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最新政策!2023氢能政策、项目、成本、产业链梳理

最新政策!2023氢能政策、项目、成本、产业链梳理

日期:2023-09-25    来源:氢能技术情报


国内氢能政策

2023年7、8两月共发布9项部委政策,51项地方政策。其中,规划类政策数量略增,多地发布碳达峰实施方案,与奖补有关的专项扶持政策正逐步落实。

7月14日,国家发改委发布关于《产业结构调整指导目录(2023年本,征求意见稿)》,其中高效经济制氢、运氢及高密度储氢技术开发应用及设备制造,加氢站及车用清洁替代燃料加注站,新一代氢燃料电池技术研发与应用、可再生能源制氢,液态、固态和气态储氢,管道拖车运氢,管道输氢,加氢站,氢电耦合等氢能技术推广应用等均为鼓励类。

7月27日,国家能源局综合司发布《关于公示第三批能源领域首台(套)重大技术装备(项目)的通知》,其中兆瓦级纯氢燃气轮机、200kW级固体氧化物燃料电池发电系统、兆瓦级质子交换膜制氢及发电系统、国产2吨/天氦膨胀制冷氢液化系统、70MPa加氢站大流量隔膜压缩机、百千瓦级高电流密度PEM电解槽等9项氢能技术装备入选,涉及国家能源集团、国家电投、中国航天、国家电网、中科院大连化物所等多家单位。

7月27日,国家发改委发布《关于推动现代煤化工产业健康发展的通知》,提出在资源禀赋和产业基础较好的地区,推动现代煤化工与可再生能源、绿氢、二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)等耦合创新发展。

7月28日,国家能源局发布《关于公开征求2023年能源领域拟立项行业标准制修订计划及外文版翻译计划项目意见的通知》,其中氢能行业标准14项,包括低碳清洁氢能标准、水电解制氢系统性能、燃料电池性能评定、加氢站综合性能测试以及氢气输送管道焊接技术等标准。

8月份,工信部相继发布了《关于印发第二批石化化工行业鼓励推广应用的技术和产品目录(第二批)的通知》、《关于组织开展工业绿色微电网典型应用场景与案例征集工作的通知》、《关于2022及以前年度新能源汽车推广应用补助资金清算审核初审情况的公示》等文件,提出建立石化企业氢气资源管理系统平台,要求可再生能源制氢或工业副产氢年生产规模达到5000吨以上,并对前期的奖补政策进行落实。

7月,全国共有9个省市地方发布氢能政策规划10条,主要为市区级政策,其中,上海市发布《上海交通领域氢能推广应用方案(2023-2025年)》,将重点发展重卡、公交、冷链、非道路移动机械等应用场景,到2025年力争实现示范应用燃料电池汽车总量超过1万辆,完成不少于70座的加氢站建设。克拉玛依市印发《克拉玛依市氢能产业发展行动计划(2023—2025年)》,提出到2025年“绿氢”产能达到10万吨/年以上,实现制氢成本18元/kg以下,相关产业规模突破300亿元以上,积极争取纳入国家燃料电池汽车示范城市群等。

8月,全国共有12个省市地方发布氢能政策规划15条,主要为市区级政策(详见附件2),其中,新疆维吾尔族自治区发布《自治区氢能产业发展三年行动方案》,提出到2023年,建设2—3个氢能产业示范区,可再生能源制氢量突破2万吨/年,推广氢燃料电池车突破50辆;到2025年,可再生能源制氢量达到10万吨/年,推广氢燃料电池车1500辆以上。西安市印发《西安市氢能产业发展规划(2023-2035年)》征求意见稿,规划到2025年氢能相关企业总数超过50家,力争产值突破100亿元;到20230年,氢能相关企业总数超过150家,培育氢能装备制造链主企业2-3家,力争产值突破300亿元;到2035年,氢能相关企业总数超过500家,力争产值突破1000亿元。

