90%。由于人工运维和原料属于刚性支出，降本路径主要依赖电解槽电解效率提高和可再生能源制氢电力成本下降带来的电耗成本降低、电解槽成本下降带来的折旧减少、单台制氢产量增加带来的固定成本均摊下降。随着可再生能源发电成本的降低，在其他成本不变的前提下，AWE电解水制氢有望具备一定的经济性。根据中国十四五电力发展规划，2025年光伏发电成本将降至
35、0.3元/kWh左右，2035年、2050年将降至0.13元/kWh、0.1元/kWh。对于AWE制氢，在电耗成本的降低主要依赖电价的下降。随着电价的降低，AWE电解制氢成本和电力成本占比也同步降低。按照光伏电价规划，2025年光伏制氢成本为20.07元/kg，电耗成本降低至20.1%，2035年、2050年光伏制氢成本将达到10.52元/kg、8.83元/kg，相对于天然气制氢及煤制氢相比已经具备了一定的竞争优势。现阶段，对于部分可再生能源发电成本较低的地区，AWE制氢已存在一定的经济性。可再生能源储能需求增加可带来电解槽运营时间增加，在与电价降低的协同作用下，AWE电解水制氢有望具备一定的
36、经济性。随着氢能行业的发展，当氢气需求达到一定水平，并且可再生能源电力储能取得突破，可以通过延长电解槽工作时间以摊薄其固定成本。在不同电价条件下，随着电解槽工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低，制氢成本随之下降，但成本下降空间随工作时间延长逐渐趋缓。2025年，当电价为0.3元/kWh，在现有固定成本下AWE制氢成本约1820元/kgH2，无法实现与煤制氢+CCS平价；当电价下降到0.2元/kWh，制氢成本开始下降至与煤制氢+CCS成本相当或具有一定竞争优势；2035年之后，当电价成本降至0.13元/kWh以下时，制氢成本将与煤制氢+CCS成本相比具有较大竞争优势。二、 可再生能源制氢是
37、实现氢能产业低碳发展的基石制氢处于氢能产业链的上游，是推动氢能产业发展的基石。氢能制取主要有三种较为成熟的技术路线：（1）基于煤炭、天然气等化石燃料重整制氢；（2）以焦炉煤气、氯碱工业、丙烷脱氢、乙烷裂解为代表的工业副产气制氢；（3）基于新型清洁能源的可再生能源制氢，可再生能源制氢主要分为可再生能源电解水制氢、生物质制氢、太阳能光解水制氢三种，主要是采用电解水制氢。可再生能源制氢处于氢能产业链的上游，可再生能源发电的下游。可再生能源转化的多余电能通过变流器调压后进入电解水制氢装置，在电解槽中进行水电解制氢，制备的氢气经过提纯进入氢气储存系统。一部分气体通过燃料电池发电系统实现电网侧调峰；另一部
38、分气体通过长管拖车、液氢槽车或者管网运输等方式进入用能终端或加氢站，氢气以满足交通运输、发电、化工生产及冶金等行业下游氢能消费需求，解决可再生能源利用和氢能产业发展的区域协调。我国氢源结构清洁化程度低于国际水平。现阶段，我国氢源结构以煤为主,清洁度低于国际平均水平，与日本等发达国家存在较大差距。我国煤炭资源储量丰富，占全球煤炭资源的48%，决定了煤气化制氢在原料的可获得性和成本的经济性上具有很强的竞争力，2020年煤制氢量占62%，是我国最主要的氢气来源。受资源禀赋限制，天然气制氢是我国第二大氢气来源，占总制氢量的18%。天然气重整制氢技术较为成熟，是国外主流制氢方式，但我国天然气储量较少，仅
39、占全球储量的6.63%，考虑我国能源“富煤，缺油，少气”的资源禀赋，仅少数地区，如四川等存在天然气资源过剩的省份，具有发展天然气制氢的优势。可再生能源制氢是实现氢能低碳制取的有效途径。煤制氢会产生SO2，粉尘，废渣等废弃物排放，碳排放约22.66kgCO2/kgH2，化石能源低碳制氢需要配合CCS技术，可将煤制氢碳排放降至10.52kgCO2/kgH2。煤炭制氢成本约为6.77-12.14元/kgH2，CCS技术在有效降低煤炭制氢GHG排放量的同时，也使制氢成本增加约5元/kgH2。按照当前中国电力的平均碳排放强度核算，使用电网电力进行电解水制氢的碳排放约为30kgCO2/kgH2，其二氧化碳
40、排放和成本均远高于使用化石能源直接制氢。可再生电力电解水制氢的单位碳排放量可降低至灰氢（化石能源重整制氢）的5%-70%、蓝氢（工业副产氢、化石能源重整制氢+CCS）的10%-50%，因此电解水制氢需要配合可再生能源发电才能实现低碳发展的终极目标。电解水制氢是可再生能源制氢的主要方式。可再生能源电解水制氢是将弃风、弃光等可再生能源所发电力接入电解槽电解水，通过电能供给能量，使得电解槽内水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气，进行储存或运输。根据电解质的不同，电解水制氢技术可分为四类，分别是碱性（AWE）电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制氢、固体聚合物阴离子交换膜（AEM）电解水制
