国内省级氢能规划

氢能更重要的是作为一种清洁能源和良好的能源载体，具有清洁高效、可储能、可运输、应用场景丰富等特点。

氢是二次能源，通过多种方式制取，资源制约小，利用燃料电池，氢能通过电化学反应直接转化成电能和水，不排放污染物，相比汽柴油、天然气等化石燃料，其转化效率不受卡诺循环限制，发电效率超过 50%，是零污染的高效能源。

氢能是实现电力、热力、液体燃料等各种能源品种之间转化的媒介，是在可预见的未来实现跨能源网络协同优化的唯一途径。当前能源体系主要由电网、热网、油气管网共同构成，凭借燃料电池技术，氢能可以在不同能源网络之间进行转化，可以同时将可再生能源与化石燃料转化成电力和热力，也可通过逆反应产生氢燃料替代化石燃料或进行能源存储，从而实现不同能源网络之间的协同优化。

随着可再生能源渗透率不断提高，季节性乃至年度调峰需求也将与日俱增，储能在未来能源系统中的作用不断显现，但是电化学储能及储热难以满足长周期、大容量储能需求。氢能可以更经济地实现电能或热能的长周期、大规模存储，可成为解决弃风、弃光、弃水问题的重要途径，保障未来高比例可再生能源体系的安全稳定运行。

氢能应用模式丰富，能够帮助工业、建筑、交通等主要终端应用领域实现低碳化，包括作为燃料电池 汽车 应用于交通运输领域，作为储能介质支持大规模可再生能源的整合和发电，应用于分布式发电或热电联产为建筑提供电和热，为工业领域直接提供清洁的能源或原料等。

日本、韩国、美国、德国和法国等国都从国家层面制定了氢能产业发展战略规划与线路，如日本的《氢能基本战略》、美国的《氢能经济路线图》、欧盟的《欧洲绿色协议》中的“绿氢战略”、韩国的《氢经济发展线路图》等，持续支持氢燃料电池的研发、推进氢燃料电池试点示范以及多领域应用，已在产业链构建、氢燃料电池 汽车 研发方面取得优势。根据国际氢能联合会发布的《氢能源未来发展趋势调研报告》预测，至2050年，氢燃料电池 汽车 将占全球机动车的20 25%，创造2.5万亿美元的市值，承担全球约18%的能源需求。

《中国制造2025》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030）》、《国家创新驱动发展战略纲要》、《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》、《“十三五”国家 科技 创新规划》等都将氢能与燃料电池列为重要任务，作为引领产业变革的颠覆性技术和战略性新兴产业，提出系统推进氢能 汽车 的研发、产业化和商业化。

今年以来，国家政策倾斜力度加大。6月22日，国家能源局发布了《2020年能源工作指导意见》，从改革创新和推动新技术产业化的角度推动氢能产业发展。文件指出，制定实施氢能产业发展规划，组织开展关键技术装备攻关，积极推动应用示范。

中国首部《能源法》再次征求意见。其中，氢能被列为能源范畴，是中国第一次从法律上确认了氢能属于能源。

目前，全国有20多个省份发布了氢能产业发展规划，在长三角、珠三角、京津冀等地区，氢能已形成一些小规模的示范应用。在一些地方形成了制备、储运、加注燃料电池和下游应用的完整产业链。

其中，山东省国内首个省级氢能中长期规划，山东3677战略打造氢经济带。省政府办公厅印发的《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》，以2019年为基准年，规划期限为2020-2030年，内容主要包括发展环境、总体要求、发展路径与空间布局、重点发展任务、保障措施和环境影响评价等6个部分。3月26日印发《济青烟国际招商产业园建设行动方案（2020-2025年）》，新能源 汽车 、氢能等字眼出现频率很高，也和山东省省级氢能规划相呼应。济南“中国氢谷”、青岛“东方氢岛”两大高地随着《方案》要拔地而起。潍坊市人民政府办公室印发了《潍坊市促进加氢站建设及运营扶持办法》。本办法适用于对在本市进行加氢站建设、加氢站加氢的企业给予补贴，即按日加氢能力和建成年限分别给予50~600万元补贴。

2019年，中国石油对外依存度首次突破70%的关口，而天然气对外依存度也高达45%。自2018年中美贸易战爆发以来，高度依赖海外油气进口所带来的能源安全隐患越来越让决策层与 社会 各界侧目。新冠疫情又进一步暴露了在紧急状态下产业链全球化的隐患和风险，致使原本已有抬头之势的逆全球化趋势进一步加深，将能源安全的地位上升到新的政治高度。

全球气候变化是21世纪人类面临的最复杂的挑战之一，减缓气候变化的措施之一是减少温室气体的人为排放。中国是仅次于美国的第二大碳排放国家，已承诺力争2030年前二氧化碳排放达到峰值2060年前实现碳中和。在碳中和的道路上，氢能是一个不可或缺的二次能源形式

尽管氢能发展前景广阔，但当前也面临着产业基础薄弱、装备和燃料成本偏高以及存在安全性争议等方面的问题。目前我国制氢技术相对成熟且具备一定产业化基础，全国化石能源制氢和工业副产氢已具相当规模，碱性电解水制氢技术成熟。但在氢气储运技术、燃料电池终端应用技术方面与国际先进水平相比仍有较大的差距。

譬如在储运方面，实现氢能规模化、低成本的储运仍然是我国乃至全球共同面临的难题。高压气氢作为目前国内外主流的氢能储运模式，还存在储氢密度仍然不够高、储运成本太高等问题。

氢气是二次能源，需要通过一定的方法利用其它能源制取，目前主要包括以下方法：

天然气中的烷烃在适当的压力和温度下，在转化炉中发生一系列化学反应生成包含一氧化碳和氢气的转化气，转化气再经过换热、冷凝等过程，使气体在自动化的控制下通过装有多种吸附剂的PSA装置后，一氧化碳、二氧化碳等杂质被吸附塔吸附，从而得到氢气。

以煤为原料制取含氢气体的方法主要有两种：一是煤的焦化，二是煤的气化。焦化是指煤在隔绝空气条件下，在90-1000 制取焦碳，副产品为焦炉煤气。焦炉煤气组成中含氢气55-60%左右。煤的气化是指煤在高温常压或加压下，与气化剂反应转化成气体产物，组成主要是氢及一氧化碳，经转化后可制得纯氢。

通常不直接用石油制氢，而用石油初步裂解后的产品，如石脑油、重油、石油焦以及炼厂干气制氢。石脑油制氢主要工艺过程有石脑油脱硫转化、CO变换、PSA，其工艺流程与天然气制氢极为相似；重油制氢是在一定压力下与水蒸气及氧气反应制得含氢气体产物；石油焦制氢与煤制氢非常相似，是在煤制氢的基础上发展起来的；炼厂干气制氢主要是轻烃水蒸气重整加上变压吸附分离法，与天然气制氢非常相似。

氯碱工业采用电解盐水的方式生产氯气和烧碱，在电解槽阳极生成氯气，阴极生成氢气，阴极附近生成烧碱，氢气进入脱氧塔脱除其中氧气，然后经过变压吸附脱除其中N2、H2、CO2、H2O等杂质，可获得高纯度氢气。

