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。

氢能具有清洁、高效、安全及可持续发展等优点，被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源之一，成为各国能源战略转移和研究的重点。 加氢站作为氢能应用的重要保障，是氢燃料电池汽车实现商业化的关键基础设施，加氢站的建设数量和普及程度决定了氢燃料电池汽车的商业化进程，是支撑氢能产业链发展必不可少的基石。 随着我国氢能产业呈爆发式的发展，加氢站作为氢能交通的重要基础设施，连接上游氢气制取和运输，下游应用的重要枢纽，引起上至政府下至产业链企业的高度关注，在国家政策和地方政策的大力引导和支持下，我国近年来加氢站建设明显提速。2022年底，国内累计建成加氢站数量超270座，位居 世界第一 ，截至2023上半年累计建成加氢站330座，预计到2025年将超过1000座。 加氢站是为燃料电池汽车充装氢气燃料的专门场所，氢气经氢气压缩增压后，在高压储罐内储存，然后通过氢气加注机为燃料电池汽车加注氢气。根据氢气来源不同，加氢站可分为 站外供氢加氢站 和 站内制氢加氢一体站 两类。 目前，国内90%已建成的加氢站都采取站外供氢模式 ，并且以长管拖车搭载20MPa管式集装箱运氢为主。氢气的体积能量密度极小，70MPa氢气的体积能量密度仅为汽油的15%左右，而20MPa则仅可满载200-300kg氢气，加上回空压力，整体利用率仅有70%-85%。站外供氢方式运输能力低（运载氢气质量约占拖车总质量的1%）、装卸时间长（一般需要4小时左右）、运输成本高，综合能效低，使得在实际的终端氢气成本中，氢气的储运成本就占了20%-30%。可见氢气的储存和运输是影响氢能市场竞争力的关键环节。   氢能从前端制取到终端应用要经过制、储、 运、加、用多个环节，各环节都在一定程度上推高了使用成本。因此，适当减少中间环节也是降低氢能使用成本的有效措施。 站内制氢加氢一体站 的模式，减少了中间的储运环节，省去 昂贵的氢气运输成本 ，能有效解决了氢气储运带来的成本偏高的问题。   站内制氢加氢一体站 的流程及主要设备则相对简约，它采用“分布式制氢+站内加注设备”提供稳定氢源的氢气供应方式，可以实现氢气的现制现用、自给自足，最大限度减少氢气储运过程带来的高额费用和安全风险，能有效降低车用加氢站氢源成本，降低氢燃料电池汽车用氢价格。并且它省去了氢气运输成本，避免了高压卸气、加气、运输环节的安全隐患，同时可作为加氢母站向周边加氢站供氢，帮助“氢荒”地区解决气源供应问题。 但当前制氢加氢一体站依旧很少，主要源于两个挑战： 首先，氢气在我国属于危险化学品，由于法规的限制，氢气的生产、储存和运输都受到相关法规的限制，制氢项目必须设置在化工园区内。在化工园区以外进行站内制氢，就牵涉到危化品的生产，必须有危化品生产许可证。此外，还要按照危化品建设项目的要求选择制氢地点。如此一来，在化工园区外推进建设制氢加氢一体站就显得难度较大。 其次是相关标准的缺失，氢能作为技术驱动的产业，标准体系的建设对行业的发展起着至关重要的引领作用。 站内制氢加氢一体站的经济性 1. 没有运输的费用负担 。目前，氢能供应的各个环节中，我国成本分布大致是：制氢30%-50%，储存和运输35%-55%左右，氢气将本的关键就在于降低制氢和储运的成本。不同制氢方式产生的氢气生产成本不同，但站内制氢加氢一体站的储运环节优势明显，没有运输费用负担，而且站内储氢规模大幅度下降，光是储氢罐投资的明显减少，就可以抵消制氢加氢环节增加的成本。 2. 降低运输的安全成本 。