完美收官！2023中国电氢耦合与氢化工技术创新大会

10月12日，由氢能前沿主办、绿氢之家承办的“2023中国电氢耦合与氢化工技术创新大会”在北京中成天坛假日酒店正式举行。

本次大会以会议带展的形式，汇聚近300位氢能源产业行业专家及业内人士，涵盖前沿研究、终端应用、生产制造和检测设备等领域。共有22位行业专家、学者、企业代表发表了主旨报告，详细探讨了电氢灵活转换与协同关键技术，商业模式，装备创新，以推动电氢深度耦合与协同发展。并关注氢化工赛道最前沿科技，把脉市场发展动向以及前沿趋势。

特别鸣谢：

10月12日上午，2023中国电氢耦合与氢化工技术创新大会正式开始，本次大会全程由氢能前沿总经理徐海洋先生主持。

氢能前沿总经理   徐海洋

在本次论坛的开场，由大会主办方氢能前沿总经理徐海洋先生发表了热情洋溢的致辞。他首先向出席会议的各位嘉宾表示诚挚的感谢，并对他们百忙之中能参加2023中国电氢耦合与氢化工技术创新大会表示由衷的欢迎和感激。接着，徐海洋先生向大家介绍了本次大会的概况以及出席嘉宾。最后表达了对本次论坛成功召开的期望、祝福和支持。他希望通过这次论坛的交流和探讨，能够激发更多的创新思维，开拓更多的合作机遇，为行业的未来发展贡献更多的科技力量。

邢伟：

邢总就制氢项目开发应用实践及注意事项进行了深入探讨：

1.目前氢气在国内仍按危化品管理，国务院安委会要求危化品必须在产业集中区和化工园区，制氢项目审批异常困难，延庆项目主要借助冬 奥会和”两区“政策，其它地方不容易突破。

2.不考虑碳排放因素，目前大用户对氢气承受力（到站价）：氢能交通>40元/公斤、氢冶炼<20元/公斤氢化工<10元/公斤（到厂价）、天 然气加氢<0.2元/公斤（按体积、气价2元/方）。

3.国内氢燃料汽车消费地与可再生能源资源错配，不发达地区氢气消纳谨慎选择氢能交通。

4.目前全球PEM制氢设备还未达到规模化生产，国际上最大单槽产品500Nm³/h，供应紧张（12-16月），价格在人民币3000万元左右。

5.选择碱液制氢需要考虑环保和安全问题。

6.目前我们尚不具备大规模发展氢能装备产业能力。

7.谨慎选择自有电源+电力交易制氢路线，基地制氢需配置两种以上电源以保证设备利用小时。

建议：

1、在经济发达地区开发可再生能源+绿色氢气生产，提升氢气销售价格。

2、积极介入PEM、碱液制氢设备研发和生产，掌握核心技术和产业发展主动权，取得相关认证（CE、ISO22734、TUV、国家质量体系、 国家防爆认证等）。

3、注重产业链协同发展，重点是高端氢气用户和氢能交通，氢冶炼需考虑技术路线和冶炼产品价值

闫华光：

氢能在新型电力系统中作用：

1 利用可再生能源电制氢，促进可再生能源消纳。我国可再生能源发展领先全球，利用可再生能源制氢可有效提升我国可再生能源消纳水平。

2 利用氢储能特性，实现电能跨季节长周期大规模存储。氢储能具有储能容量大、储存时间长、清洁无污染等优点，能够在长周期跨季节场景中发挥优势。

3 利用氢能调节特性，实现电力系统的灵活调节。先进电解水制氢装备具有较宽的功率波动适应性，可实现输入功率秒级响应，为电网提供调峰调频服务。

4 推动跨领域多类型能源网络互联互通，拓展电能综合利用途径。通过氢能实现电力、供热、燃料等多种能源网络的互联互通和协同优化，推动分布式能源发展，提升终端能源利用效率。

刘坚：

报告中刘老师就电氢协同与氢化工产业的发展提出了几点措施与建议：

1 统筹规划布局：采用氢电融合发展的系统性思维，开展绿氢供应体系顶层设计；发挥绿氢供应体系 在促进大规模、高比例新能源消纳方面的关键作用，增强新型电力系统的长时储能 与灵活调节能力。

