随着全球气候变化加剧，能源体系脱碳化是目前实现环境可持续发展的关键。氢能有着来源广泛、清洁以及安全可控等特点，已经成为能源体系脱碳的重点，各国也在竟相加码氢能领域的投资建设。 在2020年至今的高速发展期，燃料电池汽车示范城市群政策的落地刺激了相关产业高速增长，氢能产业顶层设计进一步完善，“十四五”期间“新能源汽车”重点专项聚焦氢能燃料电池汽车关键瓶颈技术，提升了燃料电池汽车全产业链国产化水平。但氢能产业发展仍面临着成本较高、技术不够成熟、配套设施不够完善等亟待解决的难题，需要全产业链参与进来共同促进氢能产业未来商业化发展和落地。 10月25-26日，于江苏无锡丽笙精选酒店SMM主办的 CHFC 2023（第三届）SMM氢能及燃料电池产业年会 聚焦在最新氢能技术进展，钢铁、化工、汽车等落地化的商业应用，行业市场动态以及政策解析。行业大咖、资深分析师、行业专家等全方位来分析氢能行业，为业内人士提供更加清晰的发展方向和潜在机遇，从而更好地推动我国移动能源脱碳和工业能源高效利用的创新发展，助力国家“30·60”战略目标的顺利实施！ 》氢能政策与实践专场视频直播 》氢能制加储运专场视频直播 》点击查看年会现场图片直播 开幕致辞 致辞嘉宾： SMM-CEO-范昕 》点击观看现场致辞视频 SMM氢能研究院成立仪式 在本次峰会上，上海有色网（SMM） CEO范昕 、 氢能研究院院长刘小磊 、 VP姜小波 正式宣布成立氢能研究院！ 当前正处于能源转型的关键时期，随着全球对可再生能源需求的不断增加，氢能作为一种清洁、高效的能源形式，逐渐受到了各国的青睐。尤其是在新能源汽车、电力、工业等领域，氢能的应用潜力巨大。 上海有色网以成立氢能研究院为契机，利用自身丰富的经验和资源优势、强大的产业链整合能力，以及数据采集、分析、研究等方面的深厚积累，积极投身氢能产业的发展浪潮中，为氢能研究院提供有力的支持，提高氢能产业的效率、降低成本，进一步提升市场竞争力，为中国的能源转型和绿色发展做出积极贡献！ 》SMM成立氢能研究院 助力中国能源转型和绿色发展 10月26日 氢气应用专场-氢能助力交通和工业减碳 嘉宾发言 发言主题：中国光储氢市场分析 中东地区氢能与CCUS协同发展机遇 发言嘉宾：SMM咨询顾问-郭一宽、丁若宇 SMM咨询顾问郭一宽、丁若宇分别对中国光储氢市场、中东氢能与CCUS协同发展机遇进行了解读。其中，郭一宽主要对中国光伏发展、光储能氢发展、光储氢未来市场展望等进行了解析；丁若宇分析了中东及北非地区的政策，介绍了中东及北非地区布局氢能优势、目前氢能的工艺技术发展等内容。 SMM咨询顾问-郭一宽 全球未来光伏市场规模预测 2022年全球光伏新增装机容量约251.1GW，预计2023年全球光伏新增装机容量将达到369.9GW，同比增长47.3%。 基于政府的目标，光伏市场在2027年前都将继续保持强势增长。中国仍然是世界上最大的光伏市场。欧洲和美国市场的装机需求也将继续维持高景气度。巴西、中东和南非地区掌握着优渥的太阳资源，政策的优化和可再生能源加速转型的推动下，同时南非市场严重缺电的背景下，预计该地区国家新增装机将有大幅增长。 中国光储氢当前挑战与未来发展-氢能 随着光伏发电规模化建设，持续激励制氢价格下降，预计2050年制氢价格为1.3元/Nm³，较2022年下降52%；成本结构电费将下降至45%，度电成本将不再成为电解水制氢制约因素。 SMM咨询顾问-丁若宇 中东及北非地区布局氢能优势 （1）土地资源丰富：广阔的沙漠、大量无人居住的土地,丰富的土地资源可以发展可再生资源。 （2）可再生资源丰富：强烈日照、风力强劲，可再生资源的电费较低，以沙特为例，其电费仅为$0.0104/kwh。 （3）储存成本较低：具有储存潜力，25Gt的CO 2 。 （4）当地需求高：中东地区用于汽车行业、冶金行业等能源需求高。 （5）靠近亚洲和欧洲主要需要能源市场。 中东地区CCUS的潜在盈利模式：CCUS+碳资产开发或将成为可能 ►“碳抵消”是指用于减少温室气体排放源或增加温室气体吸收汇，用来实现补偿或抵消其他排放源产生温室气体排放的活动。通过碳抵消项目实现的温室气体减排量经过核证后成为碳减排量，可自由交易。控排企业或有志于实现碳减排/碳中和的企业或组织的碳排放通过购买这些碳减排量来抵消自身碳排放，满足自身企业社会责任。 ►根据碳抵消产生方式以及机制的管理方法，可将碳抵消机制分为三类： 国际性碳抵消机制：由国际气候条约制约的机制，由国际机构管理，如清洁发展机制（CDM）、联合履约机制（JI）等； 独立性碳抵消机制：不受任何国家法规或国际条约约束的机制，由独立第三方组织，通常是非政府组织管理，如黄金标准（GS）、核证碳标准（VCS）、全球碳委员会（GCC）等； 区域地方碳抵消机制：由各自辖区内立法机构管辖，各级政府进行管理的机制，如我国的核证自愿减排量（CCER）、碳普惠（PHCER）、FFCER、CQCER等。 》SMM：中国光储氢市场分析 中东地区氢能与CCUS协同发展机遇 发言主题：面向碳中和的吉利氢动力开发 发言嘉宾：浙江吉利动力总成研究院新技术开发部-前瞻技术负责人-马俊杰 碳中和背景 改善环境是全球各国的诉求；各国已提出了明确的碳中和目标。 绿色能源碳排放 交通行业是碳排放的重头；在改善交通行业碳排放方案中，合成燃料是行业共同关注的主要方向之一；在众多的合成燃料方案里，氢的改善效果是最引人注目的。 全球氢能政策趋势 全球主要国家均出台了氢能发展政策，2020年基本确立了氢能的战略地位。 中国也于2022年发布了《氢能产业发展中长期规划(2021~2035)》，明确了国家发展氢能的决心。 氢内燃机的机遇 国家发展氢的决心给氢内燃机带来了机遇。 2023年8月国家把氢内燃机纳入了新能源产业发展规划，为氢内燃机应用出台了基础标准。 》技术分析：氢内燃机成本相比燃料电池有巨大竞争优势 发言主题：中石化氢能战略和实践 发言嘉宾：中石化石油化工科学研究院-首席专家-荣峻峰 国内新能源年度产值有望从2020年的0.77万亿元成长到2060年的10万亿元水平。终端能源消费中电气化率须从当前27%提升至2030的40%，到2060达到80%。 石油炼化是目前氢气的最大应用，该领域全球每年消耗超过4,000万吨氢，约占总需求的42%。在碳中和的背景下，灰氢存在被绿氢逐渐取代的需求。可再生能源制氢是实现“工业碳中和”的重要途径，是氢能的“龙脉”。 燃料电池与核心零部件专场 嘉宾发言 发言主题：燃料电池汽车商业化实践与技术展望 发言嘉宾：上海捷氢科技股份有限公司-总监-姜峻岭 2023年1-9月，合计电解槽招标量达到1280MW，超过去年全年项目总和。随着绿氢产能和需求的增加，氢气供应量有望大幅提升，倒逼燃料电池汽车推广进一步加速。 截至2023年6月底，我国已建成加氢站379座，在营加氢站约200座，累计建成加氢站数量、在营加氢站数量、新建成加氢站数量均居全球首位。 2022年，全国燃料电池汽车销量5009辆，同比增长166.3%。