圆满丨2024中国电氢耦合与氢化工技术创新大会结束
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8月22日，由H2-Frontier 氢能前沿主办、绿氢之家承办的2024 第二届中国电氢耦合与氢化工技术创新大会在北京举办。
会议汇聚行业专家学者、企事业单位、行业从业者，共同聚焦电氢灵活转换与协同关键技术、商业模式、装备创新，并关注氢化工赛道最前沿科技，把脉市场最新发展动向以及前沿趋势，以期寻找到推动电氢深度耦合与协同发展的更优路径，助力新型电力系统的构建。共有近30位嘉宾奉献了20场精彩主题演讲。
氢能前沿创始人徐海洋在致辞中表示，氢能作为二次能源，具有清洁低碳、可长期存储、灵活高效、应用场景丰富等特点，是未来国家能源体系的重要组成部分，也是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，丰富了新型电力系统的调节资源。面对新能源的高度波动性和不确定性等特点，电氢耦合体系可以突破可再生能源的发展限制，有效推动多种能源方式互联互济、源网荷储深度融合。
然而，当前电氢耦合仍然存在电解水制氢成本高、资源与需求不匹配、基础设施不完善、体制机制不适应等问题。多种问题更需多方面的共同努力。希望通过电氢耦合与氢化工技术创新大会，共同为我国氢能行业及相关板块的发展建言献策。徐海洋强调，当前我国氢能行业正处于发展初期，仍面临着诸多问题和挑战，而此更需要行业人携手致力前行，共促行业健康稳定高速前行。坚信中国氢能行业必将绽放更多精彩。
中国工程院院士、中国矿业大学教授彭苏萍做了题为《中国氢能源与燃料电池发展战略研究》的主旨演讲。
彭苏萍从氢能源与燃料电池发展的背景、氢能源与燃料电池发展的现状、氢能源与燃料电池发展定位与差距、氢能源与燃料电池发展的战略思路四大方面对主题进行阐述。
在战略思路方面，彭苏萍认为，未来10-20年将是我国氢能源与燃料电池产业发展的重要机遇期，需紧密联系我国能源发展实际，从战略、政策、技术、资金、国际合作等方面积极谋划，通过改革创新破解发展难题，助力实现氢能源与燃料电池高质量发展。
对于氢（泛氢）能源市场，彭苏萍认为在成本可控且技术成熟的条件下，氢氨醇能源化应用将得到扩张。燃烧发电、航运燃料等新应用领域有望成为泛氢能源消费的新增长极，预计在2035年后迎来快速发展。
同时，彭苏萍强调迫切需要安全有序推动工程示范降低产业发展成本。当前已规划建设的示范项目呈现数量多、规模小、同质化的特征，实证研究与扎实工程化示范基础薄弱，产业化支撑水平和力度尚有不足。需统筹资源和产业布局，加强可再生氢氨项目差异化、精准化部署，注重项目成果转化及商业化潜力，推动工程化示范，开展自主化技术先行先试，降低产业发展成本。
中能建氢能源有限公司副总经理刘大为做了题为《中国能建氢能发展战略与业务布局》的主题演讲。
刘大为从氢能时代中国能建氢能布局、中国能建氢能系统解决方案、中国能建氢能产业发展情况、中国能建未来氢能产业规划四个方面对主题进行了阐述。
刘大为介绍，中国能建成立中国能建股份公司氢能源全产业链和一体化发展的平台。建设大型风光氢氨醇基地、布局多能融合项目、已签约+储备的绿色氢氨醇项目50余个，实施/完成氢能工程项目，在新能源制氢、化工副产氢等领域建成了20余项重点示范工程。
对于中国能建未来氢能产业规划，刘大为介绍到，中国能建将打造原始创新策源地、打造千亿级产业集群、形成全球绿氢贸易网络。
阳光氢能解决方案总监陈雷演讲主题为《可再生能源柔性制氢全场景解决方案》。
陈雷指出，应用场景的变化对电解水制氢系统提出更高的要求和挑战，可再生能源电解水制氢面临技术挑战——PWM制氢电源：快速动态响应能力，输入波动及负载启停、不均衡工况下的谐波性能，弱网场景下电源运行稳定性；电解水制氢装备：产品质量及一致性问题，频繁波动工况下的寿命影响，宽负荷安全稳定运行，催化剂、隔膜等关键零部件的优化；系统：电氢耦合方式、源网荷（氢）储能量管理策略、多台电解槽协调运行策略。