甲醇蒸汽重整制氢由于氢收率高，能量利用合理，过程控制简单，便于工业操作而更多地被采用。甲醇与水蒸气在一定的温度、压力条件下在催化剂的作用下，发生甲醇裂解反应和一氧化碳的变换反应，生成氢和二氧化碳，重整反应生成的H2和CO2，再经过变压吸附法（PSA）将H2和CO2分离，得到高纯氢气。

电解水制氢是一种较为方便的制取氢气的方法。在充满电解液的碱性电解槽（ALK）中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。也可使用PEM电解槽直接电解纯水产生氢气。此方式可利用光电、风电以及水电等清洁能源进行电解水制取氢气。

（1）风力发电机组的原理及特点：风力发电机组通过控制风轮转速，达成在低风速下最优能量捕捉；在高风速时，保持风轮转速和功率稳定。因此，在额定风速前（大部分工作状态），风力发电机组发岀的有功功率一直在随着风的改变而波动，表现在秒级上的发电功率波动性。另外，风力发电机组是一个电流源，也就是说风电机组每时每刻在跟随电网的50Hz交流电频率，把能量通过电流的方式输岀给电网。如果没有电网的电压维持，目前的风电机组很难独立发电。

（2）光伏发电：光伏电池将太阳能转化为电能，光伏逆变器一方面通过控制，追踪光伏电池的最佳功率点，一方面作为电流源，跟踪电网50Hz交流电频率，把能量通过电流方式输岀到电网。由于阳光在分钟级上变化不大，相对于风电，波动性较小。但是光伏发电表现出昼夜的间歇性。

光伏发电制氢主要利用光伏发电系统所发直流电直接供应制氢站制氢用电。主要有3种技术路线。

碱性电解槽制氢。 该种电解槽的结构简单，适合大规模制氢，价格较便宜，效率偏低约70%~80%，主要设备包括电源、阴阳极、横膈膜、电解液和电解槽箱体组成，电解液通常为氢氧化钠溶液，电解槽主要包括单极式和双极式。

质子交换膜电解槽（PEM Electrolyzer）制氢。 效率较碱性电解槽效率更高，主要使用了离子交换技术。电解槽主要由聚合物薄膜、阴阳两电极组成，由于较高的质子传导性，电解槽工作电流可大大提高，从而提升电解效率。

固体氧化物电解槽（Solid Oxide Electrolyzer）制氢。 可在高温下工作，部分电能可由热能替代，效率高、成本低，固体氧化物电解槽是三种电解槽中效率最高的设备，反应后的废热可与汽轮机、制冷系统进行联合循环利用，提升效率，可达到90%。

电解水制氢技术路线成熟，目前未大规模推广关键因素为电价问题，以目前工业用电用来制氢成本过高，市场竞争力较差。

甲醇制氢投资较低，适合2500Nm3以下制氢规模，按照1Nm3氢气消耗0.72千克甲醇，甲醇价格按2319元 / 吨计算，制氢成本如下表：甲醇制氢成本表

天然气制氢单位投资成本低，在1000Nm3以上经济性较好，按照1Nm3氢气消耗0.6Nm3天然气，天然气价格按1.82元/Nm3计算，制氢成本下表：

天然气制氢成本表

以1000Nm3/h 水电解制氢为例，总投资约1400万元，按照1Nm3氢气消耗5kWh 电能计算，不同电价测算制氢成本分析如下表：

光伏发电制氢成本表

由此分析，光伏发电制氢电价控制在0.3元 / 千瓦时以下时，制氢成本才具有竞争力。按照目前市场价格进行测算，以100MW光伏发电直流系统造价如下表：

光伏发电直流系统造价

以一类资源区域为例，首年光伏利用小时数为1700小 时 计 算，其他参数为 ：装机容量100MW，建设期1年，资本金投资比例20%，流动资金10元 /kW，借款期限10年，还本付息方式为等额本息，长期贷款利率4.90%，折旧年限20年，残值率5%，维修费率0.5%，人员数量5，人工年平均工资7万元，福利费及其他70%，保险费率0.23%，材料费3元 /kW，其他费用10元 /kW。按照全部投资内部收益率满足8% 反算电价，并分别分析计算造价为2.3亿、2亿、1.8亿、1.6亿元时的电价。通过计算，在满足全部投资内部收益率为 8% 时，不同造价下的电价如下表：

不同造价反算电价

光伏发电制氢在资源一类区域已具备经济可行性，较天然气制氢、甲醇制氢成本较低，随着光伏发电成本的持续下降，光伏发电制氢竞争力将进一步增强。本文未考虑氢气运输成本，光伏发电直供电制氢应与需求方靠近，资源一类区域主要集中在西北区域，该区域氢气用户主要为炼化、化工企业，用气量较大，对制氢站规模要求较大。

光伏组件价格下降较快，随着价格进一步降低，部分二类资源区光伏发电制氢也将具有竞争力，该类区域相对靠近负荷中心，经济发达，氢气需求量较大。光伏发电制氢工艺简单、运维难度低，制氢规模可根据场地和需求进行模块化组合，随着燃料电池技术的进步，分布式可再生能源制氢供应燃料电池也将是未来重要发展趋势。

氢气的运输方式可根据氢气状态不同分为气态氢气(GH2)输送、液态氢气(LH2)输送和固态氢气(SH2)输送。选择何种运输方式，需基于以下四点综合考虑：运输过程的能量效率、氢的运输量、运输过程氢的损耗和运输里程。

在用量小、用户分散的情况下，气氢通常通过储氢容器装在车、船等运输工具上进行输送，用量大时一般采用管道输送。液氢运输多用车船等运输工具。

虽然氢气运输方式众多，但从发展趋势来看，我国主要以气氢拖车运输(tube trailer)、气氢管道运输(pipeline)和液氢罐车运输(liquid truck)三种运氢方式为主。

长管拖车是国内最普遍的运氢方式。这种方法在技术上已经相当成熟。但由于氢气密度很小，而储氢容器自重大，所运输氢气的重量只占总运输重量的1~2%。因此长管拖车运氢只适用于运输距离较近(运输半径200公里)和输送量较低的场景。

其工作流程如下：将净化后的产品氢气经过压缩机压缩至20MPa，通过装气柱装入长管拖车，运输至目的地后，装有氢气的管束与车头分离，经由卸气柱和调压站，将管束内的氢气卸入加氢站的高压、中压、低压储氢罐中分级储存。

该方法的运输效率较低。国内标准规定长管拖车气瓶公称工作压力为10-30MPa，运输氢气的气瓶多为20MPa。

以上海南亮公司生产的TT11-2140-H2-20-I型集装管束箱为例，其工作压力为20MPa，每次可充装体积为4164Nm3、质量为347kg的氢气，装载后总质量33168kg，运输效率1.05%。国内生产长管拖车的主要厂商有中集安瑞科、鲁西化工、上海南亮、浦江气体、山东滨华氢能源等。