2023年1-9月，燃料电池汽车主销城市为上海市、北京市和唐山市，销量分别为977辆、924辆和276辆，目前，燃料电池销量TOP10城市仍以城市群城市为主，同时武汉和成都等非示范城市也在积极发力推广。 发言主题：燃料电池无油涡电空压机的开发与应用 发言嘉宾：势加透博（上海）能源科技有限公司-研发中心总监-陶林 氢能与燃料电池 清洁能源–反应产物仅为水； 来源广泛–生物质能、天然气、风能太阳能电解等； 燃料电池–高效率、低噪声。 进入电堆空气的流量、压力对电堆输出功率有重要影响 •提高进气压力 – 电堆效率提高，电堆输出功增大； •提高进气压力 – 空压机耗功增大。 》燃料电池无油涡电空压机的开发与应用 发言主题：用于碱性水电解制氢的迪诺拉电极 发言嘉宾：迪诺拉电极（苏州）有限公司-氢能业务经理-伍则霖 公司在电极和电池领域拥有100年的经验，在全球拥有大型项目。 公司产品的作用：以更紧凑的装置和更低的氢气成本，实现更高的氢气产量和更低的单位能耗。 发言主题：氢能关键材料标准化探索 发言嘉宾：深圳市通用氢能科技有限公司-通用氢能销售部长-肖鹏永 》氢能关键材料标准化探索 10月25日 氢能政策与实践专场 嘉宾发言 发言主题：国内氢能产业链痛点解析 发言嘉宾：SMM氢能研究院-院长-刘小磊 炼化工业锦上添花 吸附提纯技术成熟 我国是炼化大国，炼油、炼焦等产能均居世界第一，为副产制氢上量奠定基础。 工业副产制氢回收炼化过程中的富氢气体，通过变压吸附法（PSA）纯化氢气，该技术成熟，设备国产化程度高，成本低，无直接碳排放。 分技术路线制氢成本回顾及降本突破点 ►化石能源制氢成本基本定型，碳排放成本的上行，及CCUS技术的推广都将使得化石能源制氢（灰氢+蓝氢）成本上行。 ►化工副产制氢成本中等，直接碳排少，短期规模快速扩张，但化工过程本身排碳，成长天花板由化工产品产能限制。 ►绿氢（电解水）路线将是中长期的必然选择： 碱性电解槽规模化效应及PEM电解槽部件国产化替代；绿电价格仍有下降空间；长期国内碳排放费用达发达国家水平。 》SMM：中国特色煤制氢道路成熟 碳排放费用上行加速绿氢渗透 未来可再生氢行业规模如何？ 发言主题：煤化工工业副产蓝氢产品到绿氢产品的转型之路 发言嘉宾：旭阳集团氢能研究所-氢能研究所副所长-陈昊 在“双碳” 背景下，氢能作为二次能源，是支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，是实现动力燃料、工业、建筑和储能等领域大规模深度脱碳的最佳选择之一，也将是未来清洁能源的重要组成部分。根据汽油、柴油、LNG等能源燃烧系数核算，每公斤氢气折代柴油，能减碳9.38公斤；折代汽油，能减碳9公斤；折代LNG，能减碳6.65公斤。 习近平总书记提出加快发展氢能产业 实现碳达峰碳中和，是贯彻新发展理念、构建新发展格局、推动高质量发展的内在要求，是党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策。要把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置，要积极有序发展氢能源，加快发展有规模有效益的氢能。 氢能发展规划战略定位 氢能是未来国家能源体系的重要组成部分；氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体；氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。 绿氨示范项目 | 制氢耦合/集成技术创新示范暨未来氢能供给“局域网” 降低绿氢成本：当前绿氢制备普遍存在能耗高、成本高的问题。拟采用电解水耦合氧化技术，制取高附加值化学品的同时，降低绿氢能耗和成本。 降低储运难度：常规氢能储运加用较为困难。拟采用技术集成：绿氢与捕集的二氧化碳合成甲醇/液氨/甲烷作为氢能介质与载体，降低储运加用难度。 优秀解决方案：这是一种在分布式、移动型和微型化应用场景下，解决、缓解常规氢能储运加用等环节难题的一种碳中和型解决方案。 推动商业化：形成可复制的商业化氢能供给模式，推动建设集绿氢制备、耦合和集成技术工艺于一体的样板工程。 》氢能发展背景及产业布局、未来展望 发言主题：中国华能可再生能源制氢技术研发与示范 发言嘉宾：华能清洁技术研究院-氢能技术部副总工-张畅 “双碳”战略目标下的氢能产业 氢能是未来能源体系的重要组成部分，将在能源生产端和消费端助力深度脱碳。 氢能兼具能源属性与工业属性，是推动能源生产消费绿色低碳转型的重要抓手。 中国是全球最大的产氢国，已初步掌握产业链的主要技术和生产工艺。 产业政策 氢能逐步成为全球新的战略竞争焦点，全球氢能产业政策加速落地。 氢能开发与利用被视为新一轮世界能源技术变革的重要方向。 发达国家积极在氢能产业进行布局，并相继制定了国家氢能发展规划，开始快速实施。 》绿氢市场需求巨大 国内目前需求总量超过2500万吨 氢能制加储运专场 嘉宾发言 发言主题：镁基固态储运氢技术及应用 发言嘉宾：氢枫（中国）-首席技术官-宣锋 镁基固态储氢技术原理 镁基固态储运技术在解决氢气储存和运输领域具有独特的优势，颠覆了传统高压气态的储运状态，转为常压状态，排除氢气储存过程中的高压爆炸风险，极大提升了安全性能。同时，与其他储氢技术相比，镁基固态储运氢技术储氢密度高，大幅提升了氢气的储存效率。 镁基固态储氢通过镁基固态储氢材料与氢气的可逆反应实现，正向吸氢，逆向放氢，反应过程简单，无副产物。 创新性镁基固态储运氢解决方案 •凭借业界创新的的镁基固态储氢技术，公司为全球客户提供经济、高效且安全的氢气储运解决方索。 •公司创新的镁基固态储氢罐装载公司独特的镁合金材料，在一定的压力和温度条件下通过加氢和脱氢过程有效地吸收和释放氢气，进而可以将可再生能源制取的氢气存储起来，实现时间和空间的转移。 •公司创新的镁基固态储氢罐单个容量可达1吨或1.5吨，可根据场景需求组合达到更高的储氢容量，同时，能完美兼容公路、铁路或水路的大容量、高效率、高经济性运输，增强了其实用性和易用性。 》镁基固态储运氢解决方案优点及商业化应用 发言主题：AEM电解水制氢技术 助推行业绿色发展 发言嘉宾：卧龙电气驱动集团有限公司中央研究院-氢能技术总监-周祖平 绿氢背景和产业现状 1.目前阶段电解水制氢占比仅有1% 根据中国煤炭工业协会数据，2021年我国氢气产能约4000万吨/年，产量3300万吨，各制氢技术占比分别为：煤制氢63.6%，天然气制氢13.8%，工业副产制氢21.2%，电解水1%（不都是绿电）。目前制氢业每年共排放约3.6亿吨二氧化碳。 2.大力发展零排放的绿氢，是实现“碳达峰”、“碳中和”的重要路径。 到2060年，我国氢能需求预计达1.3亿吨，其中工业需求占主导地位，占比约60%，交通运输领域将逐年扩大规模达到31%。在制氢端，2060年绿氢能源占比达70%。 3.