同时，陈雷介绍了可再生能源柔性制氢解决方案。解决方案基于六大核心技术，三大核心设备，实现制氢系统与风，光，储，网等多种能源形式及多种应用场景的柔性融合，构建灵活、高效、友好的绿电制氢系统。
上海科梁信息科技股份有限公司综合能源事业部技术经理、团队负责人鲍秀昌做了题为《绿氢仿真与测试系统》。
鲍秀昌向与会者介绍了上海科梁信息科技股份有限公司、技术方案、应用案例。其总结，科梁绿氢仿真与测试系统一体化解决方案，提供绿氢及综合能源系统建模仿真软件SimuNPS、绿氢系统仿真模型库iEnergyModel-H2、绿氢系统规划设计与优化软件iEnergyLab-H2、半实物仿真平台、定制化系统建模及工程调试服务。
国网浙江省电力有限公司电力科学研究院章雷其做了题为《微网电氢耦合系统关键技术及工程实践》的主题演讲。
章雷其主要从微网电氢耦合技术研究背景、微网电氢耦合关键技术研究、微网电氢耦合系统工程示范三方面对主题进行了阐述。在总结及展望中，章雷其表示机遇与挑战并存。在机遇方面：氢能发展迅速，确定性强；电氢耦合的“微网”化趋势明显。在挑战方面：电氢耦合项目的建设与运营受限，标准依据缺失。在建议方面，章雷其指出：加快技术研究与工程应用——实现可再生能源多途径消纳、能量的跨时空存储；推动标准规范制定——设计、建设、电网接入、运维、测试。
中国电科院战略中心信息与标准化研究室主任康建东做了题为《电氢耦合场景及规划配置》。
康建东详细阐述了全球氢能战略及技术布局、电氢耦合场景、电氢耦合规划配置三方面内容。其做了五点总结：
国际上主要国家纷纷把氢能作为促进能源转型、保障能源安全和推动工业脱碳的重要手段，我国发展氢能是促进新能源消纳利用、实现双碳目标的重要举措；
2022年氢能工程规划建设进一步提速，但绿氢占比偏低，未来还有较大的发展潜力，利用新能源制氢，应优先用于难以直接电气化难以脱碳减排的领域；
电制氢作为灵活可调节的负荷，电氢耦合可提升电力系统灵活性，谷电制氢、氢能发电及热电联供系统会在园区、备用电源领域等特定场景下会得到进一步推广应用；
未来随着风光新能源发电量占比不断攀升，预计风光新能源发电量占比超过50%时，氢储能电站作为大规模长周期跨季节储能方式，其作用和优势将会进一步凸现；
当前，氢能在电力系统的应用处于产业导入期，未来发展将是一个长期的过程，但具有广阔的发展前景。
同时，康建东提出了四条建议：一是强化顶层设计，推进电氢协同。二是加强产学研用协同，开展跨行业、跨学科联合攻关。三是建立健全标准体系，引领电氢产业高质量发展。四是打造典型示范工程，推动电氢产业规模化发展。
国网能源研究院能源互联网所综合能源研究室主任、国际可再生能源署REmap组专家张宁做了题为《电-氢协同发展路径与模式》。
在电-氢(-碳)协同发展路径板块，张宁围绕解决高比例新能源消纳的不同技术路线，探讨了主要依靠电力系统自身实现高比例新能源消纳；通过大规模发展电制氢，跟踪新能源波动性出力，助力新能源消纳；基于绿氢和煤电CCUS产生的二氧化碳制取甲烷、甲醇，实现电-氢-碳协同发展三种路径。
对于三种路径的对比，张宁指出三种路径各有千秋，未来电力系统低碳发展应当是多种路径融合发展的结果。电力系统不断提升自身对高比例新能源的消纳能力，同时充分发挥电制氢的调节作用，并积极探索电制甲醇等P2X技术路线，共同支撑新能源的大规模发展。
航天长征化学工程股份有限公司销售总监王烨做了题为《可再生氢生态闭环解决方案》。
王烨从自主研发技术、自有核心装备、工程技术、绿色产品四个方面详解了可再生氢生态闭环解决方案。
