氢能制储环节交流纪要/加氢站参照天然气管理/光储氢如何平价
Q：各地对氢气行业还是按照危化品管理吗，有没有机会松绑？
A:各地氢气的政策管理条例开始逐步松绑，绿氢应用限制陆续开放。各地对氢产业松绑时间如下：
上海市临港区 21年11月；
山东省 22年3月；
湖北省武汉市 22年3月；
河北省唐山市 22年5月；
广东省 23年6月；
辽宁省沈阳市大东区23年9月；
吉林省23年11月。
上述多地绿氢生产项目可不入化工园区，无需取得危化品生产许可证。
随着越来越多省份对氢行业松绑，氢的储运瓶颈将被打破，用氢将变得容易，更具经济性。
Q:现在建的加氢站大多是示范站，商业应用极少，各地有哪些新措施推广加氢站？
A：广东、河北、吉林、辽宁大东区、安徽六安、新疆布尔津已允许在非化工园区建设制氢加氢一体站。
内蒙古、河北、吉林、辽宁大东区，加氢站可参照天然气加气站模式管理。新疆布尔津由住建部门核发燃气许可证。
随着多地对加氢站参照天然气管理，加氢站将会迎来更多更广阔的应用场景。
Q:氢燃料电池车的管理，会跟进松绑吗，如何实现民用？
A：上海、江苏宜兴鼓励开展氢能网约车、租赁车、工作用车、公务用车试点。
辽宁大东区在城市物流配送、公共客运、管理服务、市际专线货运等应用场景推广氢车。
内蒙古工业领域试点氢燃料电池重卡；工业园区、装备制造基地、矿区应用氢燃料电池重卡、矿卡。
内蒙古鄂尔多斯在运输道路开设绿色专用通道；氢能等新能源汽车不受环保限行。政府还贷收费公路执行2折的差异化收费政策。
京津冀示范城市群推出7个氢能高速场景。
广东广州、韶关，江西赣州，河南，内蒙古包头，四川成都推出氢走廊，推广氢燃料重卡。
Q：多地推广光储氢，光伏制绿氢怎么才能做到与灰氢（煤制氢）平价？
A：绿氢制取成本主要由电费和制氢设备构成，灰氢制取成本主要受煤价影响。400-1050元/吨煤价下，对应制氢的氢气成本在 9.5-15元/kg。
绿氢制取成本，外接电力成本在0.1-0.23元/kWh时，对应制氢成本在9.1-16.3元/kg。就是说光伏电价在0.2元/kWh以下时，绿氢和灰氢（1000元/吨煤价）可达成平价。
0.2元/kWh以下的电价是实现绿氢平价的关键，随着多地光储氢一体化项目投产，以前的弃电消纳现象将会大大减少，包括绿氢在内的成本将大幅下降。
假设项目70%的电量上网，剩余30%电量用于制氢，弃电率20%，据测算，在光伏组件1元/W、单位投资3.1元/W，储能电芯0.5 元/Wh、单位投资1.06元/Wh， 电解槽1.2 元/W、单位投资 1.35 元/W 的情况下，对应的制氢成本在6.48元/kg，项目IRR 达到 5.7。这意味着在当前光储氢设备均可达到的成本下，在此模式下绿氢制取的成本已经可实现与灰氢平价。
未来绿氢消纳光伏发电将前景光明。
Q：欧盟碳交易税对我国绿氢发展有什么影响？
A：碳交易税已于23年10月启动试运行，26年正式运行，其落地将抬高原有化石能源使用成本，使各国抓紧推进绿氢平价进程。2022年欧盟平均碳价约为88.36欧元/吨，每千克灰氢（煤制氢）约产生25kg二氧化碳，以欧盟10、50 欧元/吨的碳价测算，对应的灰氢成本将上涨 1.93、9.65元/kg，对应 1000、 400 元/吨煤价下，灰氢达到 24、19 元/kg，高于0.23 元/kWh 电费下的绿氢制取成本。
碳交易税落地，绿氢的大规模应用时点或比预期提前。
Q：据报道，中石化在库车的绿氢项目产能利用率不足30%，被质疑可能造成国有资产流失，这种情况会在类似的多个项目出现吗？
A：中石化库车项目投资达30亿，在2022年11月下旬的一场沙尘暴中，曾发生项目配套的光伏电站大面积受损，大约有2/3的光伏板被摧毁，这暴露相关电力基础设施薄弱的问题。
中石化12月25日的公开回应信息，库车绿氢项目自6月30日顺利产氢以来，截至12月21日，已累计向用户端的塔河炼化输送绿氢2236万方。
据分析，库车项目效率不高，塔河炼化对绿氢的需求不足可能是其中一个重要原因。
我国西北部地区拥有丰富的风能光伏资源， 绿氢项目多集中于此，其中，内蒙古、宁夏、吉林、甘肃、青海、新疆均出台了相应的绿氢产能规划，总规划量到2025年将达到100万吨。
内蒙古、吉林、甘肃、新疆等多地区都发布了绿氢生产补贴政策，补贴额最高高达10元/kg。
氢能发展过程中一些问题的及早暴露，将有助于其他项目运营方加以重视及反思，如何解决好可再生能源制氢行业效率和电力稳定性等关键问题，以确保经济效益，助推整个产业继续向前发展。
Q：氢储能电站项目进行得怎样了，对氢燃料电池需求推动力度如何？
A：首个氢储能调峰电站项目在克拉玛依已经启动，该项目的首期工程是打造一座光伏发电厂，预计每年的发电总量可达到14亿度左右，配套180万千瓦时氢储能调峰电站，年制氢量 3.3亿 立方米，通过氢燃料电池发电，年产稳定绿电电量约9亿千瓦时，计划于2024年8月交付。氢储能电站的建设除了推动燃料电池汽车发展外，将极大放大氢燃料电池需求，带动的价值量为氢车价值量的数倍。
Q:氢能制储相关设备企业未来可从哪些方面关注？
A：绿氢生产未来将由大订单、大项目持续落地推动，随着电解槽项目招标要求逐步提高，大型项目供应商以及有出海业务资质的企业将重点看好。
液氢及管道建设也将给相应企业带来的更多设备端机会。
中下游的加氢站由于未来规划数量多，投建加速也将给燃料电池核心零部件带来机会，关注有国产替代技术优势的企业。