发展绿氢，障国家能源安全。 氢能是未来国家能源体系的组成部分，氢能可以促进更高份额的可再生能源发展，有效减少我国对油气的进口依存度。 氢能储能和其他储能特性对比 氢储能的优点：功率范围跨度大，从kW级一直到GW级都可以实现；存储周期长，适合于从小时到数周的存储时间尺度。 》预计2060年我国氢能需求达1.3亿吨 绿氢能源占比为70% 发言主题：第三次氢能浪潮 发言嘉宾：中集集团-总裁战略顾问-郑贤玲 解决可再生能源的消纳 •2022年底，可再生能源装机达到12.13亿kW，占全国发电总装机的47.3%，其中风、光装机7.58亿kW，占全部装机量的29.56%。 •风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时，占全社会用电量的13.8%。 •2060年碳达峰光伏是现在的70倍，风电是现在的12倍。 •储能有很多种，但氢是唯一可以跨地区长时储能的解决方案。 趋势：氢能应用端与氢能供给端实现对接 2021年全球出货量458MW，2022年开始国内外电解槽订单爆发性增长，国际能源署预测2030年全球电解槽产量130GW；从2021年马士基宣布甲醇船，到目前全球甲醇船订单超过200艘；燃料电池汽车生态链建设越加成熟，超过7万辆，氢气储运、加氢站标准、及燃料电池核心配套趋于成熟。 》第三次氢能浪潮的运行逻辑 发言主题：西门子能源大型高效PEM电解水系统的优势与power-to-X案例分享 发言嘉宾：西门子能源有限公司-可持续能源事业部市场及销售总监-胡大麟 Silyzer 300 production concept Silyzer 300 产品理念 ►标准制氢厂： •基础设计基于前期工程开发 •整体解决方案 •交钥匙工程 ►电解整机系统： •简化现场安装工作 •标准接口 •标准安装 》西门子能源大型高效PEM制氢系统与power-to-X案例分享 发言主题：电解水制氢设备在制加氢一体站的应用 发言嘉宾：北京氢氢未来科技有限公司-董事长-米万良 氢能将是我国能源低碳发展的重要途径 》氢能在能源供给和消费终端转型中发挥着重要作用 氢能产业链供需交流会 会议签到 》点击查看更多现场花絮

SMM10月25日讯：在SMM主办的 CHFC 2023（第三届）SMM氢能及燃料电池产业年会-氢能政策与实践专场 上，SMM氢能研究院院长刘小磊介绍了氢气产业链、化石能源制氢、工业副产制氢、电解水制氢、可再生氢供应结构切换节点测算、氢能价格体系等内容。 氢气产业链：从大炼化原料到新能源基材 化石能源制氢简介：中国特色煤制氢道路成熟 化石能源制氢①：资源受限 天然气重整难成气候 化石能源制氢②：中国特色 规模化水煤浆制氢路线 工业副产品制氢简介：当前市场的过渡期选择 增量空间受限上游规模 炼化工业锦上添花 吸附提纯技术成熟 我国是炼化大国，炼油、炼焦等产能均居世界第一，为副产制氢上量奠定基础。 工业副产制氢回收炼化过程中的富氢气体，通过变压吸附法（PSA）纯化氢气，该技术成熟，设备国产化程度高，成本低，无直接碳排放。 化工副产制氢成本测算①：轻烃利用制氢 ►项目简介及核心假设： 项目隶属于中石化石家庄炼化分公司，主营产品包括汽油、柴油、航空煤油、聚丙烯等30多个品种。提纯后氢气可送入柴油加氢装置，或作为重整制氢原料。 原料气体0.5MPa，25℃，流速为17200标方/小时，综合含氢量为55.8%。 项目投资2899万元，固定资产折旧10年。耗材、人工、杂费等成本占比约为5%。 回收设施生产负荷为80%，运行时间约为8000小时/年。 在原料气体成本0.25元/立方，氢气收率85%的情况下，制氢成本为1.60元/标方，折17.8元/公斤。 ►项目简介及核心假设： 项目隶属于中石化石家庄炼化分公司，主营产品包括汽油、柴油、航空煤油、聚丙烯等30多个品种。提纯后氢气可送入柴油加氢装置，或作为重整制氢原料。 原料气体0.5MPa，25℃，流速为17200标方/小时，综合含氢量为55.8%。 项目投资2899万元，固定资产折旧10年。耗材、人工、杂费等成本占比约为5%。 回收设施生产负荷为80%，运行时间约为8000小时/年。 假设原料气体成本在0.15-0.35元/立方，氢气收率在75%-100%，则轻烃利用制氢成本在0.98-2.32元/标方，折10.98-25.98元/吨。 化工副产制氢成本测算②：氯碱尾气制氢 ►项目简介及核心假设： 湖北葛化中极氢能源有限公司年产2400万m3氯碱尾气副产氢示范项目 项目建设投资5000万元。固定费用包括项目投资、人工费用、管理费用、催化剂等费用。变动费用包括原料气、电、水。 氯碱尾气成本（c）范围在0.6-1.0元/立方。 回收系统收率（γ）在70%-85% 中极能源测算得，在生产负荷为80%时，制氢成本为1.20-1.90元/标方，折13.44-21.28元/公斤。 电解水制氢：清洁氢能供应最佳答案 多重技术路线静待花开 绿电电解水模式成本具备竞争力 共通假设： (1) 设备价格参考2023年大安风光制氢项目，安装、土建等其他固定投资200万元，折旧10年； (2) 外购电电价0.6元/度，光伏发电成本0.34元/度，外购电的情况下，工作时间为8000小时/年，绿电情况下，工作时间4000小时/年； (3) 碱性电解水电解质污水处理假设2元/千克H2, 采用绿电时，工作效率仅为PEM电解池的95%。 (4) 国家能源局规定，火电碳排放量为0.57吨CO 2 /兆瓦时，假设碳排放费用100元/吨CO 2 。 可再生氢行业规模预测 分技术路线制氢成本回顾及降本突破点 ►化石能源制氢成本基本定型，碳排放成本的上行，及CCUS技术的推广都将使得化石能源制氢（灰氢+蓝氢）成本上行。 ►化工副产制氢成本中等，直接碳排少，短期规模快速扩张，但化工过程本身排碳，成长天花板由化工产品产能限制。 ►绿氢（电解水）路线将是中长期的必然选择： 碱性电解槽规模化效应及PEM电解槽部件国产化替代；绿电价格仍有下降空间；长期国内碳排放费用达发达国家水平。 制氢成本变动赋能技术换代①：电解水设备支出压缩 电解槽降本势在必行，根据以下假设，2038年附近绿电制氢项目采用PEM更具经济性。 ►2023年9月，中国产业发展促进会氢能分会指出，预计10年内电解水制氢综合成本将下降50%以上。协会测算，2022年碱性、PEM电解槽设备折旧分别为5.04、17.54元/千克，但考虑目前电解槽价格，已低于协会预期。 ►碱性电解槽零部件国产化基本完成，电流密度有待优化，预计2030年碱性电解槽价格逐年下降至3500元/（标方/小时），单位电耗4度/标方。 ►PEM电解池材料国产化于2035年附近完成，2020-2030年间，PEM单位电耗较碱性低0.1度。 ►外购电价格稳定在0.6元/度，自备绿电成本2025年达0.25元/度，2050年达0.1元/度。 ►2022年碱性电解槽出货量是PEM的24倍。