2 引导储输结合：特高压输电线路、氢储输系统互为补充，提高绿色电力大规模推广应用的技术及经 济可行性。

3 推动技术创新：加快高效电解水制氢与氢发电、大规模低成本高安全储氢技术攻关。 把握资源禀赋和能源供需特点，因地制宜开展多类场景、不同规模的试点示范。

4 完善体制机制 ：尽快将氢纳入能源行业管理，匹配氢能规模化发展、多元化应用的实际需要。完善电力市场机制，做好峰谷电价信号传导，发挥低谷时段电制氢、尖峰时段氢发 电潜力；研究制定并网绿氢项目电价扶持政策；加快探索离网制氢+绿色化工（平衡 弃电~储电~储氢）试点。

张宁：

利用清洁能源发电制氢（绿氢）是未来氢能发展的重要方向。电制氢设备能够容许较大程度的输入电力波动，大规模制氢是平抑新能源出力波动的有效途径。

该路径下，充分发挥制氢负荷的灵活性，通过离网、并网等方式大规模部署电制氢设施，在源侧和网侧实时跟踪新能源发电波动性出力，有效解决高比例新能源下电力系统的灵活调节问题。

王勇：

深圳市汇川技术股份有限公司成立于2003年4月，于2010年9月28日在A股创业板成功上市（股票简称：汇川技术，股票代码:300124）。公司聚焦工业领域的自动化、数字化、智能化，专注“信息层、控制层、驱动层、执行层、传感层”核心技术，是专门从事工业自动化和新能源相关产品研发、生产和销售的高新技术企业。经过20年的发展，公司依托“电力电子”、“电机驱动与控制”、“工业控制与通信”等核心底层技术，从单一的变频器供应商发展成为多层次、多产品、多领域的综合解决方案供应商。

在国家双碳战略指引下，汇川技术作为中国自动化行业的领军企业，密切关注绿色   氢能发展和变化，聚焦工业与新能源领域的自动化、数字化、智能化，致力于打造   智能化和绿色能源深度融合发展之路，为用户提供更高效、更可靠的综合能源解决   方案。

李龙辉：

绿氨技术问题：

1 成氨工艺：可再生能源波动条件下的合成氨工艺流程优化和柔性调控技术。

2 制氢系统：大规模电解水制氢系统的模块化集成和集群动态控制技术。

3 协同工艺：可再生能源波动性与化工稳态特性的 “源—网—氢—氨”的协同控制技术。

4 生产经营管理：电、氢、氨等要素的全方位安全防护与生产运营管理机制。

绿氨解决路径：

当前合成氨的实施路径：虽然目前仍存在一些技术瓶颈需要突破，可以在有政策、有资源的区域依托公共电网的调峰能力， 以源—网—荷—储的形式，先以低碳氨的模式进 行先行先试，逐步实现绿氨的规模化生产。

理论、技术瓶颈亟待突破：间歇性可再生能源制氢-低温低压合成氨系统的动态 集成匹配、设计优化及安全生产管理技术；高活性和 稳定性的催化剂。

鲍秀昌：

绿氢系统关键技术的研究与突破成为大规模应用的前提，仿真分析是关键技术研究的有力方法之一。科梁绿氢仿真测试系统具备多能流、多时间尺度的并网或离网型新能源电解水制氢系统的仿真与测试功能，为研究绿氢系统提供一体化解决方案。

绿氢系统仿真模型库iEnergyModel-H2，基于主流仿真软件Matlab/Simulink和 SimuNPS创建，涵盖新能源发电、电解制氢、储氢、输氢、用氢等全产业链的设备模型， 可快速实现设备级、单元级和系统级动态仿真，满足不同颗粒度、不同场景仿真应用需求。

支持并网型制氢和离网型制氢系统建模，支持多步长仿真，可实现热力系统分钟级、电力 系统微秒级、电力电子纳秒级仿真应用，提供完善的多能耦合解决方案。

绿氢系统数字孪生软件iEnergyLab，支持多场景构建与多项目管理；支持绿氢系统规划设 计及仿真验证、系统能量管理、协同控制等多种智能控制算法及策略的开发与验证。

支持仿真模拟和实体系统接入，具备虚-实交互（数字孪生）能力，实现以虚控实。

李俊荣：

北京航宇高科氢能源科技有限公司是专注于PEM电解水制氢技术应用的高新技术企业，公司主要产品是系列化PEM电解水制氢装备及其解决方案。

公司核心团队主要成员原在中国载人航天领域从事空间站电解制氧系统研发工作，积累了二十多年的电解水制氢技术经验，攻克了系列难题，负责研制的产品已经应用在我国空间站供氧系统和多个国家战略平台。