7月,全国共有12个省市发布氢能相关政策12条,含省级政策2条,市区级政策10条。其中,吉林省、石家庄市、江门市、滨州市、株洲市等均发布碳达峰实施方案,提出氢能领域相关布局;杭州市政府发布《关于加快推进绿色能源产业高质量发展的实施意见》,提出加快培育氢能装备制造业,大力发展氢燃料电池发动机和氢燃料分布式发电系统,着力突破质子交换膜、电堆材料、高效催化剂等关键零部件及材料国产化瓶颈;积极争取加入国家燃料电池汽车示范应用城市群,并对在杭州市开展示范应用的氢燃料电池运营车辆及加氢站运营企业进行相应补贴。

8月,全国共有13个省市发布氢能相关政策14条,含省级政策8条,市区级政策5条。其中,青海省、新疆维吾尔族自治区、云南省、巴彦淖尔市、中山市、娄底市、株洲市等均发布碳达峰实施方案,提出氢能领域相关布局;深圳市工信局发布《深圳市加快打造“新一代世界一流汽车城”三年行动计划(2023-2025年)》,提出支持开展燃料电池汽车关键技术(控制策略、动力系统集成)、关键零部件(双极板、膜电极、高性能电堆)和关键材料(催化剂、碳纸、质子交换膜、高压储氢瓶)等领域研发和产业化应用;依托国家燃料电池汽车示范应用城市群,推动氢燃料电池汽车在重载及长途交通运输等领域先行示范应用等。

国内可再生氢项目

国内制氢来源分布

国内制氢来源包括三大类:化石能源制氢、电解水制氢、工业副产氢;化石能源制氢占比最大,包括煤制氢、天然气制氢、石油制氢;工业副产氢占比其次,包括焦炭和兰炭副产氢、氯碱和其他副产氢、轻烃裂解副产氢;电解水制氢占比最小,包括电网、风电、光伏、水电、核电电解水。

国内可再生制氢项目分布

截至2023年3月15日,国内规划可再生氢项目合计429.4万吨/年;已运行项目5.6万吨/年;建成尚未运营2.5万吨/年;在建项目19.7万吨/年;规划待建401.6万吨/年;地区分布:产能规划前五的省份是内蒙古、吉林、上海、河北、宁夏。

国内已运营项目分类

截至2023年2月,国内已运营的可再生氢项目中,按照制氢来源分类:光伏13个,占比48%;风电5个,占比18%;水电1个,占比4%;多种来源8个,占比30%;按照应用方向分类:交通16个,占比37%;科研12个,占比28%;发电6个,占比14%;合成甲醇2个,占比9%;储能1个,占比2%;其他5个,占比12%。

国内可再生氢产能建设快速推进

据中国氢能联盟研究院统计,2022年国内新增可再生制氢项目产能3.3万吨/年,同比增长65%;截至2022年底在建项目17.7万吨,均有望在2年内投产运营;据统计,2022年国内电解水制氢设备出货量722MW,同比提升106%。

国内氢能应用领域

国内氢能在化工领域应用

国内氢能在工业领域主要用于化工:按照各省用氢企业主要产品划分,氢能在化工领域主要用来合成氨、合成甲醇、石油精炼、合成其他化工品;按照用氢企业产能看:国内合成氨58745万吨,占比80%;合成甲醇6183万吨,占比9%;石油精炼4642万吨,占比6%;合成其他化工品3791万吨,占比5%。

国内燃料电池汽车

截至2023年2月,国内公告车型993辆,客车和专用车几乎各占一半;截至2022年底,国内累计销售燃料电池汽车1.03万辆,距离“十四五”目标还差4万辆。

国内加氢站

随着燃料电池汽车保有量的不断增加以及中石化、中石油等能源央企的入局持续加速,国内加氢站数量明显增加。截至2022年,国内共建成投运加氢站274座,仍有较大发展空间,同比增长25.7%。2023年上半年,全国已建成加氢站数量351座,位居世界第一。