41、氢、固体氧化物（SOEC）电解水制氢。AWE电解水技术最为成熟，但与可再生能源适配性较差。AWE电解水制氢具有技术安全可靠、制造成本低、操作简单、运行寿命长等优点。AWE电解槽中的隔膜为石棉或以聚苯硫醚（PPS）织物为基底的新型复合隔膜等材料，电极一般采用镍基材料，避免使用贵金属导致成本增加。AWE电解水制氢主要存在三点问题：（1）液体电解质和隔膜上的高欧姆损耗造成了AWE电解槽的电解效率较低，一般为60%75%，导致碱性电解水制氢的能耗较高；（2）由于传质的滞后性，以及经分离后的氢气需配合脱附剂以除去其中的水分和碱雾，不仅影响气体纯度，而且碱性电解槽无法快速启动及变载，与可再生能源发电的适配
42、性较差；（3）在低负荷下阳极侧氧气产率较低，氢气分压上升可能导致氢氧混合危险，因此碱性电解槽工作负荷范围较小，对可再生能源波动的调节范围较窄。为克服AWE电解制氢动态特性差、碱液腐蚀、串气安全等问题，阴离子交换膜电解技术采用具有良好气密性、低电阻性、成本较低的阴离子交换膜替代AWE中的隔膜，碱液中的OH-通过阴离子交换膜形成电解槽的电流回路，目前处于实验室研发阶段。我国AWE电解槽技术成熟，已在工业上实现量产。我国可生产出多种不同型号和不同规格的电解水制氢设备，单台最大产气量为1500m3/h，技术指标已达到国际先进水平，代表性单位包括中船重工第七一八研究所、苏州竞力制氢设备有限公司等。截至2
43、020年，我国AWE装置的安装总量为2000套左右，多数用于电厂冷却用氢的制备。质子交换膜电解水制氢技术与可再生能源发电匹配优势明显，是唯一能满足欧盟技术指标的可再生能源电解水制氢方式。质子交换膜电解水技术与碱性电解水制氢技术原理不同，区别在于PEM技术采用高分子聚合物阳离子交换膜代替了AWE技术中的隔膜和液态电解质，起到隔离气体和离子传导的双重作用。PEM技术的核心部件仍是电解槽，由PEM膜电极、双极板等部件组成。相比于AWE电解水制氢技术，PEM电解水制氢具有以下优点：1)安全性和产物纯度较高；2)PEM电解质膜厚度可小于200m，能量损耗低、传质效率高，提升了电解效率，电解槽的结构也更加
44、紧凑；3)纯水作为PEM电解池的电解液，对槽体几乎无腐蚀，且电解反应产物不含碱雾；4)质子交换膜电解槽负荷范围宽，对峰电调节更加灵活。根据“十四五”国家重点研发计划重点专项规划，PEM电解槽可适应的功率波动性将进一步扩展到5%-150%；启动时间相较于碱性电解水制氢技术快2倍以上，对可再生能源波动的响应更加迅速，更适用于平抑可再生能源并网的波动性。欧盟规定了电解槽制氢响应时间小于5s，目前只有PEM电解水技术可达到这一要求。固体氧化物电解水制氢距离规模化制氢应用尚需相关材料和催化剂技术进一步攻关，短期难以大规模投入实际应用。固体氧化物电解水是一种在高温状态下电解水蒸气制氢技术，该技术工作温度在
45、6001000，主要结构包括阴极、阳极和电解质层。阴极通常使用Ni/YSZ多孔金属陶瓷，阳极为含稀土元素的钙钛矿（ABO3）氧化物、电解质层为氧离子导体（YSZ或ScSZ等）。固体氧化物电解技术氢气转化率高，实验室电解制氢效率接近100%；操作灵活且规模可控；SOEC具有在电池和电解池模式间可逆运行的优势。然而，从整体能量使用率来看，SOEC技术的高温条件会造成热能的损失以及水资源的过量使用，同时增大了对电解池材料的要求，使得该技术目前只能在特定的高温场合下应用。全球电解槽装机呈现大功率、PEM化的发展趋势。目前，世界范围内投入运行的电解装置不断增多，多数电解水制氢项目位于欧洲，少数位于澳大利
46、亚、中国和美洲。根据2018年的全球PowertoHydrogen制氢项目统计，项目平均容量由2000年0.1MW增加到2019年的5MW，呈现大功率的发展趋势；随着质子交换膜技术的不断发展，PEM电解水制氢装机规模在新增装机中占比逐渐提升，成为主流的电解制氢发展技术路线。第四章 选址可行性分析一、 项目选址原则节约土地资源，充分利用空闲地、非耕地或荒地，尽可能不占良田或少占耕地；应充分利用天然地形，选择土地综合利用率高、征地费用少的场址。二、 建设区基本情况临汾是山西省下辖地级市，省域副中心城市，位于山西省西南部，东倚太岳，与长治、晋城为邻；西临黄河，与陕西延安、渭南隔河相望；北起韩信岭，与晋中、吕梁毗连；南与运城市接壤，因地处汾水之滨而得名；地处半干旱、半湿润季风气候区，属温带大陆性气候，四季分明，雨热同期；辖1个市辖区、14个县，代管2个县级市。面积2.03万平方公里。根据第七次人口普查数据，截至2020年11月1日零时，临汾市常住人口为3976481人。临汾市历史悠久，是华夏民族的重要发祥地之一和黄河文明的摇篮，有“华夏第一都”之称；该市是华北地区重要的粮棉生产基地，盛产小麦、棉花等，素有“棉麦之乡”和“膏腴之地”美誉；该市已形成多元产业体系，是山西省新型能源和工业基地建设的重要组成部分；该市自然资源丰富，是中国三大