假设碱性+PEM在电解水领域渗透率在95%，PEM经济性超越碱性电解槽时，PEM渗透率超50%。 ►通过渗透率，算出2023年市场平均电解水成本22.6元/吨，2030年、2040年、2050年、2060年分别为12.3 、9.8、8.2、7.9元/公斤。 制氢成本变动赋能技术换代②：碳排放费用上行加速绿氢渗透 我国碳排费用终将到达发达国家水平，根据以下假设，电解水成本优势超越其他制氢方式时，绿氢渗透率高增。 ►工业副产制氢间接排碳，假设为5公斤 CO2/公斤 H2。各产品原料、电费、碳排放量参照前文测算。除电解水外，其他制氢方式耗电不多，故不考虑绿电价格下行对制氢成本的影响。 ►欧洲碳排放CFD价格在81-94欧元/吨 CO2，折600-1000元/吨 CO2，平均800元/吨，以此基准作为发达国家碳排水平。 ►保守情况2035年绿氢市占率突破：2020-2030年，考虑我国工业绿色转型起步，碳排费用从发达国家的5%上升至10%。2030-2050年，我国绿色能源技术不断突破，为激励绿色能源普及，碳排费用水平从发达国家的10%上升25%，2050-2060年我国碳排费用达发达国家60%。 ►乐观情况2028年绿氢市占率突破：2020-2060年碳排费用平均上涨，2060年达发达国家水平。 氢能价格体系建立 SMM以定价为核心基石 协同会展、研究院等产业链纵深服务 SMM价格体系建设 致力于降低企业交易成本 SMM价格：不是帮助企业通过价格投机盈利的工具。 SMM价格：帮助企业规避原材料、产品销售价格波动的风险，从而稳定利润，稳定生产，降低交易成本。 SMM现货价格体系方法论基本构成

SMM10月27日讯：在上海有色网信息科技股份有限公司（简称：SMM）主办的 CHFC 2023（第三届）SMM氢能及燃料电池产业年会 上，SMM CEO范昕 、 氢能研究院院长刘小磊 、 VP姜小波 正式宣布成立氢能研究院！ 当前正处于能源转型的关键时期，随着全球对可再生能源需求的不断增加，氢能作为一种清洁、高效的能源形式，逐渐受到了各国的青睐。尤其是在新能源汽车、电力、工业等领域，氢能的应用潜力巨大。 SMM以成立氢能研究院为契机，利用自身丰富的经验和资源优势、强大的产业链整合能力，以及数据采集、分析、研究等方面的深厚积累，积极投身氢能产业的发展浪潮中，为氢能研究院提供有力的支持，提高氢能产业的效率、降低成本，进一步提升市场竞争力，为中国的能源转型和绿色发展做出积极贡献！ 行业背景方面，氢能产业的发展前景十分广阔。随着全球对可再生能源的需求不断增加，氢能作为一种清洁、高效的能源形式，逐渐受到了各国的青睐。尤其是在新能源汽车、电力、工业等领域，氢能的应用潜力巨大。上海有色网成立氢能研究院，正是看中了这一市场潜力，希望在此领域寻求新的增长点。 SMM在信息科技领域有着丰富的经验和资源优势。作为一家专注于能源、有色金属等大宗商品的信息科技公司，SMM在数据采集、分析、研究等方面有着深厚的积累。这些经验和技术优势，可以为氢能研究院提供有力的支持，帮助公司在氢能领域取得突破。 此外，SMM还具备强大的产业链整合能力。在成立氢能研究院的同时，公司还计划与相关企业合作，共同打造完整的氢能产业链。从制氢、储运氢到用氢，涵盖了整个氢能产业的核心环节。这种产业链的整合能力，将有助于提高氢能产业的效率和降低成本，进一步提升市场的竞争力。 对于SMM来说，成立氢能研究院不仅是对未来市场趋势的积极响应，更是自身发展的一次重要战略布局。通过此次涉足氢能领域，公司不仅能够拓展新的业务领域，还可以利用自身优势为氢能产业的发展提供有力支持，推动中国能源结构的优化和转型。 在当前的能源转型关键时期，SMM以成立氢能研究院为契机，积极投身氢能产业的发展浪潮中。这将为其带来新的发展机遇和市场空间，同时也为中国的能源转型和绿色发展做出积极贡献。 总的来说，SMM成立氢能研究院是公司在能源信息科技领域探索多元化发展的一次重要尝试。凭借对市场趋势的敏锐洞察和自身的技术优势，SMM有望在氢能领域取得突破并实现新的增长。对于整个氢能产业而言，这一举措也将为产业链的完善和发展注入新的活力，进一步推动中国能源结构的优化和转型。 》【直播】氢能产业机遇、痛点与政策解析 氢能助力交通和工业减碳 中东氢能与CCUS协同发展机遇

SMM10月26日讯：在SMM主办的 CHFC 2023（第三届）SMM氢能及燃料电池产业年会-氢气应用专场 上，SMM咨询顾问郭一宽、丁若宇分别对中国光储氢市场、中东氢能与CCUS协同发展机遇进行了解读。其中，郭一宽主要对中国光伏发展、光储能氢发展、光储氢未来市场展望等进行了解析；丁若宇分析了中东及北非地区的政策，介绍了中东及北非地区布局氢能优势、目前氢能的工艺技术发展等内容。 SMM咨询顾问-郭一宽 中国光伏发展概况 中国光储氢市场政策梳理 全球未来光伏市场规模预测 2022年全球光伏新增装机容量约251.1GW，预计2023年全球光伏新增装机容量将达到369.9GW，同比增长47.3%。 基于政府的目标，光伏市场在2027年前都将继续保持强势增长。中国仍然是世界上最大的光伏市场。欧洲和美国市场的装机需求也将继续维持高景气度。巴西、中东和南非地区掌握着优渥的太阳资源，政策的优化和可再生能源加速转型的推动下，同时南非市场严重缺电的背景下，预计该地区国家新增装机将有大幅增长。 中国光储能氢发展分析 解决弃光问题的储+氢方案 中国光储氢未来市场展望 中国光储氢当前挑战与未来发展-储能 大容量 磷酸铁锂正极：预计使用正极补锂等技术突破理论能量密度。 瓶颈：需要的添加剂不稳定，工艺成本高，安全性弱。 长循环 负极材料主导电芯循环性能 发展方向：使用中高硫焦降本，万次循环负极材料研发中。 瓶颈：尚未找到可满足万次循环且实现降本的锂电负极材料。 倍率 电解液：使用LiFSI作为溶质，能够提高倍率，但技术壁垒和原料成本较高，无法满足高性价比的需求。 中国光储氢当前挑战与未来发展-氢能 随着光伏发电规模化建设，持续激励制氢价格下降，预计2050年制氢价格为1.3元/Nm³，较2022年下降52%；成本结构电费将下降至45%，度电成本将不再成为电解水制氢制约因素。 SMM咨询顾问-丁若宇 中东及北非地区的政策分析 目前中东地区的氢能投资项目 中东及北非地区布局氢能优势 （1）土地资源丰富：广阔的沙漠、大量无人居住的土地,丰富的土地资源可以发展可再生资源。 （2）可再生资源丰富：强烈日照、风力强劲，可再生资源的电费较低，以沙特为例，其电费仅为$0.0104/kwh。 （3）储存成本较低：具有储存潜力，25Gt的CO 2 。 （4）当地需求高：中东地区用于汽车行业、冶金行业等能源需求高。 （5）靠近亚洲和欧洲主要需要能源市场。 中东及北非地区绿氢投资规模最高五个国家共计绿氢投资规模为1,800亿美元； 根据国际能源署 (IEA)，到2030年，阿曼将成为中东最大的氢出口国、全球第六大氢出口国。 