BOP系统设计方面，王烨介绍更安全、更高效、更智能——化工本质安全设计理念，HAZOP分析、LOPA分析和SIL定级，提供独立或集成至全厂的安全仪表系统，适应风光波动性输入的系统设计方法；不同型号、不同品类的电解槽组合方法。更灵活、更稳定——分程调节使系统更灵活；电解槽互相预热和热备用，系统热能综合利用，实现快速启动；消防氮系统。
多电解槽协调、优化分离器控制、细化温度控制：满足风光电波动范围大、波动频率高、随机性强的要求，系统随动性、稳定性好，可实现-10℃的环境下快速启动。
自动化、智能化，更高的安全防护措施：EMS & DCS & PLC 分级控制、有序分工，配置严谨完善的报警、联锁功能，根据实时发电量及用氢量，实现自动启动、自动调节负荷、自动切换电解槽、自动停机等功能。
无人值守，降本增效：系统可实现全自动无人值守，配置先进的上位控制系统，监控、记录、干预系统运行。
国核电力规划设计研究院绿电转化产业分公司工程技术部副主任杜逸云做了题为《绿色氢基能源产业的探索与实践》。
杜逸云从储能、碳税、提质、能源安全四方面阐述了发展绿色氢基能源产业的原因。
同时，杜逸云指出绿色氢基能源关键问题：生产与消费的时间特性不匹配。新能源出力随机波动性，与连续稳定制氢、用氢需求存在时间错配问题，目前在柔性匹配技术、大规模氢储运、制氢设备负荷瞬时响应等方面仍需突破。
现行解决方案具有以下问题：配套建设储能或制储氢设备，投资额将上升30%，且大规模储氢存在安全和政策许可风险；依托电网做支撑，解决绿电供应的不连续性问题，绿电上下网会产生过网费、容量费等附加费用，约0.12-0.16元/千瓦时，增加电力成本约50%。
中国电力工程顾问集团华北电力设计院高级工程师田江南做了题为《可再生能源制氢氨醇油（氢基绿色燃料）技术挑战与发展前景》的主题演讲。
田江南从绿氢的机遇、绿色合成氨、绿色甲醇、绿色航空煤油四方面进行了讲解。在绿氢的机遇中，其指出：近两年，欧盟CBAM正逐步实施，主要针对钢铁、水泥、化肥、铝、氢和发电行业。欧盟的政策十分严苛，提出时间相关性，即氢气生产商必须确保可再生能源发电和氢气生产在时间上吻合。2023年2月，欧盟通过了可再生能源指令要求的两项授权法案，规定了三种“可再生氢”的场景，定义了一种量化可再生氢的计算方法。我国目前没有国家层面上的绿氢标准，在标准建设上还需要进一步的工作，此外，我国标准相对比较宽松，碳当量阈值为4.9kg，相比欧盟、日本的3.4kg还有一定距离。氢气作为能源使用成本最低的方式是掺氢使用，掺氢在20%以内的发热量均符合国家天然气技术指标，掺氢＜5%的混合天然气发热量符合国家一类天然气指标。
中国寰球工程有限公司北京分公司项目经理、高级工程师隋建伟做了题为《那日松光伏制氢产业示范项目探索与实践》的主题演讲。
第一，重视前期规划。前瞻性、政策符合性;实施计划、阶段衔接与搭接;新能源与化工配置一贯性;厂址与消纳的充分论证;规范要求、业主需求、技术指标与投资成本、建设目标等的平衡，合同条件与模式的合理性。
第二，重视顶层设计。建设目标、建设标准的统一与执行;化工项目管理过程的引入与优化;项目管理计划的统一与执行;项目执行计划的统一与执行;安全文明施工策划;政府审查与手续办理策划:创优策划。
第三，重视整体融合。参建方认识的统一与适应性制度;界面管理程序合同各单位权利与义务的合理定义;联合业主间的管理分工与职责定义;行业间融合提供广阔消纳场景;提高技术整合度，以提升绿氢工厂能效表现。
山东奥氢动力科技有限公司总经理王元辉做了题为《氢电耦合波动对碱性电解槽的安全影响》的主题演讲。
原因1：长期低负荷及波动性工况运行，制氢系统氢氧互串严重，会导致氧中氢含量超限燃爆的安全性问题，制氢系统负载范围（50%-110%），低负荷绿电无法制氢消纳。