面向可再生能源制氢领域，公司团队打通了核心材料、电解槽设计集成、系统集成等核心关键技术，形成了系列化电解槽产品，部分产品远销日韩欧美，在单槽产氢量、电流密度、能耗、电解效率、出氢压力、造价等核心技术经济指标等方面有领先优势。尤其是2022年，实现了单槽MW级PEM电解槽的产业化应用，解决了国内绿氢制备的“卡脖子”关键技术。产品广泛应用于电子半导体、能源电力、化工等领域。

未来，公司将在提升PEM电解槽单槽规模、性能指标和经济性方面持续发力，持续降低绿氢装备成本，为实现PEM电解水制氢技术在绿氢领域更广泛的应用奠定基础。

荣峻峰：

氢能将是我国能源低碳发展的重要途径，氢能同时具有能源和物 质的属性，在未来新能源体系中占有重要的战略地位。

可再生绿电制氢是实现碳中和目标的重要途径。

绿电制氢的成本将不断降低，未来将具有比化石能源制氢具有更 好的经济性，从而助力石化产业实现碳中和。

许明：

北京低碳清洁能源研究院2009年12月成立，围绕双碳目标，14年持续深耕煤炭清洁高效利用、现代煤化工、新能源、新材料、氢能（氨能）、储能等低碳技术。

累计承担国家项目54项，拥有煤炭开采水资源保护与利用国家重点实验室、国家煤炭清洁转换利用研发中心等10个研发平台。

李建伟：

龙蟠科技（股票代码：603906），成立于2003年，于2017年A股上市，主营汽车精细化学品。江苏天蓝智能装备有限公司是龙蟠科技的全资子公司，成立于2020年。公司位于南京市溧水经济开发区龙蟠科技产业园，2023年3月，年产1GW制氢电解槽半自动化产线项目正式开工建设，项目总投资约1亿元，新建厂房面积13000m2，占地约20亩。厂房内配置了自动化设备生产线，包括极板自动焊系统、隔膜自动切割系统、电极自动切割系统、电解槽半自动组装设备、电解槽自动翻转设备和管道自动焊接设备等。电解槽半自动化产线于2023年6月底竣工投产，首台套1000立方电解槽产品9月16日下线。

温倩：

新能源氢能化工一体化发展未来展望：

➢ “煤化工+新能源”一体化发展，优化“碳-氢-氧”平衡，降低化石资源消耗和碳排放；

➢ 逐步扩大绿能替代比例，形成“风/光/煤→化工新材料和精细化学品”的高端绿色低碳融合产业；

新能源的波动与化工安稳长满优的矛盾，储电、储氢、储氨/醇的系统优化；

统筹规划，协调发展，强化顶层设计，提高资源利用效率；

园区绿色化转型，绿电绿氢、绿氨绿醇、捕碳固碳，打造资源循环利用体系

数字化和智能化与管理理念的创新 ；

一体化示范项目的政策支持，提高新能源发电量消纳能力 独立制氢入园政策，因地制宜进行调整；

吕大伟：

行业及市场容量 - 电解水制氢是万亿级的蓝海市场：

➢新能源电解水制绿氢可以替代的大量灰氢，为钢铁、水泥、建筑、交通等高碳行业去碳；

➢碳达峰、碳中和带来巨大的绿氢需求，让电解槽成为万亿级的蓝海市场；

➢IEA预计，到2030年全球电解水制氢装机量将达到134-240GW，新增市场超过1000亿元/年；

➢ 中金公司认为，2028年国内电解槽需求将超过40GW，新市场空间预计将超过500亿元人民币。

国 外 S O E C 最新进展：

国外已具备商业应用条件，节能优势明显，成本下降空间大 ：

➢ 国外现有SOEC电堆连续运行时间已突破20000h，对应性能衰减速率可控制在1%/kh以内；

➢ 美国能源部2021年对SOEC能耗评估以及同PEM、ALK的比较，SOEC已验证电能能耗为39kWh/kgH2；

➢ 美国能源部2022年委托咨询机构对O‐SOEC和H‐SOEC的电堆成本估算。现阶段电堆成本均约为$350/kW，而 BOP成本约为$900/kW。年产能达到1GW时，O‐SOEC和H‐SOEC的电堆成本将分别降至$115/kW和$78/kW。

