全球最大的石油生产国沙特阿拉伯正在探索经济多元化和发展国内汽车产业的新途径，其中之一就是希望成为电动汽车电池的重要制造中心。 当地时间周三（11月8日），沙特投资大臣哈立德·法利赫 (Khalid Al-Falih) 在接受媒体采访时表示，作为打造中东汽车制造中心计划的下一步，该国正在考虑投资生产电动汽车电池和制造氢动力汽车。 法利赫说道：“下一步是供应链，希望电动汽车电池能成为制造供应链的关键机会。”沙特正致力于开发可再生能源和电池化学品所需的矿产，并制定了到2030年年产50万辆电动汽车的目标。 据了解，沙特王储穆罕默德·本·萨勒曼正努力推动沙特经济多元化发展，以减少对石油的过度依赖。目前该计划处于初步阶段，沙特超过90%的出口仍然是石油及其衍生产品。 为实现这一目标，沙特主权财富基金“公共投资基金”（PIF）两周前与全球知名轮胎供应商倍耐力签署合资协议，将在沙特利雅得建设轮胎制造工厂，预计2026年投产，合资公司的总投资近5.5亿美元。 同一周，韩国现代汽车集团也与PIF签署合资协议，将在沙特建立汽车制造工厂，项目总投资预计超过5亿美元。两个月前，美国电动汽车制造商Lucid位于沙特的第一家国际工厂已开工建设，目标年产15.5万辆汽车。 作为吸引外企努力的一部分，沙特将从2024年开始停止与区域总部设在沙特以外国家的公司、机构或主权基金等签署政府合同。但这一规定不会影响外国企业与投资者进入沙特市场或与沙特私营企业开展合作。 沙特原先设定的目标是到今年年底，让160家跨国企业立足沙特开展中东业务。对此，法利赫最新透露，目前已向企业发放了多达180份许可证明。 “速度正在加快，每周有10家新公司获得许可。”他补充称，除了工业企业，一些银行也已经将沙特作为区域总部。 法利赫还表示，考虑到沙特提供的机会，他并不担心地缘冲突导致投资暂停，“人们观察各地后，会发现沙特是最好的投资目的地。”

氢气在石油炼化、化工及精细化工、金属冶炼、电子工业、半导体、浮法玻璃等超过17个行业中使用，应用领域十分广泛，其中大部分的氢气在生产中都是以公辅工程的角色出现，随制随用、中间存储量不大、负荷任意调节，在工业领域已经形成自己的体系。 同时氢气热值高、来源广泛，且清洁无碳排放即氢气与氧气反应生成水、水电解又可以生产氢气和氧气。因此氢能作为高效、清洁的二次能源，优势突出，越来越收到重视。 1 我国当前车用氢气需求不足2万吨/年 1.1 我国氢气产量和用途 根据中国氢能联盟统计，2019年中国氢气产量约为3342万吨，其中，氢气作为独立组分而存在（非合成气或者混合气体中含氢）、达到工业氢气质量标准的产量约为1250万吨。在消费端合成氨、合成甲醇、炼化与化工是氢气前三大用途，作为燃料进行燃烧提供热值等是第四大用途，应用在电子工业、浮法玻璃、精细化工等领域的工业纯氢50万吨、约占1.5%，为氢燃料电池汽车提供能源的氢气不足2万吨。工业纯氢和燃料电池用氢占比不高，却是对氢气纯度及杂质含量要求最高的。 1.2 各种制氢方式获得的原料气组成 不同的制氢方式得到的氢气纯度和杂质各不相同，各个应用领域对氢气的要求也不尽相同。因此从氢气的制取到应用需要经过纯化这一中间环节。 1.3 各个应用领域对氢气的要求 在合成氨、甲醇的生产中，为防止催化剂中毒，保证产品质量，原料气中硫化物等毒物必须预先去除，使杂质含量降低至符合要求。炼厂用氢的纯度和压力对加氢处理单元的设计和操作有着显著的影响。通常炼厂基于经济性、操作灵活性、可靠性以及易于未来流程拓展的原则来选取合适的氢气分离技术。 在冶金和陶瓷工业，氢气可用于有色金属（钛、钨、钼等）的还原制取，防止金属或陶瓷（TiO2、Al2O3、BeO等）材料在高温煅烧时被烧结或被氧化；在玻璃工业，氢气可防止锡槽中的液态锡被氧化而增加锡耗；在半导体工业，氢气可用于晶体和衬底的制备、氧化、退火、外延、干蚀刻以及化学气相沉积工序。由于氢气与上述行业中产品直接接触，氢气的纯度和杂质含量普遍要求较高，目前大多数厂家采用电解水制氢或外购高纯氢等方式来满足生产需求。很多对氢气纯度和杂质要求极为苛刻的厂家还配置了氢气纯化器进一步纯化氢气。 近年来，质子交换膜燃料电池得到了快速的发展，硫化物、CO与催化剂铂的吸附性比氢更强，优先于氢气占据催化剂表面的活性位点且不易脱除，造成催化剂中毒，使燃料电池的寿命和性能大幅度降低。除了要求氢气的纯度达到99.97%外，对CO、硫化物等杂质要求苛刻。 1.4 我国氢气标准规范 针对不同的氢气制备方法和应用行业要求，国内外不同标准化机构制定了相应的氢气品质标准，国内主要的相关规范如下表。 2氢气纯化方法 2.1 氢气纯化方法主要分为物理法、化学法和膜分离法。 2.1.1 变压吸附法（PSA） 目前工业上大多采用物理法中的变压吸附法（PSA）提纯氢气，也是目前最成熟的氢气提纯技术，可以得到纯度为99.999%的氢气。PSA分离技术的基本原理是基于在不同压力下，吸附剂对不同气体的选择性吸附能力不同，利用压力的周期性变化进行吸附和解吸，从而实现气体的分离和提纯。根据原料气中不同杂质种类，吸附剂可选取分子筛、活性炭、活性氧化铝等。近年来，PSA技术逐渐完善，通过增加均压次数，可降低能量消耗；采用抽空工艺，氢气的回收率可提高到95%~97%。 