原因2：绿电低负荷运行时长占比高（20%符合率以下的时长占比高达45%以上），波动性大，与制氢系统负载范围窄（50%-110%），变载能力差相矛盾，导致大部分电解槽无法安全、高校、稳定的运行。
原因3：制氢单槽与规模化风光电场容量不匹配，通过多槽联合运行，可有效拓宽制氢系统负载下限，改善变载灵活性。国内目前有多个项目采用多槽系统构型，但因多槽调度策略欠佳，难以实现运营最优经济性。
原因4：制氢系统复杂，匹配和动态控制技术暂时不成熟，导致系统动态运行时的可靠性教差，控制困难。
同时王元辉介绍，从第1个奥扬绿能装备的诞生至今，已有超过10万个绿能装备遍及全球30多个国家和地区。奥扬始终坚持以客户为中心的服务理念，在全球设立三大区域服务中心、国内设立及合作300余家服务站点，致力于为全球客户提供卓越可靠的产品和服务。
中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司氢能源研究院设计咨询处处长丨高级工程师涂宏做了题为《电氢耦合及其化工应用的关键技术研究与实践》的主题演讲。
涂宏从绿氢和电力的关系、绿氢在化工行业的应用、绿氢化工项目关键技术研究、绿氢化工项目相关政策变化情况、中国能建华北院氢能业务发展和业绩五个方面进行了讲解。
涂宏对绿氢化工项目共性问题总结：绿氢成本有待进一步降低，占比最高是绿电成本；链条长环节多，涉及众多新技术、新设备、新材料，有待工业验证；大型电解槽等关键设备还需工程验证；部分项目将风光发电与制氢分别设计及运行，未达到整体最优；波动电能到稳定氢能的转换技术还需提升；行业发展较快，标准建设还未跟上；有待相关产业政策的进一步支持。
中石化石油化工科学研究院首席专家荣峻峰做了题为《AEM电解水制氢技术进展与应用前景》的主题演讲。
荣峻峰讲到，AEM电解水技术处于快速研发和商业化初期，国外仅有Enapter公司实现小型产品商业化，国内也仅有少数企业于今年发布了小功率电解堆。但国内多家企业布局，有望快速突破大电解堆技术。
AEM电解槽采用NiFe催化剂代替了贵金属Ir，扩散层与双极板可采用不锈钢镀镍材料，摆脱贵金属资源依赖，阳极催化剂成本可降低95%以上，阴极催化剂成本降低50%以上；AEM电解槽电流密度远大于传统碱水电解技术，与PEM电解水技术相当，且可以高压操作，电解槽具有更小的体积，且更高的能效，电解槽主要金属材料成本比碱水电解槽降低50%以上，比PEM电解槽降低6倍以上；AEM电解槽氢气渗透率远小于传统碱水电解槽，可适用于波动电力输入，具有更高的安全性，功率波动范围20-120%，具有更高的设备利用率。
同时，荣峻峰认为实现国产自主AEM电解水电堆与制氢系统商业化，需解决阴离子交换膜-催化剂-膜电极-电堆全环节系列科学问题和关键技术。
电力规划设计总院高级工程师吴茜做了题为《氢能产业发展形态和前景展望》的主题演讲。
吴茜分析了氢能产业发展现状以及发展形态和前景展望，并同时提出了自身的建议。
吴茜认为氢能产业正处于第三次发展浪潮，各国均加快氢能产业发展步伐，目前氢气以化工原料就地生产消费为主，尚未真正发挥低碳价值和能源属性。目前氢气生产消费分布与炼化、煤化工产业布局高度相关，氢能产业链成熟度有待进一步完善。
建议关注风光氢储一体化、风光氢储+化工一体化开发模式；建议关注适应波动性氢源的柔性生产工艺和装备研发；建议关注氢燃机市场潜力；建议关注氢燃机市场潜力；建议关注氢气压缩机及阀件市场潜力。
中国石油天然气股份有限公司玉门油田分公司一级工程师（高工）廖忠陶做了题为《玉门油田绿电绿氢项目发展实践》的主题报告。
廖忠陶详细介绍了玉门油田绿电绿氢项目运营情况，并对绿电绿氢典型项目分析。