许卫：

大规模制氢系统部分关键技术：

（1）高电流密度、低能耗、大产气量单体电解槽技术

（2）大规模气液分离系统设计

（3）匹配新能源波动性电网的大容量直流电源系统设计

（4）适应波动电源工况的能源管理系统及自动化控制策略

（5）大规模氢气和氧气纯化技术

岳锌：

氢能欧美日模式中国化，英文、日文换成中文，标准换成中国标准，但日本、北欧、加州地域狭小，对比中国幅员辽阔，有诸多不适应。

“器不如人”，国内外加氢站内用45MPa，98MPa的储氢罐，都需要严格的监测和监管。然而2019年5月、6月美国、韩国、挪威，以及12月美国氢着火和爆炸，最后总结是所有原因是在高压储氢上，也就是目前22MPa的储氢和运氢人类已经掌控，而35MPa以上的储氢和运氢人类并未完全掌控，所以想通过高压来解决问题，目前看未来路还很长。

“制不如人”，国外都50MPa运氢，75MPa加氢，国内还是22MPa运输，35MPa加注，所以经济性要通过修改储运制度来解决。

“文不如人”，中国目前还是将氢作为危化品管理，只有将氢作为能源管理，降低管制标准，这样氢能才能发展推广，这样可以减少目前制约氢能发展的管理障碍，将制氢的安全可靠性充分发挥，应用到加氢站制氢，降低运输成本，为氢能发展降低价格门槛。

田江南：

氢能未来发展趋势：

1 绿氢及下游应用产业规模不断增加

2 可再生能源发电成本不断下降，绿氢及其衍生品成本不断下降

3 应用场景逐步拓展

关键问题：

1 风光制氢波动性与绿色化工灵活性耦合

2 离网型系统稳定性问题

3 整体系统优化及降低成本

杨铮：

绿电制绿氢行业视角思考：

大部分煤化工原料合成气要求氢碳比为2:1，而多数煤化工装置采用的气流床煤气化炉生产的合成气中CO含量高于氢气 （干粉煤气化氢碳比为24:70，水煤浆气化氢碳比为36:45）；需要通过水煤气变换将CO转变成氢气以提高氢碳比，每 生产1吨煤制甲醇变换工艺环节就要排放约2吨二氧化碳。

通过绿氢和煤化工耦合发展，既最大化减少化工装置碳排放，又通过需求侧大化工装置来实现可再生能源波动性消纳。

马明燕：

瓶颈分析与发展趋势：

目前国内外的绿氢化工大多均为“绿氢替代”模式，新能源侧（包括发电与储能）与化工用氢侧分别统筹、规划与管理。

发挥绿氢的整合作用，需要新能源发电、储能、制氢、储氢、用氢全产业链一体化考虑。

不断降低绿氢用于化工中的成本，要不断推动绿氢替代向绿氢耦合再向多能耦合方面 发展，并能够通过技术进步不断并降低各个环节中的能耗与成本。

陈刚：

➢ 绿氢的推动,在传统行业最有机会，容易形成“绿 氢+”及减碳

➢ 在离网应用中电解槽的利用小时数是决定绿氢价 格的重要因素

➢ 在建设电网成本较高的场景下，储氢-氢发电的 模式是性价比高的电化学储能方式

➢ 绿氢与CO2结合，既能达成“负碳”和“碳中和”效果， 又能实现储能

张波：

随着欧洲脱碳转型、日韩氢能社会的持续推进，未来十年绿色氢行业将拥有大量的增长机会。中国具备大规模生产绿能的潜力“十四五”内，每年可增加53KW风能装机容量和58KW的太阳能装机容量；预计到2025年，中国非化石能源占整体能源结构的19%。

中国绿氢贸易区位优势突出，“山东、辽宁、吉林等地区邻近绿氢消费大国日本、韩国；中西部地区可再生能源丰富，可通过国际班列向欧洲出口液态绿氢。

包明鑫：

氢能产业链减碳

机遇：

•   政策扶持与投资偏好

• 基础设备与应用技术升级

• 全球关注应对气候变化

挑战：

• 产业链合作

• 开发减排方法学

• 投资&商用场景拓展

周俊波：

电解水制氢技术主要有四种类型，分别为碱性电解水制氢（AWE）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、固体氧化物电解水制氢（SOEC）和阴离子交换膜电解水制氢（AEM），在目前的技术条件下，要实现大规模低能耗水电解制氢，碱性水电解工艺(AWE)仍然是最佳选择。

至此，“2023中国电氢耦合与氢化工技术创新大会”圆满结束。再次感谢以下单位对本次大会的大力支持。