2.1.2 深冷分离法 物理法中的深冷分离法是利用原料气中不同组分的相对挥发度的差异来实现氢气的分离和提纯。与甲烷和其他轻烃相比，氢具有较高的相对挥发度。随着温度的降低，碳氢化合物、二氧化碳、一氧化碳、氮气等气体先于氢气凝结分离出来。深冷分离法的成本高，对不同原料成分处理的灵活性差，有时需要补充制冷，通常适用于含氢量比较低且需要回收分离多种产品的提纯处理。 2.1.3 金属钯膜扩散法 金属钯膜扩散法的原理是基于钯膜对氢气有良好的选择透过性。在300~500℃下，氢吸附在钯膜上，并电离为质子和电子。在浓度梯度的作用下，氢质子扩散至低氢分压侧，并在钯膜表面重新耦合为氢分子。由于钯复合膜对氢气有独特的透氢选择性，其几乎可以去除氢气外所有杂质，分离得到的氢气纯度高、回收率高（>99%）。为防止钯膜的中毒失效，钯膜提纯技术对原料气中的CO、H2O、O2等杂质含量要求较高，需预先脱除。此外，钯复合膜的生产成本较高，透氢速度低，无法实现大规模工业化的应用。 2.1.4 金属氢化物分离法 金属氢化物法是利用储氢合金可逆吸放氢的能力提纯氢气。在降温升压的条件下，氢分子在储氢合金（稀土系、钛系、镁系等合金）的催化作用下分解为氢原子，然后经扩散、相变、化合反应等过程生成金属氢化物，杂质气体吸附于金属颗粒之间。当升温减压时，杂质气体从金属颗粒间排出后，氢气从晶格里出来，纯度可高达99.9999%。金属氢化物法同时具有提纯和存储的功能，具有安全可靠、操作简单，材料价格相对较低，产出氢气纯度高等优势，但是金属合金存在容易粉化，释放氢气缓慢、需要较高的温度等问题。 2.1.5 各种氢气纯化方法小结与燃料电池用氢提纯应用 氢气来源复杂、杂质种类繁多，氢气纯化方法的选择与氢气供应规模和气源密切相关。目前国内已建成的燃料电池用氢项目主要使用的是PSA法，相关提纯装置供应商是西南化工院、中国石化等，佳安氢源自主研发了MDP模块化定向除杂技术，可针对氢气中杂质匹配不同的除杂模块。 3燃料电池汽车用氢各国研究现状与比较 欧美日等国家较早的开展了模块化高效的定向氢气纯化技术研究，我国在燃料电池汽车用氢提纯领域，起步较晚，还缺乏系统研究。 美国早在2004年就开始关注燃料电池车用氢气纯化技术。重点研发场景是低成本的小型天然气重整纯化，技术包括高效小型变压吸附技术、有机膜分离、无机膜分离和金属钯膜分离技术。 日本也于2010年开始布局燃料电池车用氢气纯化技术路线。日本的纯化技术发展趋势与其储运氢技术路线相对应，日本主要储运氢方式包括氨载体运输和有机液体运输，因此应用场景更侧重于氨分解重整制氢纯化、有机液体解析氢气纯化，技术包括小型变压吸附分离、膜分离技术。 欧洲天然气管网输氢占比逐渐增加，氢气甲烷高效分离是一个重点研究方向。

广东省发改委等部门表示，为推动广东省氢能产业创新发展，构建绿色低碳产业体系，培育经济发展新动能，根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》《广东省能源发展“十四五”规划》《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（2022-2025年）》等政策，结合广东省实际，经省人民政府同意，提出以下意见。 一、总体要求 （一）指导思想。坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，抢占未来产业发展先机，以建设国家燃料电池汽车示范城市群为重要抓手，以示范应用为牵引，提升氢能产业创新能力，扩大产业规模，统筹产业布局，建设完备的氢气“制、储、输、用”体系，规范氢能产业有序发展，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系作出广东努力、广东贡献。 （二）发展目标。 到2025年，氢能产业规模实现跃升，燃料电池汽车示范城市群建设取得明显成效，推广燃料电池汽车超1万辆，年供氢能力超10万吨，建成加氢站超200座，示范城市群产业链更加完善，产业技术水平领先优势进一步巩固，氢气供应体系持续完善，应用场景进一步丰富，产业核心竞争力稳步提升。 到2027年，氢能产业规模达到3000亿元，氢气“制、储、输、用”全产业链达到国内先进水平；燃料电池汽车实现规模化推广应用，关键技术达到国际领先水平；氢能基础设施基本完善，氢能在能源和储能等领域占比明显提升，建成具有全球竞争力的氢能产业技术创新高地。 二、加大氢能关键核心技术攻关 （三）加强关键核心技术研发。组织实施氢能产业科技成果回溯计划，加快突破关键核心技术短板。重点突破氢气“制、储、输、用”环节关键技术，加大高效率低成本电解水制氢、长距离大规模储运、加氢站关键设备等装备技术攻关力度。加强燃料电池关键材料技术创新，不断提高关键零部件技术创新和产业化水平，持续提升燃料电池可靠性、稳定性、耐久性，进一步提升电堆功率密度。（省科技厅负责） （四）加快推进氢能产业创新平台建设。发挥省实验室等高水平科研机构技术创新优势，重点支持骨干企业创建产业创新中心、工程研究中心、技术创新中心、制造业创新中心、检验检测中心等创新平台。省财政对经认定的国家级创新平台依法依规给予支持。（省科技厅、发展改革委、工业和信息化厅、市场监管局负责） （五）加大研发支持力度。