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1、泓域咨询/大同氢项目建议书大同氢项目建议书xxx集团有限公司目录第一章 行业发展分析7一、 新型电力系统构建释放可再生能源规模制氢潜力7二、 可再生能源电解水制氢有望进入平价区间11三、 多行业深度脱碳创造氢能需求增量空间13第二章 项目概况18一、 项目名称及投资人18二、 编制原则18三、 编制依据18四、 编制范围及内容19五、 项目建设背景19六、 结论分析20主要经济指标一览表22第三章 背景及必要性25一、 可再生能源制氢是实现氢能产业低碳发展的基石25二、 政策端明确可再生能源制氢发展方向30三、 加快构建一流创新生态，孕育转型发展新动能31四、 项目实施的必要性34第四章 建设
2、方案与产品规划36一、 建设规模及主要建设内容36二、 产品规划方案及生产纲领36产品规划方案一览表36第五章 选址可行性分析38一、 项目选址原则38二、 建设区基本情况38三、 聚焦新兴产业和“六新”突破，努力构建现代产业体系40四、 以京同合作带动融入京津冀协同发展45五、 项目选址综合评价46第六章 运营模式47一、 公司经营宗旨47二、 公司的目标、主要职责47三、 各部门职责及权限48四、 财务会计制度52第七章 SWOT分析说明59一、 优势分析（S）59二、 劣势分析（W）60三、 机会分析（O）61四、 威胁分析（T）61第八章 发展规划分析65一、 公司发展规划65二、 保
3、障措施69第九章 节能方案说明72一、 项目节能概述72二、 能源消费种类和数量分析73能耗分析一览表74三、 项目节能措施74四、 节能综合评价75第十章 工艺技术方案76一、 企业技术研发分析76二、 项目技术工艺分析78三、 质量管理80四、 设备选型方案81主要设备购置一览表81第十一章 环境保护分析83一、 编制依据83二、 环境影响合理性分析83三、 建设期大气环境影响分析84四、 建设期水环境影响分析86五、 建设期固体废弃物环境影响分析86六、 建设期声环境影响分析87七、 环境管理分析88八、 结论及建议91第十二章 项目投资分析93一、 投资估算的编制说明93二、 建设投资
4、估算93建设投资估算表95三、 建设期利息95建设期利息估算表95四、 流动资金96流动资金估算表97五、 项目总投资98总投资及构成一览表98六、 资金筹措与投资计划99项目投资计划与资金筹措一览表99第十三章 经济效益分析101一、 经济评价财务测算101营业收入、税金及附加和增值税估算表101综合总成本费用估算表102固定资产折旧费估算表103无形资产和其他资产摊销估算表104利润及利润分配表105二、 项目盈利能力分析106项目投资现金流量表108三、 偿债能力分析109借款还本付息计划表110第十四章 项目风险评估112一、 项目风险分析112二、 项目风险对策114第十五章 总结评
5、价说明117第十六章 附表附件119建设投资估算表119建设期利息估算表119固定资产投资估算表120流动资金估算表121总投资及构成一览表122项目投资计划与资金筹措一览表123营业收入、税金及附加和增值税估算表124综合总成本费用估算表124固定资产折旧费估算表125无形资产和其他资产摊销估算表126利润及利润分配表126项目投资现金流量表127本报告基于可信的公开资料，参考行业研究模型，旨在对项目进行合理的逻辑分析研究。本报告仅作为投资参考或作为参考范文模板用途。第一章 行业发展分析一、 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
6、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
7、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。
8、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3259亿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