除了减少氢气储运带来的成本问题外，氢气是高危险性气体，氢气的爆炸限（4.0%-75%）比天然气的爆炸限（5%-15%）更宽。由于氢气分子量小，高压氢气比天然气更以泄露，而液氢则是轻微的扰动就能造成液氢的爆沸从而引起爆炸的危险。因此运输氢气需要付出更高的安全成本。而站内制氢加氢一体站，可以实现氢气的现用现制，可以最大限度避免氢气储运带来的安全风险。 随着上游制氢、储运技术以及核心加氢装备的进步，中国加氢站的技术水平正在日益提升。未来，随着政策的逐步规范，加氢站技术标准逐渐完善，经济效益更高的综合能源合建站和运营效率更高的站内制氢加氢一体站将成为行业的重点发展方向。  

近日，甘肃省张掖市人民政府发布了关于征求《关于促进氢能产业高质量发展的若干措施（暂行）》意见建议的公告，对绿氢生产和氢能应用同时提出了补贴政策。尤其是为了扩大绿氢生产规模，在项目用地、用电、用水等要素给予优惠：土地租赁费以当年并网发电项目的实际租赁价格为基准下浮20％。租赁费可分期缴纳，每期间隔不少于5年。制氢项目需要使用电网电量的，优先办理电网接入手续。支持制氢项目在达到工业用水强度控制指标的前提下，优先使用水资源。 为扩大绿氢生产规模： （一）对配套氢能消纳能力的规模化绿氢生产项目，按照制氢产能配置相应规模的风光发电资源，发电量全部由项目自用消纳。理论配置量按照5千瓦时／标方制氢电耗、风电满负荷发电时间1800小时／年、光伏满负荷发电时间1500小时／年的标准计算，实际配置量原则上不超过理论量。 （二）优先保障可再生能源制氢项目用地、用电、用水等要素需求。对涉氢项目在立项、能评、环评、安评、稳评等前期工作环节开通“绿色通道”。与绿氢生产配套的离网光伏电站，在完成相关用地补偿费用缴纳的前提下，土地租赁费以当年并网发电项目的实际租赁价格为基准下浮20％。租赁费可分期缴纳，每期间隔不少于5年。制氢项目需要使用电网电量的，优先办理电网接入手续。支持制氢项目在达到工业用水强度控制指标的前提下，优先使用水资源。 另外为了支持拓展氢能应用场景： （一）保障加氢站稳定氢气供应。对已和市内加氢站签订中长期供气合同的绿氢制造企业，出厂价格不超过30元／公斤的，按供应加氢站的供氢量给予10元／公斤制氢补贴，单个企业最高不超过70万元。 （二）鼓励加氢站布局建设。统筹考虑氢能交通场景搭建需要和加油加气站布点规划，在运营、在建、新建加油加气站站点增补加氢设施。在2024年底前完成竣工验收、取得燃气经营许可证（车用加氢）且日加注能力500公斤以上的加氢站运营主体，按不超过核定设备购置和安装总投资20％的标准给予建站补贴，固定站不超过100万元、撬装站不超过50万元。获得财政补贴后5年内停止加氢服务的加氢站，应主动返还补贴资金。 （三）降低氢气加注成本。对氢气终端销售价格不高于每公斤30元的加氢站，按照累计加氢量给予加氢站20元／公斤的运营补贴，单站最高不超过120万元／年。 （四）推广使用氢燃料电池车辆。鼓励、支持新增及更新的物流运输、市政环卫、公交通勤、景区观光等车辆优先采购氢能源车。对氢能源车运营企业与氢气加注企业签订中长期供气合同的，按照氢气使用量给予10元／公斤用氢补贴，单车最高不超过6万元／年。 关于促进氢能产业高质量发展的若干措施（暂行）（征求意见稿） 第一条　为促进全市氢能产业健康快速发展，加快培育产业链、聚集形成生态圈，创建全省绿氢制造和综合利用先行示范区，根据国家《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》、《甘肃省人民政府办公厅关于氢能产业发展的指导意见》、《张掖市氢能产业发展规划》等文件精神，制定本政策。 