统筹用好国家和省级资金支持燃料电池汽车关键零部件技术创新和产业化。按事后奖补形式，对为广东获得国家示范城市群考核“关键零部件研发产业化”积分的企业给予财政资金奖励，参照国家综合评定奖励积分，原则上每1积分奖励5万元，每个企业同类产品奖励总额不超过5000万元。落实省级首台（套）重大技术装备研制与推广应用政策，对研制生产并实现销售的重大技术装备依法依规予以资金支持。（省发展改革委、工业和信息化厅、科技厅、财政厅负责） （六）创新科技专项支持方式。在省重点领域研发计划中实施新型储能与新能源专项，设立专题支持氢能领域前沿技术研发。完善科技专项资金支持方式，采取公开竞争、“揭榜挂帅”等多种形式设立研发项目，对标国际领先水平，以产业化为导向确定研发目标，支持龙头企业牵头开展燃料电池关键零部件、氢能关键装备、新材料研发和产业化。（省科技厅负责） 三、加快完善氢气供应体系 （七）大力发展电解水制氢。加快提高电解水制氢装备转化效率和单台装备制氢规模，突破制氢环节关键核心技术。鼓励加氢站内电解水制氢，落实蓄冷电价政策，推动利用用电谷段电解水制氢。支持发电企业利用低谷时段富余发电能力在厂区建设可中断电力电解水制氢项目和富余蒸汽热解制氢项目。（省发展改革委、住房城乡建设厅、能源局，广东电网公司，各地级以上市政府负责） （八）有效利用工业副产氢。以东莞、广州、珠海、茂名、韶关为重点，利用丙烷脱氢、焦化煤气等工业副产氢资源，采用先进技术，实现高纯度工业副产氢规模化生产。支持东莞巨正源、珠海长炼、广州石化、茂名石化、韶钢等企业提升氢气充装能力，加大工业副产氢经济有效供应，降低车用氢气成本。（省发展改革委、工业和信息化厅，相关地级以上市政府负责） （九）持续推进可再生能源制氢。鼓励开展海上风电、光伏、生物质等可再生能源制氢示范，加强海水直接制氢、光解水制氢等技术研发，拓展绿氢供给渠道，降低制取成本。（省能源局、发展改革委、科技厅，相关地级以上市政府负责） 四、统筹推进氢能基础设施建设 （十）稳步构建氢能储运体系。重点发展“高压气态储氢+长管拖车”运输模式，逐步提高高压气态储运效率，降低储运成本，提升高压气态储运商业化水平。推动低温液氢储运产业化应用，探索固态、深冷高压、氨氢、有机液体等储运方式应用。稳妥推进天然气掺氢管道、纯氢管道等试点示范。逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。（省能源局、发展改革委、科技厅，各地级以上市政府负责） （十一）加快推动加氢站建设。统筹加氢站规划布局，适度超前建设加氢基础设施。加快出台加氢站建设管理政策，明确加氢站建设相关手续，完善加氢站建设管理体系。鼓励现有加油加气站改扩建制氢加氢装置，鼓励新布点加油站同步规划建设加氢设施，加快布局油氢合建综合能源补给站。积极对接国家氢能高速公路综合示范线建设，科学规划建设氢走廊，优先在珠三角骨干高速公路、国道沿线建设加氢站，具备加氢设施建设条件的高速公路主干线服务区原则上应在“十四五”期间建设加氢设施，支撑省内燃料电池货运车辆中远途运输。积极推动氢能产业园、钢铁厂区、港口码头等应用场景丰富的地区建设加氢站。（省住房城乡建设厅、发展改革委、交通运输厅、自然资源厅、能源局，各地级以上市政府负责） （十二）逐步降低用氢成本。统筹用好国家燃料电池汽车示范城市群建设“氢能供应”奖励资金，在城市群示范期内，对加氢站终端售价2023年底前低于35元/公斤、2024年底前低于30元/公斤的电解水制氢加氢一体化站，按照氢气实际销售量10元/公斤的标准奖励给加氢站，每站补贴不超过500万元，奖补总金额不超过国家奖补资金。加氢站终端售价2023年底前高于35元/公斤、2024年底前高于30元/公斤的，数据未接入国家及省燃料电池汽车示范城市群信息化平台，各级财政均不得给予补贴。（省发展改革委、财政厅，各地级以上市政府负责） 五、推动燃料电池汽车规模化推广应用 （十三）全面推进重型货运车辆电动化。推动珠三角各市重载货运车辆、工程车和港口牵引车的电动化转型，力争到2027年新增车辆基本实现电动化，推进珠三角地区交通行业减排降耗，改善珠三角生态环境。探索省内燃料电池汽车便利通行机制，适当放宽燃料电池重载货运车辆市区通行限制，探索实行省内部分高速公路实行差异化收费等优惠措施。（省发展改革委、公安厅、生态环境厅、交通运输厅，各地级以上市政府负责） （十四）推动物流运输车辆电动化。鼓励各市设定绿色物流区，放宽燃料电池物流车通行限制，支持大型物流企业、电商企业建设氢能物流园。鼓励省内燃料电池汽车产业链企业与重点物流企业等合作，通过搭建燃料电池汽车运营平台等方式批量化集中采购，降低车辆购置成本，推动燃料电池物流车规模化使用。适当放宽燃料电池冷链物流车市区通行限制，提高燃料电池冷链物流车路权，探索停车优惠等支持措施。（省发展改革委、公安厅、交通运输厅，各地级以上市政府负责） （十五）优先推动典型示范场景应用。率先在金晟兰钢铁、东海钢铁、韶钢等大型钢铁企业推广燃料电池重载货运车辆应用，在广州南沙港、深圳盐田港等港口码头推广燃料电池港口牵引车应用，推动在环卫、混凝土、渣土等城建运输领域的应用。重点完善广深、广佛、广韶、深汕高速公路沿线氢能基础设施建设，推动燃料电池汽车在钢铁、水泥、玻璃、工业固废、建材、冷链物流、综合货运等领域城际运输的示范应用。