9、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
10、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、
11、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
12、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
13、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
14、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。二、 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
15、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
16、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
17、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。三、 多行业深度脱碳创造氢能需求增量空间碳中和背景下我国各行业减碳空间巨大。2020年，我国的温室气体排放量约125亿吨，其中二氧化
18、碳排放量约112亿吨，能源活动二氧化碳排放量约99亿吨，其中电力领域二氧化碳排放量约40亿吨，工业领域二氧化碳排放量约36.1亿吨（其中，钢铁、水泥与化工行业的二氧化碳排放量占61%），建筑与交通领域二氧化碳排放量分别约为11.5亿吨和11.2亿吨。2030年碳达峰情境下，温室气体排放量峰值不超过130亿吨，能源活动二氧化碳排放量峰值不超过105亿吨，碳汇约9亿吨；2060年实现碳中和时，我国的温室气体排放量不超过15亿吨，碳汇约15亿吨，其中能源活动二氧化碳排放量约5亿吨。能源消费的绿色转型是我国实现双碳目标的关键。中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020提出“脱碳是本轮氢能产业发展的第一驱动
19、力”。根据中国氢能联盟预计，在2030年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将达3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%，可再生氢产量约500万吨/年；在2060年碳中和情景下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中占比约为20%，2020-2060年氢气需求量CAGR35%。碳中和情境下工业领域用氢占比仍然最大，约7794万吨，占氢能总需求量60%；交通运输领域用氢4051万吨，占总需求量的31%，是氢能消费的最大增量；在氢发电领域，氢能为高比例可再生能源发电波动性提供消纳途径，预计约10%可再生氢通过燃料电池以电力形式回到电网，发电与电网平衡用氢600万吨，占氢气总需求的5
20、%；建筑领域以纯氢替代20%天然气供暖需求，并通过一定比例的掺氢实现脱碳，预计2060年氢气消费量将达到585万吨，占总需求的4%。交通运输领域是氢能需求的最大增量。实现碳中和需要道路交通全面电气化，航空和船运逐步替换使用零碳燃料。2015年，中国交通运输部门产生了8.439亿吨二氧化碳，占全国总排放量的9.3%，其中6.983亿吨来自道路交通。交通运输部门的碳排放年均增速保持在5%以上，成为温室气体排放增长最快的领域之一，与此同时，中国千人汽车保有量仍远低于发达国家。因此，交通运输部门能源需求量预计仍会惯性增加。道路交通的氢能需求在交通运输领域中占比最大。目前我国汽车保有量的电气化率不足3%