长管拖车运氢成本测算

为测算长管拖车运氢的成本，我们的基本假设如下：

（1）加氢站规模为500kg/天，距离氢源点100km；

（2）长管拖车满载氢气质量350kg，管束中氢气残余率20%，每日工作时间15h；

（3）拖车平均时速50km/h，百公里耗油量25升，柴油价格7元/升；

（4）动力车头价格40万元/台，以10年进行折旧；管束价格120万元/台，以20年进行折旧，折旧方式均为直线法；

（5）拖车充卸氢气时长5h；

（6）氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；

（7）每台拖车配备两名司机，灌装、卸气各配备一名操作人员，工资10万元/人·年；

（8）车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km；根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为8.66元/kg。

测算过程如下表：

运输成本随距离增加大幅上升。当运输距离为50km时，氢气的运输成本5.43元/kg，随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升。

距离500km时运输成本达到20.18元/kg。

考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km内的短距离运输。

提高管束工作压力可降低运氢成本

由于国内标准约束，长管拖车的最高工作压力限制在20MPa，而国际上已经推出50MPa的氢气长管拖车。

若国内放宽对储运压力的标准，相同容积的管束可以容纳更多氢气，从而降低运输成本。

当运输距离为100km时，工作压力分别为20MPa、50MPa的长管拖车运输成本为8.66元/kg、5.60元/kg，后者约为前者的64.67%。

具有发展潜力的低成本运氢方式，但我国氢气管网发展不足，建设需提速。

低压管道运氢适合大规模、长距离的运氢方式。由于氢气需在低压状态（工作压力1~4MPa）下运输，因此相比高压运氢能耗更低，但管道建设的初始投资较大。

我国布局氢气管网布局有较大提升空间。美国和欧洲是世界上最早发展氢气管网的地区，已有70年 历史 。

根据PNNL在2016年的统计数据，全球共有4542公里的氢气管道，其中美国有2608公里的输氢管道，欧洲有1598公里的输氢管道，而中国仅有100公里。

随着氢能产业的快速发展，日益增加的氢气需求量将推动我国氢气管网建设。

氢气管道造价高、投资大，天然气管道运氢可降低成本

天然气管道是世界上规模最大的管道，占世界管道总长度的一半以上，相比之下氢气管道数量很少。据IEA报告，目前世界上有300万公里的天然气管道，氢气管道仅有5000公里，现有的氢气管道均由制氢企业运营，用于向化工和炼油设备运送成品氢气。

由于管材易发生氢脆现象（即金属与氢气反应而引起韧性下降），从而造成氢气逃逸，因此需选用含炭量低的材料作为运氢管道。美国氢气管道的造价为31~94万美元/km，而天然气管道的造价仅为12.5~50万美元/km，氢气管道的造价是天然气管道造价的两倍以上。

虽然氢气在管道中的流速是天然气的2.8倍，但由于氢气的体积能量密度小，同体积氢气的能量密度仅为天然气的三分之一，因此用同一管道输送相同能量的氢气和天然气，用于押送氢气的泵站压缩机功率高于压送天然气的压缩机功率，导致氢气的输送成本偏高。

氢气输运网络基础设施建设需要巨大的资本投入和较长的建设周期，管道的建设还涉及占地拆建问题，这些因素都阻碍了氢气管道的建设。

研究表明，含20%体积比氢气的天然气-氢气混合燃料可以直接使用目前的天然气输运管道，无需任何改造。

在天然气管网中掺混不超过20%的氢气，运输结束后对混合气体进行氢气提纯，这样既可以充分利用现有管道设施，出于经济性考虑，也能降低氢气的运送成本。

目前国外已有部分国家采用了这种方法。

为测算管道运氢的成本，我们参考济源-洛阳氢气管道的基本参数，做出如下假设：

（1）管道长度25km，总投资额1.46亿元，则单位长度投资额584万元/km；（10）年输氢能力为10.04万吨，运输过程中氢气损耗率8%；

（2）管线配气站的直接与间接维护费用以投资额的15%计算；

（3）氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；

（4）管道寿命20年，以直线法进行折旧。

根据以上假设，可测算出长度25m、年输送能力10.04万吨的氢气管道，运氢价格为0.86元/kg。

当输送距离为100km时，运氢成本为1.20元/kg，仅为同等距离下气氢拖车成本的1/5，通过管道运输氢气是一种降低成本的可靠方法。

适合长距离运输，国内外应用差距明显，但液氢运输相比气氢效率更高，国内应用程度有限。

液氢罐车运输系统由动力车头、整车拖盘和液氢储罐3部分组成。

由于液氢的运输温度需保持在-253 以下，与外部环境温差较大，为保证液氢储存的密封和隔热性能，对液氢储罐的材料和工艺有很高的要求，使其初始投资成本较高。

液氢罐车运输是将将氢气深度冷冻至21K液化，再将液氢装在压力通常为0.6兆帕的圆筒形专用低温绝热槽罐内进行运输的方法。

由于液氢的体积能量密度达到8.5MJ/L，液氢槽罐车的容量大约为65m3,每次可净运输约4000kg氢气，是气氢拖车单车运量的10倍多，大大提高了运输效率，适合大批量、远距离运输。

但缺点是制取液氢的能耗较大（液化相同热值的氢气耗电量是压缩氢气的11倍以上），并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。

在国外尤其是欧、美、日等国家，液氢技术发展已经相对较为成熟，液氢在储运等环节已进入规模化应用阶段，某些地区液氢槽车运输超过了气氢运输规模。

而国内目前仅用于航天及军事领域，这是由于液氢生产、运输、储存装置等标准均为军用标准，无民用标准，极大地限制了液氢罐车在民用领域的应用。

国内相关企业已着手研发相应的液氢储罐、液氢槽车，如中集圣达因、富瑞氢能等公司已开发出国产液氢储运产品。

2019年6月26日，全国氢能标准化技术委员会发布关于对《氢能 汽车 用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输安全技术要求》三项国家标准征求意见的函。

液氢相关标准和政策规范形成后，储氢密度和传输效率都更高的低温液态储氢将是未来重要的发展方向。

为测算液氢槽车运输的成本，我们的基本假设如下：

（1）加氢站规模为500kg/天，距离氢源点100km；

（2）槽车装载量为15000加仑（约68m3，即4000kg），每日工作时间15h；

（3）槽车平均时速50km/h，百公里耗油量25升，柴油价格7元/升；

（4）液氢槽车价格约为50万美元/辆，以10年进行折旧，折旧方式为直线法；

（5）槽车充卸液氢时长6.5h；

（6）氢气压缩过程耗电11kwh/kg，电价0.6元/kwh；

（7）每台拖车配备两名司机，灌装、卸载各配备一名操作人员，工资10万元/人·年；

（8）车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km。根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为13.57元/kg。

测算过程如下表：

液氢罐车成本变动对距离不敏感。当加氢站距离氢源点50~500km时，液氢槽车的运输价格在13.51~14.01元/kg范围内小幅提升。虽然运输成本随着距离增加而提高，但提高的幅度并不大。这是因为成本中占比最大的一项——液化过程中消耗的电费（约占60%左右）仅与载氢量有关，与距离无关。而与距离呈正相关的油费、路费等占比并不大，液氢罐车在长距离运输下更具成本优势。