目前氢能的工艺技术发展 中东及北非地区布局成本优势 据SMM分析，目前绿氢的生产成本主要由三部分构成，其中燃料及电力成本为其主要构成，约占50-90%以上；有用丰富的太阳能资源和陆地风能资源地区可以有效降低这部分成本，例如中东、北非、西拉丁美洲、澳大利亚等地区。 据SMM分析，中东及北非地区生产氢的成本约在2-4美元/kg。据SMM市场预测，至2030年，随着产能增加、技术进步和可再生能源电力成本的持续下降，绿氢的平均成本有望降至1.5-2美元/kg之间。 天然气制氢耦合CCS——灰氢变蓝氢 集成热电联产单元可以同时产生蒸汽和电力供内部使用和向电网输出。利用燃烧前捕集技术，可以从高CO 2 浓度合成气中回收整个工艺排放的大约60%的CO 2 ，其余的可以通过燃烧后捕集技术从转化炉低CO 2 浓度的炉膛废气中回收。 CO 2 捕集所需的能量（用于溶剂再生的蒸汽和用于压缩的电力）通常可以从该工艺单元获取，但会减少输出到电网的电量，并略微增加天然气的使用量。 二氧化碳强化采油技术（CO 2 -EOR）简介 强化采油技术（Enhanced Oil Recovery, EOR）是指向油藏中注入驱油剂或调剖剂，改善油藏及油藏流体的物理化学特性、提高宏观波及效率和微观驱油效率的采油方法，在国内也被成为“三次采油”。 目前全球范围平均的油藏采收率只有30%左右，而使用强化采油技术可以有效提高至60%。 二氧化碳是一种优良的驱油剂，可以和地下原油互相融合混相，具有混相压力低和降低界面张力的特点，可在水驱基础上提高油田采收率5%—15%。 在使用二氧化碳进行强化采油（即CO2-EOR）的过程中，二氧化碳被加压后通过注入井注入地层，在与原油形成混相的同时也驱动原油向开发井流动。用于采油的二氧化碳部分直接残留在地下储层当中；部分随着原油一起被采出，通过分离装置后再注入地下，形成闭环，最终的结果为二氧化碳的永久封存。 据估计，每日约有50万桶原油是利用CO2-EOR技术开采的，占所有使用EOR技术产量的20%。 CCUS的下游应用——绿色甲醇 甲醇是化学工业中的重要产品，主要用于生产甲醛、乙酸和塑料等其他化学品。甲醇的年产量约为9800万吨，几乎全部由化石燃料（天然气或煤炭）生产。 当前甲醇生产和使用生命周期内的排放量约为每年0.3吉吨(Gt)CO 2 （约占化学行业总排放量的10％）。 可使用可再生能源和可再生原料通过两种途径生产可再生甲醇。低排放甲醇可在某些当前选择受到限制的行业脱碳中发挥更大作用-尤其是作为化学工业原料或公路或海上运输燃料。 IMO： 国际船运行业碳排放量超10亿吨，占全球的2-3%，船运减碳迫切。2012-2018年，国际海运碳强度降低约11%，但温室气体年排放量从9.77亿吨增至10.76亿吨。 为加速航运业脱碳，今年7月，IMO海上环境保护委员会第80届会议通过《2023年IMO船舶温室气体（GHG）减排战略》，进一步收紧国际航运温室气体减排要求，明确应尽快实现国际航运温室气体排放达峰，并考虑不同国情，在2050年前或2050年左右实现净零排放。 已经有许多公司、行业组织和区域法规制定者制定了到2030年使用船用替代燃料的目标。比如马士基（Maersk）表示到2030年25%的货物运输使用绿色燃料；再例如美国打造的“先行者联盟”，要求承运人到2030年，至少5%的深海航运使用零排放燃料。 EU-ETS： ►从2024年开始，欧盟会分阶段将往返于欧盟港口的船舶温室气体排放纳入欧盟碳市场管控 •船舶运营商需要在2025年上缴其2024年度排放量40%的等量欧盟碳配额（EUA），在2026年上缴2025年度排放量70%的等量欧盟碳配额，在2027年上缴2026年度全部排放量的等量欧盟碳配额。 • 2024-2025年，欧盟碳市场将只纳入航运业的二氧化碳排放；从2026年开始，欧盟碳市场将纳入航运业的氮氧化物、煤烟和甲烷排放。 •欧盟内部的航行排放将全部被纳入欧盟碳市场管理，而欧盟港口到非欧盟国家港口航程的一半航行排放将被纳入欧盟碳市场管理。 ►EU-ETS正对国际航运业产生重要影响，船公司加速甲醇船订造。 中东相对地区发展CCUS的优势 投资国家选择：沙特、卡塔尔、阿联酋CCUS发展潜力较大 中东地区CCUS的潜在盈利模式：CCUS+碳资产开发或将成为可能 ►“碳抵消”是指用于减少温室气体排放源或增加温室气体吸收汇，用来实现补偿或抵消其他排放源产生温室气体排放的活动。通过碳抵消项目实现的温室气体减排量经过核证后成为碳减排量，可自由交易。控排企业或有志于实现碳减排/碳中和的企业或组织的碳排放通过购买这些碳减排量来抵消自身碳排放，满足自身企业社会责任。 ►根据碳抵消产生方式以及机制的管理方法，可将碳抵消机制分为三类： 国际性碳抵消机制：由国际气候条约制约的机制，由国际机构管理，如清洁发展机制（CDM）、联合履约机制（JI）等； 独立性碳抵消机制：不受任何国家法规或国际条约约束的机制，由独立第三方组织，通常是非政府组织管理，如黄金标准（GS）、核证碳标准（VCS）、全球碳委员会（GCC）等； 区域地方碳抵消机制：由各自辖区内立法机构管辖，各级政府进行管理的机制，如我国的核证自愿减排量（CCER）、碳普惠（PHCER）、FFCER、CQCER等。

SMM10月26日讯：在SMM主办的 CHFC 2023（第三届）SMM氢能及燃料电池产业年会-氢气应用专场 上，SMM咨询顾问郭一宽、丁若宇分别对中国光储氢市场、中东氢能与CCUS协同发展机遇进行了解读。其中，郭一宽主要对中国光伏发展、光储能氢发展、光储氢未来市场展望等进行了解析；丁若宇分析了中东及北非地区的政策，介绍了中东及北非地区布局氢能优势、目前氢能的工艺技术发展等内容。 SMM咨询顾问-郭一宽 中国光伏发展概况 中国光储氢市场政策梳理 全球未来光伏市场规模预测 2022年全球光伏新增装机容量约251.1GW，预计2023年全球光伏新增装机容量将达到369.9GW，同比增长47.3%。 基于政府的目标，光伏市场在2027年前都将继续保持强势增长。中国仍然是世界上最大的光伏市场。欧洲和美国市场的装机需求也将继续维持高景气度。巴西、中东和南非地区掌握着优渥的太阳资源，政策的优化和可再生能源加速转型的推动下，同时南非市场严重缺电的背景下，预计该地区国家新增装机将有大幅增长。 中国光储能氢发展分析 解决弃光问题的储+氢方案 中国光储氢未来市场展望 中国光储氢当前挑战与未来发展-储能 大容量 磷酸铁锂正极：预计使用正极补锂等技术突破理论能量密度。 瓶颈：需要的添加剂不稳定，工艺成本高，安全性弱。 长循环 负极材料主导电芯循环性能 发展方向：使用中高硫焦降本，万次循环负极材料研发中。 瓶颈：尚未找到可满足万次循环且实现降本的锂电负极材料。 倍率 电解液：使用LiFSI作为溶质，能够提高倍率，但技术壁垒和原料成本较高，无法满足高性价比的需求。 中国光储氢当前挑战与未来发展-氢能 随着光伏发电规模化建设，持续激励制氢价格下降，预计2050年制氢价格为1.3元/Nm³，较2022年下降52%；成本结构电费将下降至45%，度电成本将不再成为电解水制氢制约因素。 