（省发展改革委、公安厅、交通运输厅，有关地级以上市政府负责） （十六）加大燃料电池汽车推广应用力度。统筹使用各级财政资金，对满足国家综合评定奖励积分要求的前1万辆车辆（2021年8月13日后在广东城市群内登记上牌的车辆，2021年8月13日前登记上牌的车辆按此前国家和省相关要求执行），数据已接入国家及省燃料电池汽车示范城市群信息化平台，且不少于5项关键零部件在示范城市群内制造，按照燃料电池系统额定功率补贴3000元/千瓦（单车补贴最大功率不超过110千瓦，最小功率不低于50千瓦）。对完成1万辆推广目标后的补贴标准另行制定。车辆推广应用补贴资金由中央奖励资金、省级奖励资金、市县（市、区）级奖励资金按照1:1:1比例安排，每个考核年度结束后3个月内完成推广车辆补贴申报（申报主体由各市自行认定），国家年度考核完成后，省、市两级尽快完成补贴资金发放。（省发展改革委、财政厅，有关地级以上市政府负责） 六、积极开展氢能多元化示范应用 （十七）有序推进在交通其他领域示范应用。加快推动交通领域电动化，稳步扩大氢能在轨道交通、船舶、航空器、无人机等交通领域的示范应用。（省发展改革委、工业和信息化厅、交通运输厅，广东海事局，有关地级以上市政府负责） （十八）积极开展储能领域示范应用。积极探索可再生能源发电与氢储能相结合的一体化应用模式，将氢储能纳入新能源配储范畴，在大容量深远海海上风电资源富集区域，开展海上风电制氢示范。支持能源电力企业布局基于分布式可再生能源或电网低谷负荷的储能/加氢一体站。积极开展重点地区规模化部署电解水制氢储能，提高可再生能源消纳利用水平。（省能源局、发展改革委，广东电网公司，有关地级以上市政府负责） （十九）拓展氢能在发电领域示范应用。因地制宜布局燃料电池分布式热电联供设施，建设固体氧化物燃料电池（SOFC）发电系统，推动在社区、园区、矿区、港口等区域内开展氢能源综合利用示范。鼓励结合新建和改造通讯基站工程，开展燃料电池通信基站备用电源示范应用。支持在粤港澳大湾区全国一体化大数据中心国家枢纽节点建设燃料电池分布式发电站，保障电力供应。（省能源局、发展改革委，广东电网公司，有关地级以上市政府负责） （二十）探索氢能在工业领域的应用。支持宝武钢铁等大型钢铁企业开展以氢作为还原剂的氢冶金技术研发应用，探索氢能替代化石能源提供高品质热源的应用。依托现有用氢集中的石化、化工项目，增加制氢装置，耦合碳捕获、利用与封存（CCUS）技术，延伸到合成氨、合成甲醇等下游终端化工产品，引导产业向低碳、脱碳工艺转变。（省发展改革委、工业和信息化厅、生态环境厅，有关地级以上市政府负责） 七、优化氢能产业发展环境 （二十一）加快培育壮大氢能企业。鼓励氢能产业链上下游企业协同，大力提升产业链整合能力，支持建设氢能领域专业孵化平台和园区，重点培育技术先进、前景良好、竞争力强、发展速度快的相关产业链环节企业。支持符合条件的氢能企业申报争创专精特新“小巨人”、制造业“单项冠军”等称号。（省工业和信息化厅、科技厅、发展改革委，各地级以上市政府负责） （二十二）加大优质企业招商引资力度。围绕氢能产业链招商数据库，细化招商目标企业清单，强化以商招商、以链招商、以侨招商、靶向招商，积极引进一批氢能高水平创新型企业、服务机构和产业辐射带动能力强的重大产业项目。利用好广交会、进博会、高交会、投洽会及粤港澳大湾区全球招商大会等重大经贸活动平台，举办产业招商活动，吸引优质氢能项目在粤落地。对新引进具有核心技术、填补空白的氢能产业链项目，省发展改革委会同项目所在地政府研究落实支持政策。（省商务厅、发展改革委、工业和信息化厅、国资委，各地级以上市政府负责） （二十三）加强国内外合作交流。充分利用国内市场优势，因势利导开展氢能科学和技术国际联合研发，开展高水平国际交流合作。鼓励企业开展产品碳足迹核算，使用绿电等清洁能源，提高企业绿色贸易能力和水平。持续办好中国氢能产业大会，支持高水平的国际技术峰会、学术论坛、技术成果展销会等行业交流活动，提升品牌影响力。（省商务厅、发展改革委、科技厅、工业和信息化厅、能源局，有关地级以上市政府负责） 》点击查看原文

广东省发改委等部门表示，为推动广东省氢能产业创新发展，构建绿色低碳产业体系，培育经济发展新动能，根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》《广东省能源发展“十四五”规划》《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（2022-2025年）》等政策，结合广东省实际，经省人民政府同意，提出以下意见。 一、总体要求 （一）指导思想。坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，抢占未来产业发展先机，以建设国家燃料电池汽车示范城市群为重要抓手，以示范应用为牵引，提升氢能产业创新能力，扩大产业规模，统筹产业布局，建设完备的氢气“制、储、输、用”体系，规范氢能产业有序发展，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系作出广东努力、广东贡献。 （二）发展目标。 