第四章 加氢站建设

1.投资估算

加氢站投资主要包含设备投资、土建工程投资以及设计、监理、审批等费用。

项目投资估算表如下：

序号 名 称 费用（万元） 备注

1 工艺设备 222.00

1.1 增压系统 160.00

1.2 加注系统 56.00

1.3 卸车系统 6.00

2 现场管道、仪表电缆等 12.00

3 PLC柜、火焰探头、氢气泄漏探头、视频监控等 28.00

4 设备安装及调试 40.00 含辅材

5 土建工程 80.00

6 设计、监理、审批等费用 45.00

7 合计 424.00

2.运营成本估算

加氢站建成后，运营成本包括土地租金、设备折旧、运营维护成本、人员工资等。

项目总投资为424万元，固定资产采用直线法综合折旧，不计残值，按照10年折旧摊销，每年42.4万元。

每年运维成本包括设备维护费、管理费及人工成本费、电费和水费等，其中设备维护费用约55万元，管理费及人工（4名工人）成本费15万元，电费及水费30万元，每年运维成本费用为100万元。

本项目单站占地面积约2亩，参照目前服务区征地费用，土地租金暂按每年每亩10万元计取，单站每年土地租金为20万元。

3.效益测算

加氢站对外销售价格为35元/kg，进销价差一般为20元/kg。

本次加氢站项目设计日加氢能力：500kg/d，加注压力：35MPa；按照其70%加注负荷计算，日加注350kg，年可实现加注量120000kg。

按照价差收入，年毛利润额估算为252万元。

经济效益情况分析：

序号 名称 单位 金额（万元） 备注

1 价差收入（毛利润） 万元 240.00

2 土地租金 万元 20.00

3 年运行成本 万元 100.00

4 折旧及摊销 万元 42.4 按10年折旧

5 年税前利润 万元 97.6

5 税金及附加 万元 24.4

6 年利润 万元 73.2

静态投资回收期为：424万元/73.2万元 5.79年。

但是当前投运氢燃料车辆较少，但氢能源在政策利好下不断发展中，当前预测存在较大的困难和不可预见性，测算中取设计负荷的70%进行的估算。

山东省下发国内首个省级氢能中长期规划，山东3677战略打造鲁氢经济带，济南“中国氢谷”、青岛“东方氢岛”两大高地随着《方案》要拔地而起，具有广阔的发展前景和潜力，在当前国家碳达峰、碳中和战略背景下，氢能必将迎来大发展阶段。

3月23日，国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》。规划明确，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分和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。

根据规划，到2025年，形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，产业创新能力显著提高，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站。可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分， 实现二氧化碳减排100-200万吨/年。

到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。

到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。

规划提出，立足本地氢能供应能力、产业环境和市场空间等基础条件，结合道路运输行业发展特点，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，有序拓展氢燃料电池等新能源客、货汽车市场应用空间，逐步建立燃料电池电动汽车与锂电池纯电动汽车的互补发展模式。积极探索燃料电池在船舶、航空器等领域的应用，推动大型氢能航空器研发，不断提升交通领域氢能应用市场规模。

因为直接用可再生能源发电导致电网的调峰压力非常大，巨大。弃风弃光弃水问题很严重。储能是提高电网调节能力的最佳手段之一。目前应用最多的是抽水蓄能，其次也有储热、电化学电池、压缩空气的各种技术路线。

本质上电制氢也是储能的一种。在电网下调峰能力不足的时候（即出现弃电的时候），将弃电部分用来制氢，或者在夜间负荷低的时候，用低价电制氢，在需要的时候，不管是发电还是直接燃烧，取用储存的能量。

用氢作为能源发电，两步过程中能量难免会有损失，但是其实仔细琢磨一下，还是可行的，主要是得采用廉价易得的电能来电解之制氢，像大规模的太阳能、风能都是很好的清洁能源。

提高电解制氢的效率后，能量从太阳能转移到氢能源里。由于氢气能量密度大，移动性好，不受天气影响，所以用氢气作为汽车的驱动能源还是很不错的选择，清洁环保。这其中最主要的还是得提高制氢的效率和氢转化为电和动力的效率。

可再生能源制氢的用处

可再生能源制氢有它的优势，采用了可再生能源，以风光水等等可再生能源为载体，以氢气作为一个二次能源的载体，在能源转型中可以和电力互为补充，以实现工业、建筑、电力、交通运输等产业互联。

目前广泛使用的氢源主来自化石燃料、电解水和化工副产氢。此外，生物质制氢、核能制氢和光催化制氢正在研究，还没达到工业化应用的水平。可再生能源制氢只能选择电解水制氢，化石燃料制氢和化工副产氢都是有碳排放的。

来源:经济日报

7月29日，由中国电力企业联合会指导、协鑫（集团）控股有限公司（下称协鑫集团）主办的氢能产业发展论坛暨协鑫氢能战略发布会在京举行。中国能源研究会副理事长吴吟表示，能源行业排放占到全球温室气体排放总量的2/3，实现双碳目标的关键在能源。能源低碳发展有两大路径：化石能源低碳利用和大力发展可再生能源。当前，G20集团中已经有9个国家和地区发布了氢能发展战略，还有7个国家和地区正在开展前期研究。氢能产业呈现出良好发展态势， 科技 进步日新月异、应用场景层出不穷，未来氢能将在钢铁、能源、交通和建筑等领域广泛应用。

根据中国氢能联盟预测，到2030年，我国氢气的年需求量将达到3715万吨左右，在终端能源消费中占比约5%；到2060年，我国氢气的年需求将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中占比约20%。

中国电力企业联合会专职副理事长安洪光表示，通过新能源与氢能的耦合，可助力高比例清洁能源电力系统的稳定运行，解决长时间清洁能源处理和负荷需求的平衡问题，帮助难以减排领域深度脱碳。在他看来，“十四五”时期，将是我国碳达峰“窗口期”、氢能产业发展的发力期，也是氢能市场的培育期和氢能技术的追赶期。

随着减碳行动的开展和各项政策的加持，氢能发展势不可挡。据不完全统计，迄今已有河南、山西、湖北、安徽等超过30个省市对氢能产业发展作出了明确部署，有的还制定了详细的时间表、路线图和任务书。可再生能源制氢、燃料电池 汽车 示范城市群、加氢站建设等项目成行业投资热点。

氢从何处来？在碳达峰、碳中和目标下，回答好这一问题尤为重要。

根据不同的制取方式和碳排放量，氢能被分为灰氢、蓝氢和绿氢。2020年我国氢气来源中，62%为煤制氢，19%天然气制氢，仅有1%的可再生能源制氢，氢来源亟待“绿化”。中国工程院原副院长杜祥琬强调，氢能产业要实现高质量、可持续发展，其核心准则是从源头做到可持续，将波动性、间歇性的风能、太阳能转换为氢能，有利于储能和传输，具有零排放、零污染和可持续优势。

高成本是当前可再生能源制氢大规模推广的主要难题。“降低氢能使用成本是产业发展的关键所在。”在中国石油和化学工业规划院新能源发展研究中心主任刘思明看来，我国氢能产业急需模式创新，依托海外优质天然气资源，转化为氢气具有成本竞争力，国内京津冀、长三角、珠三角氢能产业率先发展，用氢也应避免长距离陆运。他认为，未来国内氢能市场将以“工业副产氢+短距离运输”模式为主，海外将以“优质资源转化蓝氢+长距离化学品载体运输”模式为主。