SMM咨询顾问-丁若宇 中东及北非地区的政策分析 目前中东地区的氢能投资项目 中东及北非地区布局氢能优势 （1）土地资源丰富：广阔的沙漠、大量无人居住的土地,丰富的土地资源可以发展可再生资源。 （2）可再生资源丰富：强烈日照、风力强劲，可再生资源的电费较低，以沙特为例，其电费仅为$0.0104/kwh。 （3）储存成本较低：具有储存潜力，25Gt的CO 2 。 （4）当地需求高：中东地区用于汽车行业、冶金行业等能源需求高。 （5）靠近亚洲和欧洲主要需要能源市场。 中东及北非地区绿氢投资规模最高五个国家共计绿氢投资规模为1,800亿美元； 根据国际能源署 (IEA)，到2030年，阿曼将成为中东最大的氢出口国、全球第六大氢出口国。 目前氢能的工艺技术发展 中东及北非地区布局成本优势 据SMM分析，目前绿氢的生产成本主要由三部分构成，其中燃料及电力成本为其主要构成，约占50-90%以上；有用丰富的太阳能资源和陆地风能资源地区可以有效降低这部分成本，例如中东、北非、西拉丁美洲、澳大利亚等地区。 据SMM分析，中东及北非地区生产氢的成本约在2-4美元/kg。据SMM市场预测，至2030年，随着产能增加、技术进步和可再生能源电力成本的持续下降，绿氢的平均成本有望降至1.5-2美元/kg之间。 天然气制氢耦合CCS——灰氢变蓝氢 集成热电联产单元可以同时产生蒸汽和电力供内部使用和向电网输出。利用燃烧前捕集技术，可以从高CO 2 浓度合成气中回收整个工艺排放的大约60%的CO 2 ，其余的可以通过燃烧后捕集技术从转化炉低CO 2 浓度的炉膛废气中回收。 CO 2 捕集所需的能量（用于溶剂再生的蒸汽和用于压缩的电力）通常可以从该工艺单元获取，但会减少输出到电网的电量，并略微增加天然气的使用量。 二氧化碳强化采油技术（CO 2 -EOR）简介 强化采油技术（Enhanced Oil Recovery, EOR）是指向油藏中注入驱油剂或调剖剂，改善油藏及油藏流体的物理化学特性、提高宏观波及效率和微观驱油效率的采油方法，在国内也被成为“三次采油”。 目前全球范围平均的油藏采收率只有30%左右，而使用强化采油技术可以有效提高至60%。 二氧化碳是一种优良的驱油剂，可以和地下原油互相融合混相，具有混相压力低和降低界面张力的特点，可在水驱基础上提高油田采收率5%—15%。 在使用二氧化碳进行强化采油（即CO2-EOR）的过程中，二氧化碳被加压后通过注入井注入地层，在与原油形成混相的同时也驱动原油向开发井流动。用于采油的二氧化碳部分直接残留在地下储层当中；部分随着原油一起被采出，通过分离装置后再注入地下，形成闭环，最终的结果为二氧化碳的永久封存。 据估计，每日约有50万桶原油是利用CO2-EOR技术开采的，占所有使用EOR技术产量的20%。 CCUS的下游应用——绿色甲醇 甲醇是化学工业中的重要产品，主要用于生产甲醛、乙酸和塑料等其他化学品。甲醇的年产量约为9800万吨，几乎全部由化石燃料（天然气或煤炭）生产。 当前甲醇生产和使用生命周期内的排放量约为每年0.3吉吨(Gt)CO 2 （约占化学行业总排放量的10％）。 可使用可再生能源和可再生原料通过两种途径生产可再生甲醇。低排放甲醇可在某些当前选择受到限制的行业脱碳中发挥更大作用-尤其是作为化学工业原料或公路或海上运输燃料。 IMO： 国际船运行业碳排放量超10亿吨，占全球的2-3%，船运减碳迫切。2012-2018年，国际海运碳强度降低约11%，但温室气体年排放量从9.77亿吨增至10.76亿吨。 为加速航运业脱碳，今年7月，IMO海上环境保护委员会第80届会议通过《2023年IMO船舶温室气体（GHG）减排战略》，进一步收紧国际航运温室气体减排要求，明确应尽快实现国际航运温室气体排放达峰，并考虑不同国情，在2050年前或2050年左右实现净零排放。 已经有许多公司、行业组织和区域法规制定者制定了到2030年使用船用替代燃料的目标。比如马士基（Maersk）表示到2030年25%的货物运输使用绿色燃料；再例如美国打造的“先行者联盟”，要求承运人到2030年，至少5%的深海航运使用零排放燃料。 EU-ETS： ►从2024年开始，欧盟会分阶段将往返于欧盟港口的船舶温室气体排放纳入欧盟碳市场管控 •船舶运营商需要在2025年上缴其2024年度排放量40%的等量欧盟碳配额（EUA），在2026年上缴2025年度排放量70%的等量欧盟碳配额，在2027年上缴2026年度全部排放量的等量欧盟碳配额。 • 2024-2025年，欧盟碳市场将只纳入航运业的二氧化碳排放；从2026年开始，欧盟碳市场将纳入航运业的氮氧化物、煤烟和甲烷排放。 •欧盟内部的航行排放将全部被纳入欧盟碳市场管理，而欧盟港口到非欧盟国家港口航程的一半航行排放将被纳入欧盟碳市场管理。 ►EU-ETS正对国际航运业产生重要影响，船公司加速甲醇船订造。 中东相对地区发展CCUS的优势 投资国家选择：沙特、卡塔尔、阿联酋CCUS发展潜力较大 中东地区CCUS的潜在盈利模式：CCUS+碳资产开发或将成为可能 ►“碳抵消”是指用于减少温室气体排放源或增加温室气体吸收汇，用来实现补偿或抵消其他排放源产生温室气体排放的活动。通过碳抵消项目实现的温室气体减排量经过核证后成为碳减排量，可自由交易。控排企业或有志于实现碳减排/碳中和的企业或组织的碳排放通过购买这些碳减排量来抵消自身碳排放，满足自身企业社会责任。 ►根据碳抵消产生方式以及机制的管理方法，可将碳抵消机制分为三类： 国际性碳抵消机制：由国际气候条约制约的机制，由国际机构管理，如清洁发展机制（CDM）、联合履约机制（JI）等； 独立性碳抵消机制：不受任何国家法规或国际条约约束的机制，由独立第三方组织，通常是非政府组织管理，如黄金标准（GS）、核证碳标准（VCS）、全球碳委员会（GCC）等； 区域地方碳抵消机制：由各自辖区内立法机构管辖，各级政府进行管理的机制，如我国的核证自愿减排量（CCER）、碳普惠（PHCER）、FFCER、CQCER等。