第二条　本政策扶持对象为：具有独立法人资格，有健全的财务制度，在张掖市境内从事符合国家、省、市氢能产业发展规划的项目，诚信经营、依法纳税的企业。 第三条　市政府加强氢能发展顶层设计，制定产业扶持政策，构建张掖特色的绿氢制备、氢基化工、氢能交通、装备制造、氢储能等涉氢产业链，协调推进涉氢项目的资源配置、科技攻关、行政审批等事项，为企业做好服务。 第四条　财政安排专项资金支持氢能产业发展，奖励资金按照“谁受益，谁承担”的原则分级负担，其中：市级财政承担甘州区、经开区企业奖励资金的20％，甘州区、经开区承担80％；省直管县企业奖励资金由同级财政承担。 第五条　精准开展产业链招商。聚焦氢能产业“制、储、运、加、用”全产业链条，针对“断点缺环”开展精准招商，积极引进三个“500强”和行业龙头企业，投建氢基化工等产业化应用及制储加运各环节装备制造项目，加快聚链成群、集群成势。 第六条　有序扩大绿氢生产规模。 （一）对配套氢能消纳能力的规模化绿氢生产项目，按照制氢产能配置相应规模的风光发电资源，发电量全部由项目自用消纳。理论配置量按照5千瓦时／标方制氢电耗、风电满负荷发电时间1800小时／年、光伏满负荷发电时间1500小时／年的标准计算，实际配置量原则上不超过理论量。 （二）优先保障可再生能源制氢项目用地、用电、用水等要素需求。对涉氢项目在立项、能评、环评、安评、稳评等前期工作环节开通“绿色通道”。与绿氢生产配套的离网光伏电站，在完成相关用地补偿费用缴纳的前提下，土地租赁费以当年并网发电项目的实际租赁价格为基准下浮20％。租赁费可分期缴纳，每期间隔不少于5年。制氢项目需要使用电网电量的，优先办理电网接入手续。支持制氢项目在达到工业用水强度控制指标的前提下，优先使用水资源。 第七条　支持拓展氢能应用场景。 （一）保障加氢站稳定氢气供应。对已和市内加氢站签订中长期供气合同的绿氢制造企业，出厂价格不超过30元／公斤的，按供应加氢站的供氢量给予10元／公斤制氢补贴，单个企业最高不超过70万元。 （二）鼓励加氢站布局建设。统筹考虑氢能交通场景搭建需要和加油加气站布点规划，在运营、在建、新建加油加气站站点增补加氢设施。在2024年底前完成竣工验收、取得燃气经营许可证（车用加氢）且日加注能力500公斤以上的加氢站运营主体，按不超过核定设备购置和安装总投资20％的标准给予建站补贴，固定站不超过100万元、撬装站不超过50万元。获得财政补贴后5年内停止加氢服务的加氢站，应主动返还补贴资金。 （三）降低氢气加注成本。对氢气终端销售价格不高于每公斤30元的加氢站，按照累计加氢量给予加氢站20元／公斤的运营补贴，单站最高不超过120万元／年。 （四）推广使用氢燃料电池车辆。鼓励、支持新增及更新的物流运输、市政环卫、公交通勤、景区观光等车辆优先采购氢能源车。对氢能源车运营企业与氢气加注企业签订中长期供气合同的，按照氢气使用量给予10元／公斤用氢补贴，单车最高不超过6万元／年。 （五）探索搭建新应用场景。结合各行业绿色低碳转型要求，积极探索氢能在工业、农业、储能、发电等领域应用。列入国家、省部级重大示范项目的氢能应用示范项目，“一事一议”给予用氢费用补贴。 第八条　加大金融支持力度。鼓励政策性银行、开发性银行、商业银行研究制定适合氢能领域企业的创新型信贷产品。支持金融机构为氢能领域小微企业提供银行信贷和担保支持等金融服务。鼓励政府投资基金和社会资本联合设立氢能产业发展基金，发挥产业基金撬动作用，面向氢能产业链各重点环节开展投融资支持，引导产业链优质企业落地。 第九条　促进产学研融合发展。鼓励企业加大科技创新投入，在我市设立研究院、研发中心或协同创新联合体。支持氢能科研机构及检验检测机构开展基础研究、科技创新、标准编制和成果转化。