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，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。

高温固体氧化物电解水技术（ SOEC ） ：是一种高温电解水技术，操作温度为 700-1000 ℃。其结构为氢电极、氧电极和一层致密的固体电解质（包括固体氧化 锆等）组成。由于工作温度高，极大地增加了反应动力并降低电能消耗，可以达 到很高的电解效率，但缺点是需要提供高温热源。   SOEC 电解槽技术原理 SOEC （高位固体氧化物电解）相比常温电解水技术可以提供更高的能源转化效率。从技术原理上进行分类， SOEC 可分为氧离子传导型 SOEC 和质子传导型 SOEC 。   质子传导型 SOEC 是在阳极侧供给高温水蒸气并发生氧化反应，水分子失去电子后 生成氧气和质子。质子通过电解质传导到达阴极后发生还原反应，在阴极处生成 氢气。   氧离子传导型 SOEC 从阴极侧供给水蒸气。水分子在得到电子后生成氢气， 并电离出氧离子。氧离子经过电解质传导至阳极后，经氧化形成氧气。   目前对 SOEC 电解水技术的商业化尝试主要集中于氧离子传导型 SOEC 。由于质子 传导型 SOEC 在技术层面和材料选择层面的要求更高，目前的发展进度落后于氧离 子传导型 SOEC 。 SOEC 电解池核心组成部分为：电解质、阴极和阳极，多个电解池组装在一起成为 SOEC 电堆。多个电堆和气体处理系统、气体输送系统组成 SOEC 电解模块。多个 SOEC 电解模块与配电设备、其他辅助设备组成一个完整的 SOEC 系统。 SOEC 电解质 通常选用钇稳定的氧化锆（ YSZ ）和钪稳定的氧化锆（ ScSZ ）等导电 陶瓷材料。   阴极 需要与高温水蒸气直接接触，在高温高湿下需要具备化学稳定性，同时需要 与电解质材料具备类似的热膨胀属性，因而通常选用金属陶瓷复合材料，镍、钴、 铂、钯是常见的 SOEC 阴极材料。   阳极 需要在高温氧化环境下保持稳定，需要具备优良的电子导电率、氧离子导电 率和催化活性，同时热膨胀系数也需要和电解质匹配，目前使用钙钛矿氧化物制 备的导电陶瓷材料是最常见的阳极材料，其中最具代表性的是掺杂锶的锰酸镧 （ LSM ）。 SOEC 电解槽市场现状 在高温固体氧化物电解水制氢技术（ SOEC ）路线上，中国还处于非常早期的阶段，最快也还仅到几十 KW 级别，而国外已经迈入到 MW 级别。 公开资料可以获取的信息可以看到，只有为数不多的企业在研或在该技术上取得了一定的突破。 SOEC 电解水制氢技术最大的优势是电耗低，适合产生高温、高压慕汽的光热发电系统。但由于对阴阳极材料的特性要求较高，使得材料的成本大大增加、因此商业化应用受到限制。 高温因体氧化物电解水技术总体产业化程度不高，推出的商业化产品较少。 温度越高，电解水制氢所需的电耗越低。 简单理解，碱性和 PEM 完全依靠电能拆开氢氧键， SOEC 依靠热能和电能拆开氢氧键，所需电能更少，电耗更低。 长期的高温高湿运行环境对材料造成衰减，影响电解槽使用寿命。 由于在运行过程中对于热能的需求更大，所以 SOEC 的主要应用场景比较受限。国外 SOEC 示范项目主要集中于热能资源丰富或废热较多的地区，如钢铁冶炼工厂、化工合成工厂或者核能发电工厂，国内目前尚处于研发示范阶段。