到2025年，氢能产业规模实现跃升，燃料电池汽车示范城市群建设取得明显成效，推广燃料电池汽车超1万辆，年供氢能力超10万吨，建成加氢站超200座，示范城市群产业链更加完善，产业技术水平领先优势进一步巩固，氢气供应体系持续完善，应用场景进一步丰富，产业核心竞争力稳步提升。 到2027年，氢能产业规模达到3000亿元，氢气“制、储、输、用”全产业链达到国内先进水平；燃料电池汽车实现规模化推广应用，关键技术达到国际领先水平；氢能基础设施基本完善，氢能在能源和储能等领域占比明显提升，建成具有全球竞争力的氢能产业技术创新高地。 二、加大氢能关键核心技术攻关 （三）加强关键核心技术研发。组织实施氢能产业科技成果回溯计划，加快突破关键核心技术短板。重点突破氢气“制、储、输、用”环节关键技术，加大高效率低成本电解水制氢、长距离大规模储运、加氢站关键设备等装备技术攻关力度。加强燃料电池关键材料技术创新，不断提高关键零部件技术创新和产业化水平，持续提升燃料电池可靠性、稳定性、耐久性，进一步提升电堆功率密度。（省科技厅负责） （四）加快推进氢能产业创新平台建设。发挥省实验室等高水平科研机构技术创新优势，重点支持骨干企业创建产业创新中心、工程研究中心、技术创新中心、制造业创新中心、检验检测中心等创新平台。省财政对经认定的国家级创新平台依法依规给予支持。（省科技厅、发展改革委、工业和信息化厅、市场监管局负责） （五）加大研发支持力度。统筹用好国家和省级资金支持燃料电池汽车关键零部件技术创新和产业化。按事后奖补形式，对为广东获得国家示范城市群考核“关键零部件研发产业化”积分的企业给予财政资金奖励，参照国家综合评定奖励积分，原则上每1积分奖励5万元，每个企业同类产品奖励总额不超过5000万元。落实省级首台（套）重大技术装备研制与推广应用政策，对研制生产并实现销售的重大技术装备依法依规予以资金支持。（省发展改革委、工业和信息化厅、科技厅、财政厅负责） （六）创新科技专项支持方式。在省重点领域研发计划中实施新型储能与新能源专项，设立专题支持氢能领域前沿技术研发。完善科技专项资金支持方式，采取公开竞争、“揭榜挂帅”等多种形式设立研发项目，对标国际领先水平，以产业化为导向确定研发目标，支持龙头企业牵头开展燃料电池关键零部件、氢能关键装备、新材料研发和产业化。（省科技厅负责） 三、加快完善氢气供应体系 （七）大力发展电解水制氢。加快提高电解水制氢装备转化效率和单台装备制氢规模，突破制氢环节关键核心技术。鼓励加氢站内电解水制氢，落实蓄冷电价政策，推动利用用电谷段电解水制氢。支持发电企业利用低谷时段富余发电能力在厂区建设可中断电力电解水制氢项目和富余蒸汽热解制氢项目。（省发展改革委、住房城乡建设厅、能源局，广东电网公司，各地级以上市政府负责） （八）有效利用工业副产氢。以东莞、广州、珠海、茂名、韶关为重点，利用丙烷脱氢、焦化煤气等工业副产氢资源，采用先进技术，实现高纯度工业副产氢规模化生产。支持东莞巨正源、珠海长炼、广州石化、茂名石化、韶钢等企业提升氢气充装能力，加大工业副产氢经济有效供应，降低车用氢气成本。（省发展改革委、工业和信息化厅，相关地级以上市政府负责） （九）持续推进可再生能源制氢。鼓励开展海上风电、光伏、生物质等可再生能源制氢示范，加强海水直接制氢、光解水制氢等技术研发，拓展绿氢供给渠道，降低制取成本。（省能源局、发展改革委、科技厅，相关地级以上市政府负责） 四、统筹推进氢能基础设施建设 （十）稳步构建氢能储运体系。重点发展“高压气态储氢+长管拖车”运输模式，逐步提高高压气态储运效率，降低储运成本，提升高压气态储运商业化水平。推动低温液氢储运产业化应用，探索固态、深冷高压、氨氢、有机液体等储运方式应用。稳妥推进天然气掺氢管道、纯氢管道等试点示范。逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。（省能源局、发展改革委、科技厅，各地级以上市政府负责） （十一）加快推动加氢站建设。统筹加氢站规划布局，适度超前建设加氢基础设施。加快出台加氢站建设管理政策，明确加氢站建设相关手续，完善加氢站建设管理体系。鼓励现有加油加气站改扩建制氢加氢装置，鼓励新布点加油站同步规划建设加氢设施，加快布局油氢合建综合能源补给站。积极对接国家氢能高速公路综合示范线建设，科学规划建设氢走廊，优先在珠三角骨干高速公路、国道沿线建设加氢站，具备加氢设施建设条件的高速公路主干线服务区原则上应在“十四五”期间建设加氢设施，支撑省内燃料电池货运车辆中远途运输。积极推动氢能产业园、钢铁厂区、港口码头等应用场景丰富的地区建设加氢站。（省住房城乡建设厅、发展改革委、交通运输厅、自然资源厅、能源局，各地级以上市政府负责） （十二）逐步降低用氢成本。统筹用好国家燃料电池汽车示范城市群建设“氢能供应”奖励资金，在城市群示范期内，对加氢站终端售价2023年底前低于35元/公斤、2024年底前低于30元/公斤的电解水制氢加氢一体化站，按照氢气实际销售量10元/公斤的标准奖励给加氢站，每站补贴不超过500万元，奖补总金额不超过国家奖补资金。加氢站终端售价2023年底前高于35元/公斤、2024年底前高于30元/公斤的，数据未接入国家及省燃料电池汽车示范城市群信息化平台，各级财政均不得给予补贴。（省发展改革委、财政厅，各地级以上市政府负责） 五、推动燃料电池汽车规模化推广应用 （十三）全面推进重型货运车辆电动化。