按照《甘肃省重大技术装备首台套新材料首批次软件首版次保险补偿机制管理办法》、《甘肃省“专精特新”企业培育提升若干措施》等文件规定，对符合条件的首台（套）涉氢技术装备、获评“专精特新”称号的涉氢企业，优先落实补贴政策。 第十条　加强人才引育。依据本市人才引进相关政策支持氢能领域高层次、紧缺型人才引进落户。鼓励企业依托高等院校、科研院所等创新主体，加大氢能产业专业技术人才培育和引进力度，按现有支持政策做好保障。支持企业与本地职业技术院校合作，开设氢能产业与技术相关专业课程，共建技能人才实训基地，加快培养本土人才。 附则 本政策由张掖市发展和改革委员会负责解释并制定与之配套的实施细则，自发布之日起施行，实施期限至2024年12月31日。同时符合本政策及其他专项政策涉及的奖补条件且性质相同的，按“就高不就低”原则享受一项，其余事项不予重复奖补。实施期间如国家、省级上位政策发生调整和变化，本政策从其规定。 《关于促进氢能产业高质量发展的若干措施（暂行）》实施细则 （征求意见稿） 第一条　为贯彻落实《关于促进氢能产业高质量发展的若干措施（暂行）》规定的各项扶持政策结合工作实际，制定本实施细则。 第二条张掖市支持氢能产业发展资金包括但不限于氢能产业发展专项资金，符合产业、科技、人才、招商等其他专项政策扶持条件的，应按各专项政策要求单独申请。 第三条　申报奖补的企业，除特殊情况（如享受税收优惠政策　等）外，均应提交营业执照复印件（加盖单位公章）、在张掖市的纳税证明材料。不能提交的，应提交原因说明及相关证明文件。 第四条申报奖补需提供的印证材料 （一）氢能交通领域制氢补贴：申请年度氢气供应合同及交易票据（企业使用自产氢气的应提供内部结算票据）等。年度出售氢气量应与相关加注企业销售数据一致。 （二）氢能车辆用氢补贴：申请年度氢气采购合同及交易票据（企业使用自产氢气的应提供内部结算票据）等。年度购氢量应与相关加注企业销售数据一致。 （三）加氢站建站补贴：加氢站项目备案证、燃气经营许可证、按相关规定需提交的各类验收文件及具有专业审计资质的第三方出具的建设资金审计报告。 （四）加氢站运营补贴：加氢站项目备案证，燃气经营许可证，氢气采购合同，氢气销售合同，申请年度涉氢业务销售收入证明，氢气交易票据（企业使用自产氢气的应提供内部结算票据）等。 （五）新应用场景用氢补贴：国家、省部级重大示范项目立项证明文件，申请年度氢气销售合同及交易票据（企业使用自产氢气的应提供内部结算票据）等。 第五条　由市发展改革委牵头组建评估组，市财政局、生态环境局、工信局、应急管理局、市场监管局、交通运输局等部门根据职能参与完成。评估组在根据合法合规性审查（必要时组织现场查验）情况，研究提出奖补金额，提请市政府常务会议研究同意后，以文件形式下达奖补资金。市财政局依据文件拨付企业。 第六条　申报工作原则上在次年第一季度集中开展，经评估组完成审查后，奖补资金在3个月内拨付完毕。

近日，国家稀土功能材料创新中心“固态储氢系统关键技术开发及应用”专家技术鉴定会以线上线下形式召开。与会专家对项目进行质询讨论、现场察看，一致认为该项目将理论计算与实验验证相结合，开发了稀土储氢材料与固态储氢系统匹配耦合的新技术；同时，设计制造的氢气循环供应固态储氢装置已达国内领先水平，可应用于氢储存和供应系统；研发正负压循环系统、可调压固态储氢系统等新产品2项，申请专利15项，获授权专利12项，鉴定材料齐全、规范，符合鉴定要求。“固态储氢系统关键技术开发及应用”技术着力解决目前大规模氢气储存和利用的瓶颈问题以及钕铁硼行业氢碎工艺面临的氢气回收难题，设计研制了氢碎炉用首台套氢气循环供应固态储氢系统，能更好发挥行业内氢的高效储存和回收利用引领示范作用。