会议现场，协鑫集团旗下协鑫新能源正式对外发布公司氢能战略。根据规划，协鑫新能源氢能战略由蓝氢和绿氢两部分构成。具体而言，蓝氢目标――首期建成年产230万吨合成氨，逐步扩能至每年400万吨生产规模，可供应国内70万吨蓝氢；绿氢目标――计划到2025年建设100座综合能源站，达到40万吨年产能。

协鑫集团董事长朱共山表示，从空间结构上讲，在东部、南部等负荷中心发展蓝氢，在中西部地区等新能源大基地发展绿氢，一蓝一绿，协同发展。“协鑫新能源将打造不依赖补贴，完全市场化的零碳 科技 先锋企业，做全球综合实力领先的绿氢与蓝氢综合运营服务商。”

近日，山东省确定2021年省级重点项目1600个，总投资3.1万亿元。其中，省重大项目500个，总投资1.8万亿元；省重点项目1100个，总投资1.3万亿元。

从建设阶段看，先期项目867个，总投资1.46万亿元；新开工项目592个，总投资8698亿元；准备项目141个，总投资7685亿元。从项目类别看，项目突出“两新一重”、“十强产业”以及补短板，涵盖现代产业、基础设施、 社会 民生、重大平台四大领域，新兴产业和补短板项目占比超过60%。

2021年省重大实施类项目名单(石油和化工行业)

1.东营港有限责任公司东营港原油储备项目(总库容500万立方米)

2.山东保利协鑫环亚国际能源有限公司烟台港西港区液化天然气接收站项目(年LNG接卸能力500万吨)

3.山东港源管道物流有限公司烟台港原油管道复线项目(管道总长381公里)

4.济宁中石油昆仑能源有限公司中俄东线济宁支线管道工程(线路全长158.3公里)

5.山东明化新材料有限公司聚苯硫醚类系列特种新材料项目(年产聚苯硫醚树脂3万吨、聚苯硫醚粒料2万吨)

6.青岛海纳新材料有限公司道恩高分子新材料项目(年产热塑料高分子新材料14万吨)

7.山东清河化工 科技 有限公司双氧水法环氧丙烷装置及配套双氧水装置项目(年产环氧丙烷30万吨、双氧水90万吨)

8.山东省润泰新材料有限公司氨基模复合材料产业园项目(年产新材料50万吨)

9.振华石油化工有限公司丙烷脱氢及环氧丙烷项目(年产环氧丙烷28万吨、苯乙烯60万吨)

10.山东安诺其精细化工有限公司高档差别化分散染料及配套建设项目(年产高档差别化纺织分散染料8万吨)

11.山东泰特尔新材料 科技 有限公司特种环氧树脂项目(年产特种环氧树脂9500吨)

12.山东裕龙石化有限公司裕龙岛炼化一体化项目(一期)(年炼油2000万吨、年产乙烯300万吨、混二甲苯300万吨)

13.烟台九目化学股份有限公司OLED显示材料及其他功能性材料项目(年产光电类化学品及其衍生物420吨)

14.中节能万润股份有限公司万润工业园二期项目(年产功能性材料与液晶中间体1万吨)

15.山东友谊胶粘 科技 有限公司双向拉伸聚丙烯薄膜及特种胶带项目(年产BOPP薄膜33万吨)

16.烟台泰和新材料股份有限公司高效差别化粗旦氨纶项目(年产差别化粗旦氨纶1.5万吨)

17.中化弘润石油化工有限公司化工新材料及深加工项目(年产苯乙烯12万吨)

18.星宇安防 科技 股份有限公司高分子新材料及医疗防护用品生产项目(年产超高分子量聚乙烯纤维4800吨、医疗防护用品60亿双)

19.安丘市金控资本管理有限公司Parylene纳米涂层产品智能制造与产业化项目　(年产Parylene纳米涂层产品3000万套)

20.潍坊英轩实业有限公司精品柠檬酸绿色智能制造项目(年产柠檬酸40万吨、柠檬酸盐25万吨、柠檬酸糟饲料20万吨)

21.山山东世纪连泓新材料有限公司色浆及配套高端颜料项目(一期)(年产色浆6万吨、高端颜料5万吨)

22.山东汶华香料有限公司香兰素生产基地建设项目(年产香兰素、苯二酚、甲基愈创木酚、乙基愈创木酚5万吨)

23.山东硅科新材料有限公司硅烷偶联剂系列产品项目(年产硅烷偶联剂系列产品5万吨)

24济宁亿联化工有限公司间苯二酚生产项目(年产间苯二酚2万吨)

25.国泰大成新材料 科技 产业园一期碳纤维项目(年产碳纤维3000吨)

26.山东合创宏新材料 科技 有限公司高分子新材料项目(年产高分子材料14.2万吨)

27.山东安诺信新材料有限公司嘧啶系列产品项目(年产嘧啶系列产品3000吨)

28.山东兴强化工产业技术研究院有限公司山东省高端石化中试科创平台项目(总建筑面积1万平方米)

29.万华化学集团股份有限公司全球研发中心扩建工程及孵化基地项目(总建筑面积38万平方米)

30.威海金泓集团有限公司—新型系列塑料加工助剂产业化建设项目(威海金泓集团有限公司搬迁项目)(总建筑面积8万平方米)

2021年省重大储备类项目名单(石油和化工行业)

1.沂源县LNG储气调峰中心及莱芜-沂源天然气干线项目

2.董家口-沂水-淄博输油管道工程

3.中化学建设投资集团有限公司鲁南高科化工园区基础设施综合提升PPP项目

4.山东民达物流有限公司东营港25万吨级原油进口泊位及配套工程

5.山东裕龙石化有限公司裕龙岛炼化一体化项目(一期)配套岛外罐区项目

6.山东裕龙港务有限公司烟台港龙口港区南作业区(1#-3#)通用泊位、(6#-7#)液体化工泊位、(10#-11#)液体化工泊位工程

7.中石化烟台龙口液化天然气有限公司中国石化龙口液化天然气(LNG)项目

8.山东滨海弘润管道物流股份有限公司黄潍输油管道复线工程

9.荷储能源 科技 (山东)有限公司菏泽盐穴储气库建设项目

10.山东凯盛新材料股份有限公司战略新兴材料关键单体产业化及其政产学研联合研究院建设项目

11.中国氢能产业基地—中国氢城(淄博)一期建设项目

12.东营市东凯新材料产业园有限公司稀土 汽车 催化材料生产项目

13.利华益维远化学股份有限公司丙烷脱氢及高性能聚丙烯项目

14.山东艾蒙特新材料有限公司特种环氧树脂及中间体项目

15.久日新材料(东营)有限公司光固化系列材料建设项目

16.山东嘉信新材料有限公司染料及中间体新建项目

17.氯溴(山东)化工有限公司氯化法钛白粉项目(一期)

18.泰山玻璃纤维邹城有限公司无碱玻璃纤维细纱池窑拉丝生产线项目

19.山东鸿泰鼎新材料 科技 有限公司Lyocell纤维项目

20.山东恒源石油化工股份有限公司油系针状焦高精细化学材料综合利用项目(退城入园转型升级)

