一、氢能应用场景图
氢能、储能、智能驾驶是新万亿级赛道，其中氢能是新能源最具发展潜力的细分赛道之一，是全新、独立的能源体系。
氢能产业向氢动力、绿氢工业、氢储能三足鼎立方向发展。
氢能的用途包含2大类：
1.传统商业用途：
①化工原料：合成氨、甲醇、玻璃工业、煤/石油化工等。
②还原和保护气体：金属冶炼。
③工业燃料：航天助推燃料等。
2.储能介质：
PowertoX，横跨电力、供热、燃料3大领域：
①电能到电能(powertopower)
②电能到燃料(powertofuel)
③电能到燃气(powertogas)
电转氢是Power-to-X的核心。
可再生能源制氢的应用场景图1可再生能源制氢的应用场景图2
二、4种制氢技术路线及优劣对比
制氢4种路线分别为：
①碱性电解水制氢（ALK）
②质子交换膜电解水制氢（PEM）
③固体氧化物电解水制氢（SOEC）
④阴离子交换膜电解水制氢（AEM）
4种制氢技术路线
4种技术路线特点及优劣对比分析：
①碱性电解水（ALK）：
技术最成熟、成本最低、寿命最长；需要稳定电源，占地面积大，运维复杂。
招标价格约：万/MW左右。
②质子交换膜电解水（PEM）：
适用风光发电类波动电源，占地小，运维简单；成本是ALK3-7倍（昂贵的钛基材料、贵金属催化剂和保护涂层）；纯水。
招标价格：万/MW左右。
③固体氧化物电解（SOEC）
新兴技术，发展潜力大，国外研发重点方向。在规模化之前，需在耐久性、制造工艺等方面提升。
④阴离子交换膜电解水（AEM）
新兴技术，处于基础材料研发阶段，兼具ALK与PEM优势。
三种制氢技术路线优劣对比分析
三、制氢加氢系统组成
制氢加氢系统6大组成部分：
①制氢系统：关键组成为电解槽。
②纯化系统
③储氢系统
④压缩系统
⑤制氢控制系统
⑥加氢控制系统
制氢加氢系统组成
四、风光制氢两种类型：并网型+离网型
风电制氢：将风能通过风力发电机转化成电能，电能通过电解水制氢设备转化成氢气，通过将氢气输送至氢气应用终端，完成从风能到氢能的转化。
即：风能→电能→电解水制氢→氢气
风电制氢类型：
①并网型风电制氢：
解决了波动性问题，但是需要交上网费；适用碱性电解水ALK，经济性好。
将风电机组接入电网，从电网取电制氢，如从风场35kV或kV电网侧取电，进行电解水制氢，主要应用于大规模风电场的弃风消纳和储能。
陆上风电制氢海上风电制氢
②离网型风电制氢：
碱性电解水ALK不适用；质子交换膜PEM适用性好，但经济性差。
将单台风机或多台风机所发的电能，不经过电网直接提供给电解水制氢设备进行制氢，主要应用于分布式制氢、局部应用于燃料电池发电供能、消纳受限的风光。
五、风电制氢发展的两大制约因素
风电制氢的两大制约因素：
①电价：
与传统制氢方式相比，风电制氢的核心关键是电价。电解水制氢成本70%来源于电价（如下图），每生产1立方米氢约耗电4-5kWh，耗水0.8公斤。
主要制氢方式技术经济性对比:元/标方制氢成本对比（元/kg）
当电价成本控制在0.15元/kWh就可与传统手段制氢成本持平，电价低于这个水平则具备价格优势。
②储存和运输：
如制氢价格是11元/kg；长管拖车是20MPa，每km需要10元；加氢站费用10元。
目前加氢站的氢气售价是30-35元/kg（补贴后），另外补贴大约20-30元/kg。
六、风光制氢商业模式
传统化工碳减排压力巨大：合成氨、合成甲醇产生大量CO2，碳排放量约占石化和化工行业排放总量的38%。
电转氢是Power-to-X的核心：在中国双碳目标下，绿氢使用前景广阔。
风光制氢合成氨、氮、甲醇等项目已进入示范阶段。
电价高是制约绿氢广泛应用的主要因素：电价在0.10-0.15元/kWh左右，电转氨、电转甲烷和电转甲醇才具有经济性。
合成甲醇：年中国甲醇产量约万吨，目前约元/吨，市场规模约亿。
合成氨：年中国氨产量约万吨，目前约4元/吨，市场规模约亿。
商业模式：
①西北部地区具有丰富的风光资源。
以目前的技术条件评估，西北部6省风电技术可开发量超过GW，目前已开发容量仅GW，只占可开发量的2.4%，具有非常大的开发潜力。
②实现更低的度电成本。
目前三北地区风电项目度电成本已经可以做0.15~0.20元/kWh；预计到年，可以进一步下降到0.12~0.15元/kWh，Power-to-x的成本问题有望获得解决。
商业模式：
在中国双碳目标下，传统化工碳减排压力巨大，绿氢使用前景广阔。
西北部地区具有丰富的风光资源，随着制氢行业、风光发电行业的技术发展，风光发电项目度电成本进一步降低，风光制氢成本与传统化石能源制氢相当，且能实现零碳排放的目标，风光制氢将具有切实可行的商业模式，迎来大规模的推广应用。
大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目吉林长岭风光氢储氨醇示范项目