21、，碳中和目标要求道路交通实现全面电气化。22年Q1新能源车销量渗透率约20%，新能源商用车渗透率约5%，电气化仍处于起步阶段。中国氢能联盟预计2025年我国燃料电池汽车保有量约10万辆，2035年约120万辆，2060年增加至1100万辆（中重型燃料电池商用车750万辆，在全部中重型商用车中占比接近65%，燃料电池乘用车约15%）。结合燃料电池与动力电池技术，道路交通有望在2050年前实现净零排放。预计2060年道路交通氢气消费量3570万吨，占交通运输用氢的88%。氢能通过多种技术路线参与船运及航空领域脱碳。通过动力电池和氢燃料电池技术可实现内河和沿海船运电气化，通过生物燃料或零碳氢气合成氨
22、等新型燃料实现远洋船运脱碳。预计2030年开始推广燃料电池船，到2050年约6%的船运能源消耗将通过氢燃料电池技术实现，氢气消费量接近120万吨，2060年氢气消费量280万吨。航空领域将以生物燃料、合成燃料为主，以氢能等为辅共同实现脱碳。以氢为燃料的飞机可能成为中短途航空飞行的一种脱碳路径，目前，全世界已有多种机型正在开发和试验。在长距离航空领域，仍须依赖航空燃油，可通过生物质转化或零碳氢气与二氧化碳合成制得。预计2060年氢气消费量200万吨，提供5%左右航空领域能源需求。碳中和情境下工业领域用氢占比最大。工业是当前脱碳难度最大的终端部门，化石能源不仅作为工业燃料，还是重要的工业原料。在氢
23、冶金、合成燃料、工业燃料等行业增量需求的带动下，中国氢能联盟预计2060年工业部门氢需求量将到7794万吨，占氢能总需求的60%。传统工业中氢气需求整体呈现先微增后下降的趋势。在传统工业中，氢气是合成氨、合成甲醇、石油精炼和煤化工行业中的重要原料，小部分副产氢气作为回炉助燃的工业燃料使用。目前，工业用氢基本全部依赖化石能源制取，未来通过低碳清洁氢替代应用潜力巨大。随着石油消费量的增长和成品油品质要求的不断提升，石油炼制行业的氢气消费量有望持续增加，2030年以后，由于油品标准达到较高水平以及交通部门能源效率和电气化率持续提升，炼厂氢气消费将大幅下降，带动现有工业氢气需求量将呈现先增后降趋势，2
24、060年将降低至2800万吨。新工业领域氢气消费将成为碳中和情境下工业领域氢能消费的主要增量和消费主体。氢气作为新工业原料，通过氢冶金、合成航空燃料、合成氨作为运输用燃料等方式，在钢铁、航空、船运等难以脱碳行业中发挥重要作用。2020年我国粗钢产量首次达到10.65亿吨，占全球产量超过50%，同时，我国冶金行业的碳排放量在除电力外的全行业居首，绿色转型下钢铁行业具有巨大清洁氢气需求。预计2030年后，氢气作为冶金还原剂的需求开始释放，到2060年电炉钢市场占比有望提升至60%，超过30%钢铁产量采用氢冶金工艺，氢冶金领域氢气需求量超过1400万吨。合成燃料方面，氢气与一氧化碳经费托合成可生成氢
25、基柴油、航空燃料等，与氮气在高温高压和催化剂存在下合成氨燃料，从而对重型货运、水运及工业领域传统石油及柴油形成替代。2060年，合成燃料方面氢气需求量1560万吨，占船运与航运能源需求总量的40%。氢气作为新工业燃料提供高品质热源。氢气通过专用燃烧器提供高品质热源，从而代替部分天然气和其他化石燃料，弥补电力在该领域的不足。高能耗的水泥、钢铁、炼化行业中需要大量的高温热量，其中钢铁和水泥热耗中高品质热占比近87.5%。预计2060年氢气在钢铁和水泥高品质能耗中将提供35%热量需求，需求量将达到1980万吨。第二章 项目概况一、 项目名称及投资人（一）项目名称大同氢项目（二）项目投资人xxx集团有
26、限公司（三）建设地点本期项目选址位于xx园区。二、 编制原则按照“保证生产，简化辅助”的原则进行设计，尽量减少用地、节约资金。在保证生产的前提下，综合考虑辅助、服务设施及该项目的可持续发展。采用先进可靠的工艺流程及设备和完善的现代企业管理制度，采取有效的环境保护措施，使生产中的排放物符合国家排放标准和规定，重视安全与工业卫生使工程项目具有良好的经济效益和社会效益。三、 编制依据1、本期工程的项目建议书。2、相关部门对本期工程项目建议书的批复。3、项目建设地相关产业发展规划。4、项目承办单位可行性研究报告的委托书。5、项目承办单位提供的其他有关资料。四、 编制范围及内容按照项目建设公司的发展规划