21.阳煤平原化工有限公司产业升级搬迁改造项目

22.山东信发泓蒙塑胶 科技 有限公司氯化聚乙烯、氯化聚氯乙烯、聚合氯化铝项目

23.山东惠广 科技 发展有限公司纤维素醚项目

2021 年省重点项目名单(石油和化工行业)

新旧动能转换优选项目

1.联合石化卓越智能工厂智能制造项目(建设通讯及视频监控系统，油气回收、SIS 系统、GDS 系统、联合运营与决策支持BI、实时优化RTO等)

2.山东海科创新研究院有限公司新领域 科技 成果转化平台建设项目(建设高精尖新能源和特种化学品研发实验室，总建筑面积0.5万平方米)

3.液化空气工程制造(烟台)有限公司液化空气烟台制造基地项目(年产空气分离精馏塔5套、空气分离设备冷箱10套、标准成套空分设备30套)

4.山东东辰瑞森新材料 科技 有限公司山东能源新材料产业园项目(年产长碳链尼龙产品5000吨、尼龙66等产品5000吨)

5.山东建科建筑材料有限公司产学研一体化项目(年产高性能聚羧酸减水剂母液10万吨、聚羧酸减水剂10万吨、无碱速凝剂3万吨)

6.青岛惠城环保 科技 股份有限公司4万吨/年FCC催化新材料项目(年产FCC催化剂2万吨、铝溶胶2万吨)

7.天辰齐翔新材料有限公司尼龙新材料项目(年产HCN/AN 30万吨、PA66成盐20万吨)

8.山东东岳有机硅材料股份有限公司有机硅单体及有机硅下游产品深加工项目(年产有机硅单体30万吨、有机硅下游深加工产品20万吨)

9.淄博飞源化工有限公司三氟乙酸及衍生物项目(年产三氟乙酸及衍生物 9000 吨)

10.山东澳帆新材料有限公司一氯三氟丙烯联产四氟丙烯、五氟丙烷及氟盐项目(年产一氯三氟丙烯2万吨、四氟丙烯2000吨、五氟丙烷1万吨)

11.山东朗晖石化20万吨/年特种糊树脂项目二期7万吨/年改扩建工程(年产糊树脂产品70000吨)

12.孟玄新材料有限公司年产5万吨醋酐、4000吨可降解醋酸纤维素无纺布、5000吨可降解醋酸纤维素薄膜项目(年产醋酐5万吨、可降解醋酸纤维素无纺布4000吨、可降解醋酸纤维素薄膜5000吨)

13.山东石大富华盛创新材料有限公司10万吨/年甲醇钠甲醇溶液及5000吨/年固体甲醇钠项目(年产甲醇钠甲醇溶液10万吨、固体甲醇钠5000吨)

14.山东东润新材料有限公司年产16万吨高性能树脂及甲醛项目(年产高性能树脂及甲醛16万吨)

15.山东东珩国纤新材料有限公司三元催化衬垫项目(年产三元催化衬垫1000吨)

16.利华益利津炼化有限公司20万吨/年聚苯乙烯项目(年产聚苯乙烯20万吨)

17.东营华泰化工集团有限公司年产16万吨环保型生物基纤维项目(年产环保型生物基纤维16万吨)

18.利华益利津炼化有限公司40万吨/年高性能ABS一体化项目(年产高性能ABS 树脂40万吨)

19.烟台万华电子材料有限公司硅烷类产品生产项目(年产硅烷类产品140吨)

20.万华半导体材料(烟台)有限公司万华硅烷类产品研发生产二期项目(年产甲硅烷160吨、乙硅烷80吨、锗烷类40吨)

21.山东国维复合材料 科技 有限公司高分子树脂热塑性连续纤维复合材料生产项目(年生产高分子树脂热塑性连续纤维复合材料233吨)

22.潍坊奥润德新材料 科技 有限公司植物基切削液生产项目(年产润滑油5万吨、植物基切削液5万吨)

23.潍坊舒肤康新材料 科技 有限公司30万吨/年高端聚丙烯新材料项目(年产高端聚丙烯新材料30万吨)

24.昆仑天格(山东)润滑 科技 有限公司15万吨新型润滑材料及高效冷却液项目(年产新型润滑油12万吨、高效冷却液3万吨)

25.山东聚优新材料 科技 有限公司年产10000吨石墨烯前驱体、53000吨新型环保材料项目(年产石墨烯前驱体10000吨、新型环保材料53000吨)

26.山东睿安生物 科技 有限公司年产6万吨共聚酯系列产品项目(年产共聚酯系列产品6万吨)

27.富盈新材料2*3万吨/年生物可降解高分子材料PBAT(PBS)项目(年产生物可降解高分子材料PBAT(PBS)6万吨)

28.威海金威材料 科技 有限责任公司塑料助剂-光稳定剂项目(年产塑料助剂-光稳定剂800吨)

29.聊城瑞鑫瑞铂高分子材料有限公司特种胶制品生产项目(年产特种橡胶制品1000吨、医用高分子乳胶制品500吨)

30.贵邦化学 科技 有限公司2000吨/年新型医药中间体项目(年产新型医药中间体2000吨)

31.山东能延新材料 科技 有限公司45万吨/年水基型胶粘剂、5万吨/年改性树脂胶粘剂、6.5万吨/年建筑、防水及密封材料项目(年产水基型胶粘剂45万吨、改性树脂胶粘剂5万吨)

32.山东星顺新材料有限公司5G新材料聚苯醚项目(年产 1-氯甲基萘500吨、N-甲基-1-萘甲胺200吨、对氯甲基苯乙烯800吨、MPPO800吨、6-溴-2-萘甲酸10吨)

33.山东汇海医药化工有限公司培南类高端医药中间体项目(年产4-AA产品300吨、4-BMA产品300吨)

34.山东金益化工有限公司年产8000吨医药中间体项目(年产医药中间体8000吨)

35.青岛恒宁生物 科技 有限公司4万吨/年农用化学品原料药及中间体项目(年产农用化学品原料药及中间体4万吨)

36.山东一诺威聚氨酯股份有限公司年产34万吨聚氨酯系列产品扩建项目(年产聚氨酯系列产品34万吨)

37.天弘化学产品升级及环保改造项目(建设70万吨/年催化汽油抽提脱硫装置、6万吨/年MTBE脱硫装置)

38.山东富宇化工有限公司2.5万吨/年BDO项目(年产BDO产品2.5万吨)

39.东营市联成化工有限责任公司年产10万吨甘油法环氧氯丙烷项目(年产甘油法环氧氯丙烷10万吨)

40.山东科鲁尔化学有限公司26万吨/年丙烯腈生产及配套项目二期工程(年产丙烯腈26万吨)

41.广饶科力达石化 科技 有限公司全厂产品结构转型与提升及配套工程项目(建设120万吨/年船燃油加氢装置、50000Nm³/h 制氢装置、2 10万吨/年硫酸装置)

42.东营威联化学有限公司250万吨/年精对苯二甲酸及配套工程项目(年产精对苯二甲酸250万吨)

43.爱思开环保材料(烟台)有限公司SK化工30000吨胶黏剂、热塑性弹性体项目(年产胶黏剂、热塑性弹性体30000吨)