国内可再生氢项目

国内制氢成本分布

我们把制氢成本分为:可再生氢成本(绿氢)、清洁氢成本(绿氢和蓝氢)、综合氢成本(绿氢、蓝氢、灰氢);目前,各个地区的可再生制氢成本均高于工业副产制氢,更高于化石能源制氢;趋势上看,可再生制氢成本呈现下降趋势;工业副产和传统能源制氢受能源价格上涨影响,成本上升。

可再生制氢成本下降趋势

国内可再生氢气成本分布:从可再生氢气成本分布看,西北<东北<华北<西南<华东<华中<华南;近5年来,所有区域的可再生氢成本持续下降,并仍有很大降本空间。长期看可再生电力制氢成本下降展望:据预测,到2030年,国内电解水制氢装机有望扩大至100GW以上,碱性电解槽投资成本将从2020年的2000元/KW,降低至2030年的1500元/KW。同时,得益于可再生电力成本的降低,可再生电力制氢成本有望下降至13元/公斤,在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。

不同电解水制氢成本拆分

根据能源转型委员会测算数据,应用电网电力制氢时,燃料成本占比约80%,固定投资占比15%,运营费用占比5%;可再生能源制氢时,燃料成本占比60-70%,固定投资占比30%,剩余为运营费用;天然气制氢(CCUS,碳捕获),燃料成本占比55%(现在更高),固定投资占比30%,剩余为运营费用。

氢气存储与运输常见的氢气储存、运输方式为气态储氢、液态储氢、固态合金储氢三种方式,重点是安全、低成本提高质量储氢率。

根据中国氢能联盟研究院统计,目前我国主要采用20MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式;当用氢规模扩大、运输距离增长后,提高气氢运输压力或采用液氢槽车、输氢管道等运输方案才可以满足高效经济的要求;氢的储运体系建设,可以借鉴天然气储运体系,结合实际的应用场景,选择合适的储运方式。

氢能产业链

氢能产业链上下游依次为:制氢、储运、加氢、能量转换(燃料电池)、用氢;我国已经掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺;在制、储、输、加、用等全产业链规模以上工业企业超过300家,集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。

绿氢是未来重点发展方向

氢的颜色用于代表制造氢的来源和工艺,目前分为9种颜色:绿色、蓝色、灰色、棕色或黑色、绿松石色、紫色、粉色、红色、白色;绿氢是利用可再生电力,通过水电解工艺生产的氢气,在生产过程中没有二氧化碳的排放,是未来重点发展方向。

电解槽电解水制氢的核心设备

如前所述,在绿氢制备过程中,燃料成本占比60~70%,固定投资占比30%,剩余为运营费用;电解槽是电解水制氢系统的核心部分:电解水制氢系统由电解槽及辅助系统组成,其中电解槽是电解反应发生的主要场所,辅助系统则包括电力转换、水循环、气体分离、气体提纯等模块;从成本构成来看,电解槽在制氢系统总成本中的占比约为40%~50%。

电解槽分类——碱性是国内主流

生产绿氢的核心是高效电解水制氢技术。按照工作原理和电解质不同,电解水制氢技术分为4类:碱性电解水(ALK);质子交换膜电解水(PEM);高温固体氧化物电解水(SOEC);固体聚合物阴离子交换膜电解水(AEM)。目前国内超过95%的电解水都应用碱性电解水技术。

碱性电解水工作原理

碱性电解水制氢的电解质为30%质量浓度KOH溶液或者26%质量浓度的NaOH溶液。反应过程:在直流电下,水分子在阴极得到电子生成氢气和氢氧根离子,氢氧根离子在电场和氢氧侧浓度差的作用下穿过隔膜到达阳极,并且失去电子生成氧气和水。碱性电解槽主体由端压板、密封垫、极板、电极、隔膜等零部件组成。

来源:全球氢能燃料技术大会暨展览会 中关村氢能产业联盟




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