11月3日，上海市经信委、发改委、科技委、交通委、国防科技工业办公室、国资委、财政局7部门联合印发了《上海船舶与海洋工程装备产业高质量发展行动计划（2023-2025年）》。 在氢能方面，文件指出： 三、主要任务 （一）集群发展行动 2.研制主流装备产品。加快突破高技术船舶，提升高附加值船型设计建造能力。加快研发新一代双燃料环保船、液氢运输船和电动船。研发深远海驻留浮式研究设施和远海大型风电机组浮式基础平台、安装船、运维船，发展海上风电制氢、海洋核能。 （二）产业链优化行动 6.夯实海洋动力产业链。突破甲醇、氨、氢等新燃料动力系统关键技术，开展甲醇燃料低中速、氨燃料低中速发动机样机研制及试验验证。推动LNG双燃料大缸径低中速发动机自主研制，实现远洋船舶装船应用，带动燃料喷射系统、电控系统、活塞环、曲轴等部件形成自主配套能力。发展大功率吊舱、全回转电动推进器、核动力推进装置等新型船舶推进系统，推动潮流能等海洋新能源装备发展。 （四）绿色转型行动 13.提升绿色配套。研究船用箱式电源、船舶自动快速充换电、高效节能电机等技术，加快研制新型燃料储供、高性能船舶压载水处理、尾气处理设备等绿色配套系统，推动锂电池、燃料电池等绿色动力装船应用。加快建设液化天然气加注站、电动船舶充换电站、船舶大功率充电桩、船用加氢站等清洁能源供应配套基础设施。 四、重点工程 （四）船舶动力突破工程 开展大缸径低中速船用LNG双燃料、低中速甲醇双燃料发动机国产样机研制，带动燃料喷射系统、电控系统、活塞环、曲轴等关重件自主研发，通过船级社型式认可，大型集装箱船等船用低速机关重件自主配套率达到95%以上，形成全功率段研制能力体系和产业配套体系。

11月3日下午，海核氢能副总裁王建焕率领考察团一行，前往浙江氢鹏科技总部，对国内领先行业的工业无人机公司进行实地考察。海核氢能项目负责人罗文、吴俊凯等陪同考察，旨在加强双方在氢能源无人机领域的交流与合作，推动无人机在各种应用场景中的创新应用，加速氢能源无人机的发展。 氢鹏科技（浙江）有限公司是一家专注于氢能源技术研发和无人机制造的高科技企业。作为国内首家覆盖从燃料电池核心部件研制、电堆设计生产、氢动力系统集成到氢动力航空器设计制造测试及应用的氢能航空器全产业链企业，氢鹏科技致力于为全球提供高效、环保、安全的氢能源无人机解决方案。公司拥有来自北京航空航天大学的顶尖研发团队，秉持技术创新和产品质量至上的企业理念，为客户提供全方位的氢能源无人机产品与服务。 海核氢能考察团受到了氢鹏科技创始人兼CEO徐伟强博士的热情接待，他详细介绍了公司的发展历程及氢能源动力无人机的相关技术。徐伟强是北京航天航空大学航空科学与工程学院的博士，并于2011年从北航博士后出站，留航空科学与工程学院飞机系任教。作为北航飞机系前副主任、现任全国燃料电池标准委员会委员、广东电池行业协会理事，近年来主要从事氢能源无人飞行器和临近空间低速飞行器相关技术研究。 在徐伟强博士的带领下，氢鹏科技已经拥有多项国际领先水准的机载氢燃料电池动力系统和氢能源无人机技术，已成功研发多款氢能源无人机，并广泛应用于农业、物流、救援等领域和场景中。座谈会上，海核氢能考察团介绍了公司在氢能源无人机领域的战略布局，并表达了对其爆发式增长的巨大期待。徐伟强博士高度赞赏海核氢能的想法，并表示双方有巨大的合作空间。 考察团一行参观了氢鹏科技的实验室、生产车间以及核心产品，并对其在环保、高效和安全等方面的优势表示关注。王建焕副总裁表示，氢能源无人机作为一种清洁能源产品，符合我国能源转型和低碳发展的大趋势，也是海核氢能未来能源布局的重点。此次考察为双方在氢能源无人机发展方面的深度合作带来了巨大信心。 随着氢能技术在我国不断推广，氢能源动力无人机的发展前景备受期待。