44.山东祥维斯生物 科技 股份有限公司高端智能卤化产业园及三甲基甘氨酸盐酸盐项目配套项目(年处理固废氯化钠10万吨)

45.山东同成医药股份有限公司年产16万吨氯系列医药中间体和高端新材料项目(年产氯系列医药中间体和高端新材料16万吨)

46.山东华博源化工有限公司年产500吨吡啶酮乙醇胺盐、150吨VC乙基醚、2500吨异壬酰氯、2500 吨异辛酰氯、2000吨异戊稀酸甲酯、200 吨 N-羟基正辛酰胺、1000吨磷化铝建设项目(年产吡啶酮乙醇胺盐500吨、Vc乙基醚150吨、异壬酰氯2500吨、异辛酰氯2500吨)

47.祥泰和年产 2 万吨氯苯胺系列产品建设项目(年产氯苯胺系列产品 2 万吨)

48.华勤橡胶工业集团有限公司华勤橡胶 科技 中心项目(建设橡胶产品研发中心，总建筑面积2.5 万平方米)

49.山东中科新材料 科技 有限公司新建 10 万吨/年有机胺催化剂和固化剂、100 万吨/年聚氨酯和环氧树脂化工新材料一期项目(年产有机胺催化剂和固化剂 10 万吨、聚氨酯和环氧树脂化工新材料 100 万吨)

50.山东润林新材料 科技 有限公司年产三十万吨新型环保增塑剂建设项目(年产新型环保增塑剂 30 万吨)

51.联合农药环境友好型农药生产及研发基地建设项目(年产二氯五氯甲基吡啶 10000 吨、啶虫脒 5000 吨、杀虫剂原药 6000 吨、杀螨剂原药 1900 吨)

52.浦林成山(山东)轮胎有限公司 105 万套全钢子午线轮胎品质提升项目(年产全钢子午线轮胎 105 万套)

53.舜天化工年产 20 万吨三聚氰胺及 科技 新材料项目(年产三聚氰胺20万吨)

54.山东强睿博 30000 吨/年水性聚氨酯项目(年产水性聚氨酯30000 吨)

55.山东莘县瑞森石油树脂有限公司20000吨/年增粘石油树脂项目(年产增粘石油树脂20000吨)

56.山东信发瑞捷新材料 科技 有限公司年产10万吨合成酯项目(年产合成酯产品700台)

57.山东中泰化学 科技 有限公司60万吨/年干气综合利用制苯乙烯及配套项目(年产苯乙烯60万吨)

58.菏泽市巨丰新能源有限公司100万m³/d 焦炉气综合利用制过氧化氢、环氧丙烷项目(年产过氧化氢75万吨、环氧丙烷20万吨)

59.山东锐华氟业有限公司60t/a四氟化硫搬迁生产项目(年产四氟化硫60吨)

60.山东新智源化工有限公司年产6万吨季戊四醇项目(年产季戊四醇6万吨)

61.山东晨飞宇生物 科技 有限公司年产2600吨噻吩乙酸项目(年产噻吩乙酸2600吨)

62.山东统防生物 科技 有限公司8000 吨/年环保安全型农药复配加工项目(年产农药制剂产品8000吨)

63.山东昶盛润滑油 科技 有限公司15 万吨/年废润滑油再生项目(年处理废润滑油15万吨)

64.菏泽富达生物 科技 有限公司年产一万吨天然有机醇及其衍生系列高端精细化工产品建设项目(年产高端精细化工产品31480 吨)

65.山东和源化学有限公司定制化生物酶合成公共服务平台建设项目(年产酶法医药中间体1000吨)

66.青岛奥迪斯生物 科技 有限公司50000吨农用化学制剂及肥料制造项目

“双招双引”签约项目

1.山东金石新材料有限公司高性能聚酰胺新材料项目(年产长链二元胺1.5万吨、长碳链尼龙1万吨)

2.淄博齐翔腾达化工股份有限公司70万吨/年丙烷脱氢项目(年产70万吨丙烯)

3.山东锦路环保 科技 有限公司新建11500吨/年环保助剂项目(年产11500吨环保助剂)

4.爱特蓝化学(山东)有限公司5万吨/年硅溶胶、1万吨/年环己胺等联产项目(年产5万吨硅溶胶、1万吨环己胺)

5.山东中科纳米新材料有限公司年产5 万吨纳米浓缩浆液和纳米复合涂料项目(年产5万吨纳米浓缩浆液和纳米复合涂料)

6.空气化工产品(滨州)有限公司25000Nm³/h 氧气空分项目(建设四套空分装置)

7.中海油(东营)油田开发有限公司开发垦利油田群项目(建设钻井平台垦利油田群)

8.中铁加仑(济宁)天然气运销有限公司济宁(兖州)LNG 铁路物流园LNG+分销+LNG调峰储备库项目(总建筑面积7.1 万平方米)

重点技改项目

1.淄博齐翔腾达化工股份有限公司40万吨/年叔丁醇及配套 20万吨/年MMA、10万吨/年 PMMA项目(年产叔丁醇 40万吨、MMA20万吨等)

2.兖矿鲁南化工有限公司30万吨/年已内酰胺项目(年产己内酰胺30万吨、硫铵48万吨)

3.齐成(山东)石化集团有限公司VOCs环保综合提升改造项目(实现厂区VOCs环保综合改造提升)

4.和达(山东)橡胶 科技 有限公司全钢子午胎生产装备智能化改造提升项目(完成年产240万套全钢载重子午线轮胎生产线信息化升级改造)

5.利华益维远化学股份有限公司聚碳酸酯共混改性(一期)项目(年产聚碳酸酯1万吨)

6.山东和利时石化 科技 开发有限公司化工助剂提能增效综合改造项目(总年产能达到20万吨)

7.齐成(山东)石化集团有限公司基于高质量发展管理模式智慧企业项目(实现全流程智能化管控)

8.山东天弘化学有限公司45万吨/丙烷脱氢项目(年产丙烷脱氢45万吨)

9.东营市海科瑞林化工有限公司2万吨/年橡胶高性能助剂装置及配套项目(年产橡胶高性能助剂2万吨)

10.山东道恩高分子材料股份有限公司聚丙烯熔喷无纺布专用料扩能技改项目(年产聚丙烯熔喷专用料18万吨)

11.山东凯恩新材料 科技 有限公司年产 20000 吨特种注塑新材料建设项目(年产特种注塑新材料2万吨)

12.万华化学集团股份有限公司异氰酸酯一体化扩能技改项目(扩建MDI产能至110万吨)

13.万华化学集团股份有限公司年产4万吨尼龙12(PA12)项目(年产尼龙124万吨)

14.寿光金远东变性淀粉有限公司年产2万吨乳酸、丙交酯、聚乳酸项目(年产乳酸2万吨、聚乳酸(丙交酯)0.5万吨)

15.山东七维新材料有限公司高性能水性高端装备涂层材料 科技 创新及智能制造项目(年产高性能水性高端装备涂层材料20万吨)

16.山东海利尔化工有限公司吡唑醚菌酯生产工艺改进项目(改造现有1000吨/年吡唑醚菌酯生产装置)

17.山东浩然特塑股份有限公司年产3000吨聚砜系列树脂研发及产业化项目(年产聚砜系列树脂3000吨)