SMM10月25日讯：在SMM主办的 CHFC 2023（第三届）SMM氢能及燃料电池产业年会-氢能政策与实践专场 上，SMM氢能研究院院长刘小磊介绍了氢气产业链、化石能源制氢、工业副产制氢、电解水制氢、可再生氢供应结构切换节点测算、氢能价格体系等内容。 氢气产业链：从大炼化原料到新能源基材 化石能源制氢简介：中国特色煤制氢道路成熟 化石能源制氢①：资源受限 天然气重整难成气候 化石能源制氢②：中国特色 规模化水煤浆制氢路线 工业副产品制氢简介：当前市场的过渡期选择 增量空间受限上游规模 炼化工业锦上添花 吸附提纯技术成熟 我国是炼化大国，炼油、炼焦等产能均居世界第一，为副产制氢上量奠定基础。 工业副产制氢回收炼化过程中的富氢气体，通过变压吸附法（PSA）纯化氢气，该技术成熟，设备国产化程度高，成本低，无直接碳排放。 化工副产制氢成本测算①：轻烃利用制氢 ►项目简介及核心假设： 项目隶属于中石化石家庄炼化分公司，主营产品包括汽油、柴油、航空煤油、聚丙烯等30多个品种。提纯后氢气可送入柴油加氢装置，或作为重整制氢原料。 原料气体0.5MPa，25℃，流速为17200标方/小时，综合含氢量为55.8%。 项目投资2899万元，固定资产折旧10年。耗材、人工、杂费等成本占比约为5%。 回收设施生产负荷为80%，运行时间约为8000小时/年。 在原料气体成本0.25元/立方，氢气收率85%的情况下，制氢成本为1.60元/标方，折17.8元/公斤。 ►项目简介及核心假设： 项目隶属于中石化石家庄炼化分公司，主营产品包括汽油、柴油、航空煤油、聚丙烯等30多个品种。提纯后氢气可送入柴油加氢装置，或作为重整制氢原料。 原料气体0.5MPa，25℃，流速为17200标方/小时，综合含氢量为55.8%。 项目投资2899万元，固定资产折旧10年。耗材、人工、杂费等成本占比约为5%。 回收设施生产负荷为80%，运行时间约为8000小时/年。 假设原料气体成本在0.15-0.35元/立方，氢气收率在75%-100%，则轻烃利用制氢成本在0.98-2.32元/标方，折10.98-25.98元/吨。 化工副产制氢成本测算②：氯碱尾气制氢 ►项目简介及核心假设： 湖北葛化中极氢能源有限公司年产2400万m3氯碱尾气副产氢示范项目 项目建设投资5000万元。固定费用包括项目投资、人工费用、管理费用、催化剂等费用。变动费用包括原料气、电、水。 氯碱尾气成本（c）范围在0.6-1.0元/立方。 回收系统收率（γ）在70%-85% 中极能源测算得，在生产负荷为80%时，制氢成本为1.20-1.90元/标方，折13.44-21.28元/公斤。 电解水制氢：清洁氢能供应最佳答案 多重技术路线静待花开 绿电电解水模式成本具备竞争力 共通假设： (1) 设备价格参考2023年大安风光制氢项目，安装、土建等其他固定投资200万元，折旧10年； (2) 外购电电价0.6元/度，光伏发电成本0.34元/度，外购电的情况下，工作时间为8000小时/年，绿电情况下，工作时间4000小时/年； (3) 碱性电解水电解质污水处理假设2元/千克H2, 采用绿电时，工作效率仅为PEM电解池的95%。 (4) 国家能源局规定，火电碳排放量为0.57吨CO 2 /兆瓦时，假设碳排放费用100元/吨CO 2 。 可再生氢行业规模预测 分技术路线制氢成本回顾及降本突破点 ►化石能源制氢成本基本定型，碳排放成本的上行，及CCUS技术的推广都将使得化石能源制氢（灰氢+蓝氢）成本上行。 ►化工副产制氢成本中等，直接碳排少，短期规模快速扩张，但化工过程本身排碳，成长天花板由化工产品产能限制。 ►绿氢（电解水）路线将是中长期的必然选择： 碱性电解槽规模化效应及PEM电解槽部件国产化替代；绿电价格仍有下降空间；长期国内碳排放费用达发达国家水平。 制氢成本变动赋能技术换代①：电解水设备支出压缩 电解槽降本势在必行，根据以下假设，2038年附近绿电制氢项目采用PEM更具经济性。 ►2023年9月，中国产业发展促进会氢能分会指出，预计10年内电解水制氢综合成本将下降50%以上。协会测算，2022年碱性、PEM电解槽设备折旧分别为5.04、17.54元/千克，但考虑目前电解槽价格，已低于协会预期。 ►碱性电解槽零部件国产化基本完成，电流密度有待优化，预计2030年碱性电解槽价格逐年下降至3500元/（标方/小时），单位电耗4度/标方。 ►PEM电解池材料国产化于2035年附近完成，2020-2030年间，PEM单位电耗较碱性低0.1度。 ►外购电价格稳定在0.6元/度，自备绿电成本2025年达0.25元/度，2050年达0.1元/度。 ►2022年碱性电解槽出货量是PEM的24倍。假设碱性+PEM在电解水领域渗透率在95%，PEM经济性超越碱性电解槽时，PEM渗透率超50%。 ►通过渗透率，算出2023年市场平均电解水成本22.6元/吨，2030年、2040年、2050年、2060年分别为12.3 、9.8、8.2、7.9元/公斤。 制氢成本变动赋能技术换代②：碳排放费用上行加速绿氢渗透 我国碳排费用终将到达发达国家水平，根据以下假设，电解水成本优势超越其他制氢方式时，绿氢渗透率高增。 ►工业副产制氢间接排碳，假设为5公斤 CO2/公斤 H2。各产品原料、电费、碳排放量参照前文测算。除电解水外，其他制氢方式耗电不多，故不考虑绿电价格下行对制氢成本的影响。 ►欧洲碳排放CFD价格在81-94欧元/吨 CO2，折600-1000元/吨 CO2，平均800元/吨，以此基准作为发达国家碳排水平。 ►保守情况2035年绿氢市占率突破：2020-2030年，考虑我国工业绿色转型起步，碳排费用从发达国家的5%上升至10%。2030-2050年，我国绿色能源技术不断突破，为激励绿色能源普及，碳排费用水平从发达国家的10%上升25%，2050-2060年我国碳排费用达发达国家60%。 ►乐观情况2028年绿氢市占率突破：2020-2060年碳排费用平均上涨，2060年达发达国家水平。 氢能价格体系建立 SMM以定价为核心基石 协同会展、研究院等产业链纵深服务 SMM价格体系建设 致力于降低企业交易成本 SMM价格：不是帮助企业通过价格投机盈利的工具。 SMM价格：帮助企业规避原材料、产品销售价格波动的风险，从而稳定利润，稳定生产，降低交易成本。 SMM现货价格体系方法论基本构成

SMM10月26日讯：在SMM主办的 CHFC2023（第三届）SMM氢能及燃料电池产业年会-氢气应用专场 上，浙江吉利动力总成研究院新技术开发部前瞻技术负责人马俊杰介绍了绿色能源碳排放、全球氢能政策趋势、氢内燃机的优势等内容。 碳中和背景 改善环境是全球各国的诉求；各国已提出了明确的碳中和目标。 绿色能源碳排放 交通行业是碳排放的重头；在改善交通行业碳排放方案中，合成燃料是行业共同关注的主要方向之一；在众多的合成燃料方案里，氢的改善效果是最引人注目的。 氢能生态和应用 氢能生态和应用的研究已在产、学、研各个方面广泛进行。 在道路交通、船舶、航空、工业、电力、供热领域已在示范性运营。 全球氢能政策趋势 全球主要国家均出台了氢能发展政策，2020年基本确立了氢能的战略地位。 中国也于2022年发布了《氢能产业发展中长期规划(2021~2035)》，明确了国家发展氢能的决心。 氢内燃机的机遇 国家发展氢的决心给氢内燃机带来了机遇。 2023年8月国家把氢内燃机纳入了新能源产业发展规划，为氢内燃机应用出台了基础标准。 氢内燃机的优势 氢内燃机成本相比燃料电池有巨大竞争优势，同时可沿用传统内燃机产业链，是氢能在交通领域应用的重要方向。 通用性：氢气发动机可与当前汽油机共线，大部分零部件可实现通用化。 纯度：要求低，无需深度提纯。 成本：装置成本低，和汽柴油机相当。 氢内燃机核心难点 氢内燃机相较传统内燃机主要变化为燃料、喷射方式、燃烧方式等。 氢内燃机开发难点：增压匹配、早燃控制、爆压提升、喷射策略和喷嘴泄漏。 吉利氢内燃机成果 经过多年积累，凭借强大研发实力，吉利氢内燃机率先突破46%热效率，全球领先。 氢能源推广的挑战 氢作为可再生风、光、热最直接的可利用能源，通过克服以下课题，将拥有非常宽广的前景。 吉利甲醇乘用车发展 吉利深耕甲醇汽车开发18年，历经4代的升级，已研发20余款甲醇乘用车型，市场保有量达3万辆，已具备研发、制造和销售全链体系能力。 吉利甲醇商用车发展 乘用车的甲醇技术在吉利远程新能源商用车上也得到了迅速的推广。 远程新能源商用车携手各生态链伙伴，构建起了车、醇、站、货、金融等一体化的绿色甲醇生态。 吉利产品战略 秉承吉利动力新四化战略，2021年推出了新一代产品系列“雷神动力”。雷神动力定位高端，面向全球市场。 吉利醇氢布局 雷神动力将加持包括氢、甲醇在内的合成燃料进行动力产品的碳中和布局，推动可持续发展。