27、，依据有关规定，就本项目提出的背景及建设的必要性、建设条件、市场供需状况与销售方案、建设方案、环境影响、项目组织与管理、投资估算与资金筹措、财务分析、社会效益等内容进行分析研究，并提出研究结论。五、 项目建设背景国家积极布局可再生能源PEM电解水制氢技术攻关。根据国家规划，工业副产氢及可再生能源制氢在中短期是氢能制取的两条主要技术路线，中长期来看，国家对制氢路线的布局重点围绕可再生能源电解水制氢及PEM电解槽技术攻关，风电、光伏有望成为可再生能源电解水制氢的两大主要电力来源。提高转化效率及单台制氢规模是可再生能源制氢装置发展的主要趋势，高弹性、大功率PEM电解槽是未来可再生能源制氢装置技术攻关
28、及应用推广的重点方向，但现阶段仍处于样机研制阶段。“十四五”时期，世界正经历百年未有之大变局，新一轮科技革命和产业变革深入发展，新冠肺炎疫情影响广泛深远，全球发展迎来经济增速放缓、经贸规则重建、科技革命突破、竞争位势重塑、力量格局重构的发展态势，国际国内发展环境正面临前所未有的全新变化。我国开启全面建设社会主义现代化国家新征程，已转向高质量发展阶段，经济长期向好的基本面没有发生根本改变，发展韧性强、回旋余地大，以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局加快构建。国家推动中部地区崛起、黄河流域生态保护、赋予山西转型综改试验区建设和能源革命综合改革试点等重大发展战略、重大政策红利持续释
29、放，为大同发展注入了新动力。“十四五”时期，大同进入“深化改革攻坚期、转型升级关键期、创新驱动引领期、区域合作提升期、全面小康巩固期”五期叠加的新阶段，发展不平衡不充分问题仍然突出，能源革命、转型发展任务仍然艰巨，创新能力不适应高质量发展要求，城乡区域发展和收入分配差距较大，生态环保任重道远，民生保障存在短板，社会治理还有弱项，结构性、体制性、素质性问题仍未从根本上得到破解。面对省委提出与全国同步基本实现社会主义现代化发展目标，面对各地竞相发展、百舸争流的竞争性态势，大同不进则退，慢进亦退，不创新必退。要实现转型发展，既要做到高质量，也要追求高速度，必须要探寻超常规、跨越式“双高”转型发展之路
30、。六、 结论分析（一）项目选址本期项目选址位于xx园区，占地面积约26.00亩。（二）建设规模与产品方案项目正常运营后，可形成年产xx立方米氢的生产能力。（三）项目实施进度本期项目建设期限规划12个月。（四）投资估算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9995.97万元，其中：建设投资7674.52万元，占项目总投资的76.78%；建设期利息100.14万元，占项目总投资的1.00%；流动资金2221.31万元，占项目总投资的22.22%。（五）资金筹措项目总投资9995.97万元，根据资金筹措方案，xxx集团有限公司计划自筹资金（资本金）5908.6
31、4万元。根据谨慎财务测算，本期工程项目申请银行借款总额4087.33万元。（六）经济评价1、项目达产年预期营业收入（SP）：18900.00万元。2、年综合总成本费用（TC）：15880.10万元。3、项目达产年净利润（NP）：2202.49万元。4、财务内部收益率（FIRR）：14.82%。5、全部投资回收期（Pt）：6.45年（含建设期12个月）。6、达产年盈亏平衡点（BEP）：8409.32万元（产值）。（七）社会效益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
32、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。本项目实施后，可满足国内市场需求，增加国家及地方财政收入，带动产业升级发展，为社会提供更多的就业机会。另外，由于本项目环保治理手段完善，不会对周边环境产生不利影响。因此，本项目建设具有良好的社会效益。（八）主要经济技术指标主要经济指标一览表序号项目单位指标备注1占地面积17333.00约26.00亩1.1总建筑面积27110.891.2基底面积10573.131.3投资强度万元/亩283.832总投资万元9995.972.1建设投资万元7674.522.1.1工程费用万元6694.