18.金沂蒙集团有限公司洁净煤气化技术升级改造项目(年产合成氨6万吨、甲醇9万吨,项目同时副产氢能源)

19.山东华鲁恒升化工股份有限公司酰胺及尼龙新材料项目(年产已内酰胺30万吨)

20.联化 科技 (德州)有限公司二期精细化工生产项目(年产精细化工产品47500吨)

21.山东滨华新材料有限公司碳三碳四综合利用项目(建设60 万吨/年丙烷脱氢制丙烯装置、80万吨/年丁烷异构装置、30 万吨/年环氧丙烷等装置)

22.山东滨化滨阳燃化有限公司10000 吨/年纤维级聚苯硫醚(PPS)新材料项目(年产纤维级聚苯硫醚材料10000吨)

23.山东金海钛业资源 科技 有限公司10万吨/年金红石型钛白粉综合技改项目(年产金红石型钛白粉10万吨)

24.山东成武易信环保 科技 有限公司年产 40 吨高丰度核级 B-10酸、100 吨高纯 11BCl3 电子级特气新材料项目(年产高丰度核级 B-10 酸 40 吨、高纯11BCl3 电子级特气新材料 100 吨

25.成武县晨晖环保 科技 有限公司年产11000吨苯甲酰氯联产8800吨氯乙酰氯技改项目(年产苯甲酰氯11000吨、氯乙酰氯8800吨)

26.成武县晨晖环保 科技 有限公司年产20000吨三氯乙酰氯技改项目(年产三氯乙酰氯20000吨)

“百年老店”、多元化电子电气产品制造商日本东芝集团（Toshiba）正在全力布局有“未来能源”之称的氢能，并将大规模可再生能源制取“绿氢”视为低碳能源时代的完美解决方案。

近日在上海举行的第三届中国国际进口博览会期间，东芝多位高管对澎湃新闻表示，除了已提出“氢能源 社会 ”愿景的日本本土之外，东芝非常看好氢能在中国的发展前景。

放眼全球，日本是近年来最热衷于发展氢能的国家之一。日本“氢能基本战略”提出，到2030年要确立国内可再生能源制氢技术，构建国际氢能供应链，长期目标是利用碳捕获（CCS）技术实现平价化石燃料的脱碳制氢和可再生能源制氢。对于能源自给率低的日本而言，用零碳排的可再生能源来制取清洁高效、较易储运的氢能，无疑是“后福岛时代”得以兼顾能源安全和碳中和目标的理想选择。

日本能源转型历程

“东芝早在50年前就已经开始做氢能方面的技术研发，进行相关技术储备。我们在40年前推向市场的产品，已经有氢能利用的影子。”负责氢能业务的东芝（中国）有限公司营业总监张童对澎湃新闻表示，早年东芝的制氢路线是烃类醇类重整制氢。但在零碳理念下，该公司内部近十年间全面提升氢能体系，东芝燃料电池体系全部是纯氢燃料电池。

据介绍，东芝的纯氢能燃料电池系统H2Rex已累计在日本国内交付100台以上。这种100kW的模块化单元可根据需求灵活组合，启动时间不到5分钟，高效将管道或气罐中的氢气转化为电能和热能。

东芝的纯氢能燃料电池系统H2Rex累计在日本交付100台以上

典型场景如东芝的新氢能综合应用中心，利用太阳能电解水制备氢气，并直接将其应用在东芝的日本府中工厂的燃料电池物流叉车上。这样，不但燃料电池物流叉车在运转时不排放二氧化碳，而且，因为使用了通过可再生能源制取的氢气作为燃料，从制氢到氢利用的全程实现了零碳排。

当突发灾难时，这套小型分布式能源亦可大显身手，作为一条生命线为300名受灾群众提供一周的电力和热水供应。

纯氢固然样样好，但目前在全球范围内仍受居高不下的成本所困。据澎湃新闻了解，上述在日本落地的东芝纯氢燃料电池系统均为有日本政府政策支持的项目。

张童表示，全球可再生能源快速发展，但风电、光伏始终存在间歇性问题。尤其在中国，风电、光伏装机的迅猛增长对电网调峰要求巨大，弃风、弃电的问题屡见不鲜。若将这部分电力转换成氢能储存起来，在需要时再调取，就是一个最理想的结合。“可再生能源与电解质制氢技术结合起来，制出来的氢完全是绿色的。”

他认为，在该领域，东芝的所长是对电力系统、电子设备、控制系统的深入了解和对氢的长期技术积累，目前正在与多家上游制氢企业探讨合作。在氢能起步阶段，东芝呼吁政府对全行业予以政策支持，鼓励更多企业参与氢能产业链的完善，并尽早明确氢使用的法律法规。在这些前提下，氢能成本才能随着规模化效应快速下降。

氢能成本的下降有赖于一个足够大且高速成长的下游市场。东芝正在推动纯氢能燃料电池系统H2Rex尽早应用于中国市场，使其成本上尽早符合中国市场潜在的需求，并联合中国合作伙伴一起开拓市场。

实际上，东芝对于“终极能源解决方案”的认识，在日本福岛核事故之后出现了彻底的转变。东芝曾是全球核能领域的重要参与者，旗下拥有 历史 战绩辉煌的美国西屋电气公司。但由于2011年福岛核事故后全球核电建设放缓、建造成本陡增、西屋电气申请破产保护等原因，东芝最终选择剥离核电资产。

今年10月，日本首相菅义伟在临时国会上发表施政演说时宣布，日本将争取在2050年实现温室气体净零排放。这标志着作为全球第三大经济体和第五大碳排放国的日本在气候议题上的立场发生巨大转变。目前，日本的温室气体排放中有至少80%来自能源领域。

“二氧化碳零排放并不是最近才有的呼声，很早以前大家就在进行与此相关的探讨。”东芝中国总代表宫崎洋一对澎湃新闻说道，福岛核事故改变了全球的碳减排思路。2011年之前，日本、欧洲都将低碳发电目标寄希望于核能，但福岛事故后由于安全标准升级、核能发电成本陡增，欧洲主要国家纷纷选择弃核。

宫崎洋一称，除了重点业务氢能之外，目前东芝还有其他颇具竞争力的能源业务和碳捕捉技术，可以根据不同地区的特征进行灵活组合。具体而言，在水电领域，东芝的实际供货数量和技术实力处于全球第一梯队，已经向44个国家及地区累计供货2300多台水轮机和1800多台发电机；光伏领域，东芝的工业用光伏发电系统在日本有2700处应用，住宅用光伏发电系统在日本为10万户以上客户使用；地热领域，东芝已向全球提供累计达3.7GW的地热发电设备，以设备容量计处于全球第一。

福岛氢能研究基地（FH2R）

在日本国立的新能源产业技术综合开发机构（NEDO）牵头下，东芝与另外两家日本企业合作的福岛氢能研究基地（FH2R）已于今年2月底建成。

FH2R系统概览

该项目建有全球最大的利用可再生能源的10MW级制氢装置，正在验证清洁低成本的制氢技术。这里产生的氢气不仅用来平衡电力系统，还为固定的氢燃料电池系统、移动的氢燃料车等提供动力。

校对：刘威