SMM10月25日讯：在SMM主办的 CHFC 2023（第三届）SMM氢能及燃料电池产业年会-氢能制加储运专场 上，卧龙电气驱动集团有限公司中央研究院氢能技术总监周祖平介绍了制氢及技术情况、AEM技术及案例、制氢电源及案例等内容。 市场及行业情况 政策大背景 2020年9月22日，中国在第七十五届联合国大会一般性辩论上郑重宣布：将采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值后，努力争取2060年前实现碳中和。随后，英国、加拿大等在1990年已实现碳达峰的国家纷纷作出2050年实现碳中和的承诺。 为实现这一承诺，中国陆续发布重点领域和重点行业实施方案、出台保障措施。聚焦发改委等部门联合印发的《十四五”现代能源体系规划》，基于“1+N政策框架，系统性推进“碳达峰”、“碳中和”工作，落实碳达峰行动方案，发展绿色相关产业现已成为重点投资领域。 绿氢背景和产业现状 1.目前阶段电解水制氢占比仅有1% 根据中国煤炭工业协会数据，2021年我国氢气产能约4000万吨/年，产量3300万吨，各制氢技术占比分别为：煤制氢63.6%，天然气制氢13.8%，工业副产制氢21.2%，电解水1%（不都是绿电）。目前制氢业每年共排放约3.6亿吨二氧化碳。 2.大力发展零排放的绿氢，是实现“碳达峰”、“碳中和”的重要路径。 到2060年，我国氢能需求预计达1.3亿吨，其中工业需求占主导地位，占比约60%，交通运输领域将逐年扩大规模达到31%。在制氢端，2060年绿氢能源占比达70%。 3.发展绿氢，障国家能源安全。 氢能是未来国家能源体系的组成部分，氢能可以促进更高份额的可再生能源发展，有效减少我国对油气的进口依存度。 氢能储能和其他储能特性对比 氢储能的优点：功率范围跨度大，从kW级一直到GW级都可以实现；存储周期长，适合于从小时到数周的存储时间尺度。 中国市场前景 中国氢能联盟研究院预测，2030年中国电解水制氢将会达到100GW装机容量。2050年中国电解水制氢达到500GW装机容量。 光伏行业预测，到2025年，光伏发电成本会达到0.2元/kWh，在此电价成本下，绿氢的成本将会和蓝氢相当，接近灰氢，市场竞争力会明显提升。 欧洲市场前景 欧洲氢能产业界正计划通过扩大绿氢产业规模、提高制氢效率，进一步降低成本，到2030年使欧洲绿氢产能达到440万吨，占欧洲氢能消费量的25%，从而让绿氢在欧洲逐渐成为主流。 美国市场前景 2022年9月美国能源部发布《国家清洁氢战略与路线图》（草案）。该路线图全面概述美国氢气生产、储运和应用的潜力，阐述清洁氢将如何助力美国脱碳和经济发展目标。 美国能源部的目标是将清洁氢的生产增加到2030年的1000万吨/年，2040年2000万吨/年，2050年5000万吨/年。 2021年6月启动的Hydrogen Shot目标是在10年内实现1公斤清洁氢生产成本降至1美元。 制氢及技术情况 主要制氢技术路线 氢气的制取主要有三种主流的技术路线： 灰氢：以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢； 蓝氢：以焦炉煤气、 氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产物提纯制氢； 绿氢：以新能源电解水制氢为代表的可再生能源制氢。 2021年中国可再生能源弃电量统计 新能源弃电应用于制氢是一个典型的应用，显然目前400亿左右千瓦时的弃电量满足不了中国绿氢的用电需求。随着新能源发电成本的降低，制氢设备成本降低，绿氢的价格在2025年会接近，2030年会低于蓝氢。必将会促进建设更多的风电，光伏和核电等清洁能源发电用于制氢。带动了整个新能源行业的发展。 AEM技术及案例 卧龙Enapter战略合作 2023年初，卧龙集团与德国Enapter公司签署了合作备忘录，在中国建立AEM 电解槽工厂，结合双方的优势，致力于提供AEM水电解制氢设备和系统解决方案，并率先建设小型AEM氢能综合能源应用示范系统。 产品型谱 标准化、可灵活叠加扩展、分组系统控制的绿色制氢系统。 动态响应快，适用于新能源制氢。 搭载高效便捷安全的监控系统，可在几分钟内完成设置，并可进行远程控制和管理。 模块工作组合方式 Enapter的专利阴离子交换膜 ( 电解槽是一种标准化的，可堆叠的和灵活的现场制氢系统。模块化设计-集成了先进的软件系统，使得几分钟内就能完成配置，实现远程控制和管理。通过多个电解槽堆叠起来达到所需的氢气制备流量。 卧龙基于AEM的新能源制氢系统解决方案 卧龙发挥自身在光伏、交直流微电网、制氢电源系统和EMS系统的技术和产业化优势，结合AEM电解槽，为国内用户提供全套的新能源制氢系统解决方案。 氢能发电备用电源 跨国科技公司Wilo建造了绿色氢能电站，给Wilo总部和工厂提供应急备用电源。该电站可满足2天的电能自给。该氢能电站由四个核心组成部分： ⚫智能工厂屋顶上的光伏系统。 ⚫使用光伏发电的96个AEM电解槽群创造绿色氢。 ⚫29.8m储氢罐，实现短期到长期储能。 ⚫提燃料电池将氢在需要时转化为电能。 ⚫模块化系统应能生产多达10吨的绿色氢，电解过程释放的废热也可直接在现场使用。 制氢电源及案例 卧龙氢压机系统解决方案 氢气压缩机是加氢站的三大核心部件之一，相较于活塞式压缩，隔膜压缩机具备压缩过程中不受污染、压缩过程无泄漏、压缩比大、排气压力高等特点，因此，常用的氢气压缩设备为隔膜式压缩机。 当前氢气压缩机国产化比例正在逐步提高，卧龙集团与国内多家压缩机厂家达成合作，提供氢气压缩机所用的电机、变频等驱控产品，也可以提供全套氢气压缩机系统。 卧龙制氢电气撬系统 ⚫一体化制氢电气撬系统，适用于新能源分布式制氢，电解槽测试平台等场景。 ⚫集成了高开柜、变压器、电源、热管理系统和二次辅机供电系统。既能适配碱性电解槽又能适配PEM 电解槽。 ⚫无需外部提供二次供电电源，非常适合于配电条件较差的新能源分布式制氢。