推动珠三角各市重载货运车辆、工程车和港口牵引车的电动化转型，力争到2027年新增车辆基本实现电动化，推进珠三角地区交通行业减排降耗，改善珠三角生态环境。探索省内燃料电池汽车便利通行机制，适当放宽燃料电池重载货运车辆市区通行限制，探索实行省内部分高速公路实行差异化收费等优惠措施。（省发展改革委、公安厅、生态环境厅、交通运输厅，各地级以上市政府负责） （十四）推动物流运输车辆电动化。鼓励各市设定绿色物流区，放宽燃料电池物流车通行限制，支持大型物流企业、电商企业建设氢能物流园。鼓励省内燃料电池汽车产业链企业与重点物流企业等合作，通过搭建燃料电池汽车运营平台等方式批量化集中采购，降低车辆购置成本，推动燃料电池物流车规模化使用。适当放宽燃料电池冷链物流车市区通行限制，提高燃料电池冷链物流车路权，探索停车优惠等支持措施。（省发展改革委、公安厅、交通运输厅，各地级以上市政府负责） （十五）优先推动典型示范场景应用。率先在金晟兰钢铁、东海钢铁、韶钢等大型钢铁企业推广燃料电池重载货运车辆应用，在广州南沙港、深圳盐田港等港口码头推广燃料电池港口牵引车应用，推动在环卫、混凝土、渣土等城建运输领域的应用。重点完善广深、广佛、广韶、深汕高速公路沿线氢能基础设施建设，推动燃料电池汽车在钢铁、水泥、玻璃、工业固废、建材、冷链物流、综合货运等领域城际运输的示范应用。（省发展改革委、公安厅、交通运输厅，有关地级以上市政府负责） （十六）加大燃料电池汽车推广应用力度。统筹使用各级财政资金，对满足国家综合评定奖励积分要求的前1万辆车辆（2021年8月13日后在广东城市群内登记上牌的车辆，2021年8月13日前登记上牌的车辆按此前国家和省相关要求执行），数据已接入国家及省燃料电池汽车示范城市群信息化平台，且不少于5项关键零部件在示范城市群内制造，按照燃料电池系统额定功率补贴3000元/千瓦（单车补贴最大功率不超过110千瓦，最小功率不低于50千瓦）。对完成1万辆推广目标后的补贴标准另行制定。车辆推广应用补贴资金由中央奖励资金、省级奖励资金、市县（市、区）级奖励资金按照1:1:1比例安排，每个考核年度结束后3个月内完成推广车辆补贴申报（申报主体由各市自行认定），国家年度考核完成后，省、市两级尽快完成补贴资金发放。（省发展改革委、财政厅，有关地级以上市政府负责） 六、积极开展氢能多元化示范应用 （十七）有序推进在交通其他领域示范应用。加快推动交通领域电动化，稳步扩大氢能在轨道交通、船舶、航空器、无人机等交通领域的示范应用。（省发展改革委、工业和信息化厅、交通运输厅，广东海事局，有关地级以上市政府负责） （十八）积极开展储能领域示范应用。积极探索可再生能源发电与氢储能相结合的一体化应用模式，将氢储能纳入新能源配储范畴，在大容量深远海海上风电资源富集区域，开展海上风电制氢示范。支持能源电力企业布局基于分布式可再生能源或电网低谷负荷的储能/加氢一体站。积极开展重点地区规模化部署电解水制氢储能，提高可再生能源消纳利用水平。（省能源局、发展改革委，广东电网公司，有关地级以上市政府负责） （十九）拓展氢能在发电领域示范应用。因地制宜布局燃料电池分布式热电联供设施，建设固体氧化物燃料电池（SOFC）发电系统，推动在社区、园区、矿区、港口等区域内开展氢能源综合利用示范。鼓励结合新建和改造通讯基站工程，开展燃料电池通信基站备用电源示范应用。支持在粤港澳大湾区全国一体化大数据中心国家枢纽节点建设燃料电池分布式发电站，保障电力供应。（省能源局、发展改革委，广东电网公司，有关地级以上市政府负责） （二十）探索氢能在工业领域的应用。支持宝武钢铁等大型钢铁企业开展以氢作为还原剂的氢冶金技术研发应用，探索氢能替代化石能源提供高品质热源的应用。依托现有用氢集中的石化、化工项目，增加制氢装置，耦合碳捕获、利用与封存（CCUS）技术，延伸到合成氨、合成甲醇等下游终端化工产品，引导产业向低碳、脱碳工艺转变。（省发展改革委、工业和信息化厅、生态环境厅，有关地级以上市政府负责） 七、优化氢能产业发展环境 （二十一）加快培育壮大氢能企业。鼓励氢能产业链上下游企业协同，大力提升产业链整合能力，支持建设氢能领域专业孵化平台和园区，重点培育技术先进、前景良好、竞争力强、发展速度快的相关产业链环节企业。支持符合条件的氢能企业申报争创专精特新“小巨人”、制造业“单项冠军”等称号。（省工业和信息化厅、科技厅、发展改革委，各地级以上市政府负责） （二十二）加大优质企业招商引资力度。围绕氢能产业链招商数据库，细化招商目标企业清单，强化以商招商、以链招商、以侨招商、靶向招商，积极引进一批氢能高水平创新型企业、服务机构和产业辐射带动能力强的重大产业项目。利用好广交会、进博会、高交会、投洽会及粤港澳大湾区全球招商大会等重大经贸活动平台，举办产业招商活动，吸引优质氢能项目在粤落地。对新引进具有核心技术、填补空白的氢能产业链项目，省发展改革委会同项目所在地政府研究落实支持政策。（省商务厅、发展改革委、工业和信息化厅、国资委，各地级以上市政府负责） （二十三）加强国内外合作交流。充分利用国内市场优势，因势利导开展氢能科学和技术国际联合研发，开展高水平国际交流合作。鼓励企业开展产品碳足迹核算，使用绿电等清洁能源，提高企业绿色贸易能力和水平。持续办好中国氢能产业大会，支持高水平的国际技术峰会、学术论坛、技术成果展销会等行业交流活动，提升品牌影响力。（省商务厅、发展改革委、科技厅、工业和信息化厅、能源局，有关地级以上市政府负责） 》点击查看原文