33、412.1.2其他费用万元818.252.1.3预备费万元161.862.2建设期利息万元100.142.3流动资金万元2221.313资金筹措万元9995.973.1自筹资金万元5908.643.2银行贷款万元4087.334营业收入万元18900.00正常运营年份5总成本费用万元15880.106利润总额万元2936.657净利润万元2202.498所得税万元734.169增值税万元693.7510税金及附加万元83.2511纳税总额万元1511.1612工业增加值万元5224.6713盈亏平衡点万元8409.32产值14回收期年6.4515内部收益率14.82%所得税后16财务净现值万元
34、1676.31所得税后第三章 背景及必要性一、 可再生能源制氢是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
35、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
36、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
37、力进行电解水制氢的碳排放约为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。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
38、膜（PEM）电解水制氢、固体聚合物阴离子交换膜（AEM）电解水制氢、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
39、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
40、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2020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20
41、0m，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
42、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
43、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。二、 政策端明确可再生能源制氢发展方向氢能首次纳入国家能源战略，定位提上新高度。2022年以来，围绕氢能在可再生能源消纳、新型储能系统建设、交通运输及工业领域脱碳等方面的作用，国家相关部门密集出台了支持可再生能源制氢及其上下游产业链发展的政策及规划，将氢能产业纳
44、入战略性新兴产业和重点发展方向。国家积极布局可再生能源PEM电解水制氢技术攻关。根据国家规划，工业副产氢及可再生能源制氢在中短期是氢能制取的两条主要技术路线，中长期来看，国家对制氢路线的布局重点围绕可再生能源电解水制氢及PEM电解槽技术攻关，风电、光伏有望成为可再生能源电解水制氢的两大主要电力来源。提高转化效率及单台制氢规模是可再生能源制氢装置发展的主要趋势，高弹性、大功率PEM电解槽是未来可再生能源制氢装置技术攻关及应用推广的重点方向，但现阶段仍处于样机研制阶段。PEM电解水制氢有望成为“绿电+绿氢”生产模式的主流发展趋势。为匹配可再生能源制氢应用规模扩大对大规模储能的需要，国家对可再生能源
45、离网制氢技术进行了研发规划。目前，我国离网条件下风电耦合制氢技术尚处于起步阶段，相对于并网制氢，离网制氢可有效提高电能利用效率、减少整流、并网等设备投资、避免入网审批、缩短建设周期的优点，但由于缺少大电网的稳定支撑，对于电解槽兼容可再生能源功率快速波动提出了更高的要求，这也进一步推动PEM电解水制氢成为“绿电+绿氢”生产模式的主流发展趋势。同步打通制氢能储输加用全产业链发展堵点，支持氢能供给及时向下游传递。国家规划通过大规模管网铺设及掺氢天然气等方式进行绿氢的长距离运输，解决氢能产业长期发展存在的绿氢生产与需求错配问题，为提高绿氢在各应用领域渗透程度提前布局。合成氨、炼油、烧碱、焦化等化工行业
46、，钢铁、水泥等高耗能行业以及交通运输行业作为氢能产业的重要消费端，通过与绿氢产业耦合释放氢能大规模需求潜力，叠加以可再生能源为主体的电力系统长周期、大容量储能与调峰对可再生能源制氢产业的电力输出，将成为未来可再生能源制氢发展的两大主要驱动力。三、 加快构建一流创新生态，孕育转型发展新动能坚持创新在现代化建设全局中的核心地位，把创新驱动作为转型发展的逻辑起点，深入实施创新驱动发展战略，以构建一流创新生态为依托，以提升科技创新成果承接能力为抓手，全面激发大同创新创造创业潜力，积蓄转型发展新动能。（一）搭建一流创新平台。推动大同国际能源革命科技创新园融入山西“智创城”建设体系，集聚科研、科创、科教、
47、科贸、科技功能，推动科技成果向生产力转化，抢占未来制高点。以补短板、建优势、强能力为方向，积极争取布局国家和省级重大基础创新平台、院校研究所、工程研究中心、重点实验室、大型企业研发中心等科研载体；导入科创孵化资源、中试、小试基地，推进技术成果产品化，孵化新企业。围绕新能源、新材料、生物医药等产业的前沿领域，与京津冀、长三角科研机构开展创新链对接。加快推进已建在建科技创新平台实现有效运营，围绕行业应用创新，组织实施一批重大创新工程。实施双创升级行动，加快建设国家级星创天地、众创空间、孵化器等双创服务载体。探索在国内外先进地区发展飞地研发。（二）培育一流创新主体。实施“一链一院一联盟”行动，聚焦新能源、先进装备制造、新材料、现代医药和大健康、大数据、通用航空等重点细分产业链，建设一批产业技术创新联盟，建设一批