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，旭阳集团氢能研究所副所长陈昊介绍了氢能发展的背景、产业布局、未来展望等内容。 发展背景 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。 氢能发展规划多元化应用 推进氢能多元化示范应用：1、有序推进交通领域示范应用；2、积极开展储能领域示范应用；3、合理布局发电领域多元应用；4、逐步探索工业领域替代应用。 氢能发展规划发展布局 到2025年，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站。在焦化行业集聚地区，优先利用工业副产氢，鼓励就近消纳，降低工业副产氢供给成本。 产业布局 建立并完善“制储运加用+研”氢能生态模式，打通科技&业务循环互动环节，形成“业务引导研发，研发支撑科技，科技赋能业务”的微循环产业生态圈。 先期以碱性电解水→规模化绿氢、PEM→分布式、微型化应用场景； 同期关注SOEC和AEM等新型技术路径，SOEC方向重点培育基于工业余热分级利用的集成式制氢技术开发 积极开展包括光催化、生物催化、催化生物质、光热催化等形式的制氢技术研究及业务布局，为后续近零碳制氢作好基础和积累。 延伸拓展出两条可再生氢能闭环产业链：绿电-氢储-氢能发电、绿电-绿氢-清洁化工产品及能源。 旭阳集团现已与爱德曼氢能源装备有限公司、中集安瑞科控股有限公司、北京能源集团有限责任公司等多方签订战略合作协议。 与爱德曼合作主要内容为高功率PEM电解槽研发、示范项目共建等；与安瑞科合作主要为制氢装备、制氢项目等；与京能集团的合作主要面向可再生能源制氢项目搭建。 未来展望 通过变革性关键技术突破与示范，实现化石能源/可再生能源融合发展，打造旭阳氢能应用场景，为构建我国清洁低碳，安全高效的能源体系提供技术支撑。 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。 旭阳氢能产业链发展愿景 打造定州氢能保障基地，立足区内，服务北京，辐射京津冀雄，助力建设一体化闭环氢能产业圈。 以氢能供给侧建设为契入点，推进形成多品位氢气产品供应和环京区域的氢能交通网（尤其是物流网），从而推进氢能产业逐步从示范走向规模化、市场化，助力打造氢能产业高地，推进首都氢能产业发展，力促京津冀雄氢能产业协同发展。

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-氢能政策与实践专场 上，华能清洁技术研究院氢能技术部副总工张畅介绍了绿氢技术发展现状、华能技术研发与示范以及发展愿景和布局。 “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。 产业前景 绿氢市场需求巨大，发展前景广阔，将在未来能源体系中扮演重要角色。 国内目前需求总量超过2500万吨，保持着供需平衡；超过95%以上的氢气用于石油炼化、合成氨等产业。 传统能源“富煤缺油少气”的资源条件下，以煤制氢为主，电解水制氢占比不足1%。 IEA预测，2060年中国氢气需求量将接近9000万吨，绿氢占比将提升至80%。 双碳目标下“绿氢”的角色定位：源端能源载体，负荷端多元应用，助力深度脱碳。 发展绿氢产业对进一步放大氢能的降碳减排作用、促进全球绿色低碳发展至关重要。 电解水制氢技术 碱性电解水制氢在设备大型化方面具有优势，低电耗和高功率仍是攻关方向。 PEM制氢技术动态响应能力强，成本有待减低。 SOEC技术具有明显的能效优势，寿命问题亟待解决。 碱性电解水制氢技术 国内在碱性电解槽大型化方面走在前列，单槽超过1000Nm3/h的MW级系统已经投运，GW级绿氢基地已完成规划；国际上近年来针对碱性电解水技术研发放缓，集中攻关PEM等新技术。 碱性电解槽能耗和制氢系统集成与国际先进水平还存在差距，十四五期间将突破低电耗、大功率碱性电解槽制造的关键技术。 PEM电解水制氢技术 过渡金属催化剂逐步实现Ru、Ir贵金属的减量替代，PEM国产化加速，推动PEM电解槽成本下降。 核心材料的基础研发在PEM电解槽实现低电耗、耐高压和大型化过程中扮演关键角色。 SOEC电解水制氢技术 在单电池研发和电堆组装的基础上，国外厂商已经研发出成熟的电堆集成技术，单模块功率已大数百kW，通过模块的进一步组合能够构建MW级制氢系统。 国内单电池和电堆基础研发方面达到国际先进水平，但在系统集成能力不足，高温气冷堆核电站的投运为应用示范带来良好契机。 电解水制氢设备 制氢产业的推进带来电解槽市场需求规模的增加。 电解槽出货量在2022年达到800MW，2023年将翻番达到1.4-2.1GW，我国在全球装机量中预计占60-63%；到2030年，全球累计装机量会超过200GW。 碱性电解槽因经济效益更好将继续主导市场，2022年市场份额为80%。 电解槽制造商积极扩张产能，2024年前约有16GW的产能投产，市场供应将会数倍于需求。 未来方向-电氢耦合 氢作为含能体二次能源是理想的能源互联媒介。 GW级电解水制氢搭配跨季节储氢有望实现长周期和大规模储能，在不同尺度与其他储能技术形成互补。 电-氢-电转化过程中能量损失比较严重，能量总转化效率低（~30%）。 绿氢多元转化可以实现跨能源网络协同优化，助力难减排领域深度脱碳。 华能可再生能源动态电解制氢关键技术 研究成果得到了行业的广泛认可，奠定了集团在绿氢制备领域的领先地位。 为甘肃、内蒙、吉林等地区风光储氢一体化项目规划设计提供了坚实的技术支撑。 动态电解制氢技术将在甘肃光氢耦合示范项目应用。 华能彭州电解制氢科技创新示范项目 13MW氢气制-储-充一体化示范，可为500辆燃料电池车运行供应燃料级氢气。 项目采用2台单台1300标方/时国产碱性电解槽。 西南地区首个大型电解水制氢示范项目，成都市内首个绿氢供应基地。 甘肃张掖示范项目 第二代高电流密度1300标方/时电解槽；首次将大功率IGBT电源用于电解槽供电；强化光伏直接电解动态生产绿氢。 蒙东兴安盟示范项目（规划中） 2023年7月正式获得内蒙古自治区能源局批复。 华能兴安盟100万千瓦风光高比例绿氢制储输用一体化一期50万千瓦风电制氢示范项目。 50万千瓦风电项目综合开发（风电场、制氢厂、输电线路三个子项工程），兼顾制氢（80%）及并网（20%）需求。 54×1000Nm3/h的电解水制氢系统、27万Nm3储氢系统、液氧制备系统及电化学储能系统等。 集团首个氢年产量超过2万吨的大规模新能源制氢一体化项目，“以氢促电、电氢协同”助力构建新型电力系统。 匹配下游合成氨工厂需要，全额消纳绿氢，构筑“绿电-绿氢-绿氨”全流程发展新模式。 湖北应城示范项目（规划中） 大型风光碱性制氢系统开发及综合应用示范。 充分利用风电、光伏等可再生能源，打造集制、储、供一体化的氢气站，直供园区化工企业使用。 20000Nm3/h（功率约100MW），消纳风光电力，满足周边城市（武汉、孝感、天门、随州等）加氢站需求。 终期规模预计40000Nm 3 /h（功率约200MW），终期年制氢能力可达11680万Nm 3 。 未来技术研究方向 大功率、高效电解制氢系统成套技术；与可再生能源发电耦合的动态电解制氢技术；高效、安全的高温电解制氢技术；下一代高效、低成本电解制氢新技术。 总结 双碳目标下，绿氢在我国能源转型中扮演重要角色，是各类难减排领域实现碳中和的关键要素。 随着发电成本的降低、制氢设备制造成本的下降、技术水平的提高，可再生能源电解制氢将形成足够的竞争力。 氢能产业链覆盖面广，制氢设备、控制系统、氢电耦合等方面的技术问题尚待探索解决，需要大力投入研发和技术示范，需要扩大产业合作。 产业发展上需要因地制宜布局绿氢项目，以科技引领形成具有特色的产业发展模式。

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。

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，氢枫（中国）首席技术官宣锋介绍了镁基固态储运氢技术原理、运氢技术与技术优劣势对比、镁基固态储运氢解决方案及镁基固态储运氢技术商业化应用等内容。 镁基固态储运氢技术简介 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。 镁基固态储运氢技术与其他储运氢技术优劣势对比 镁基固态储运氢解决方案 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。 全球首发镁基固态储氢产品 •2019年1月：启动吨级镁基固态储运氢技术研发； •2023年4月：发布全球首台镁基固态储运氢车； •2023年7月：与大型气体公司签订镁基固态储运氢车批量供货订单； •2023年10月：完成全球首批镁基固态储运氢车交付，产品获得中国船级社罐式集装箱检验认证。同期，氢枫研发制造宜兴基地开工，建成后预计形成万吨级镁基固态储氢材料生产线，具备年产上千套镁基固态储氢装置的产能。 镁基固态储运氢解决方案优势特点 （1）更大的储氢容量 •创新性地采用标准集装箱设计，储氢量可达1吨或1.5吨。 （2）增强的安全性 •运输过程无氢气泄漏或蒸发； •常温常压，无需担心高压下的防爆问题。 （3）灵活运输 •标准集装箱式模块化设计； •兼容各种运输方式（卡车、轮船和火车）。 （4）低成本运输 •相比于其他储运方式，运输成本更为节约。 （5）更高的氢气纯度 •符合最高纯度要求，可为高纯氢应用场景供应合格氢气。 （6）长使用寿命 •3000次吸放氢循环无明显衰减。 （7）符合国际设计规范 •符合美国机械工程师协会锅炉及压力容器标准（ASME Ⅷ Div 1）等。 镁基固态储运氢技术商业化应用 镁基固态储运氢技术在气体公司的应用 方案成效： •镁基固态运氢车运输氢气，氢气与合金材料形成稳定的化合物，非常稳定，对运输环境要求低； •氢气运输过程中维持常温、常压，无安全隐患； •单车储氢量提升3~4倍，运输效率高，运输成本和管理成本相应降低，使得客户用氢综合成本相较于长管拖车运氢，降低15%以上； •氢气的经济运输半径可以拓展到500km； •不需要额外配置增压设备，占地面积小，能耗低。