对于下一步新能源总体部署，廖忠陶介绍，在绿电方面：2024年新增清洁电力装机150万千瓦（光伏50万千瓦、风电100万千瓦）、累计达到250万千瓦，年发电量30.8亿千瓦时；2025年新增清洁电力装机250万千瓦（光伏100万千瓦、风电150万千瓦）、累计达到500万千瓦，年发电量73.8亿千瓦时；到2030年，清洁电力累计装机达到1000万千瓦，年发电量222亿千瓦时；到2035年，清洁电力装机累计达到1500万千瓦，年发电量368亿千瓦时。
绿氢应用规划：2025年绿氢规模5500吨/年，率先实施绿氢炼化项目，目前，该项目已完成可行性研究。2026-2027年规划12-14万吨/年绿色合成氨项目建设（配套500MW风电和2万吨制氢项目建设）；2027-2030年规划8.6万吨/年绿色航煤项目建设（采用PtL工艺）（伴随CCUS项目建设，由于航煤和甲醇合成争抢CO2资源，两者二选一）；同期做好生物合成多元醇实验装置的启动。共消纳绿氢约7万吨。
绿氢规划方面，玉门油田2024～2030年电解水制氢规划100000吨。
中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院高级工程师王月做了题为《氢氨融合发展思路分析及中国石油的氢氨业务实践》的主题演讲。
王月指出现阶段制氢技术多样化，可再生能源电解制氢是重要的发展方向；氢气储运受制于储运效率较低的问题，一直是制约氢能产业发展的瓶颈所在；用氢方面，由炼油化工为主导，逐渐变为燃料、储能、交通、建筑、发电为主导。
在“氨在氢能产业中的作用路径”板块中，王月介绍详解了四个途径，分别为基于电解水的哈伯法制绿氨替代灰氨、氨作为氢载体进行跨区域运输、氨的跨季节储氢、氨作为燃料使用。
ACME 集团中国区总裁兼任首席技术官赵英朋做了题为《ACME的绿氨工程实践和电解槽需求预测》的主题演讲。
对电解槽的需求，赵英朋总结为稳定性、可靠性第一，尤其是与可再生能源耦合时；单体设备尽可能大，降低单位投资成本；电耗尽可能低，目前要求直流电耗低于4.3度/Nm³；适用于不同国家标准要求；尽量减少运行维护工作量，尤其是频繁起停时。
到2050年，总用能比现在降低8%，但其经济规模扩大2倍。煤炭用量将减少98%，占用能总量的不足1%；天然气消耗量降低55%，油的用量降低75%。化石能源从现在的80%，降低至20%。
电力在整个能源占比超过50%，比现在增加2.5倍（很大部分增量将用于电解制氢）；并有必要生产低碳燃料如氢。
输配电网年投资额将从现在的2600亿美金增值2030年的8200亿美金，扩大三倍。
氢气和二氧化碳的管网的年度投资额将从将从现在的10亿美金增至2030年的400亿美金，增大40倍；
2030年全球需要1.5亿吨的低碳氢和850GW的电解槽（50%的绿氢，约44%的满负荷开机时间）
2045年全球需要4.35亿吨的低碳氢和3000GW（3TW装机量，1.2万TWH/年的耗电量）。此时，电解槽全球电耗比现在中美两国的电力消耗量还大（2018年中国7.9亿千瓦，按8600小时计算，功率30亿KW为）的电解槽。
国家电投北京绿氢科技发展有限公司氢能业务总监邢伟做了题为《风光氢储氨醇一体化典型项目实施关键点及开发过程分析》的主题演讲。
邢伟从八方面对主题进行阐述。在“风光柔性制氢策略”板块，邢伟讲到，在可再生能源制氢过程中，为了实现减小启动时间、提高综合能效以及延长设备运行寿命的目标，可以运用均衡策略、效率优先策略、寿命优先策略进行优化。
均衡策略侧重于电解槽间的工作负荷分配均匀，效率优先策略强调实时跟随可再生能源发电功率调整制氢负荷以提高能效，而寿命优先策略则聚焦于通过减少电解槽负荷波动来保护设备，延长其使用寿命。实际应用中，制氢场站可根据实际情况和运营目标，灵活选择或融合这些策略，以实现最佳的电解槽整体运行性能。
在圆桌对话环节，杜逸云、涂宏、赵英朋、王元辉围绕“绿氢化工项目中的应用实践与挑战”展开对话。
杜逸云强调在现阶段的绿氢化工项目中，需要注意技术风险和投资风险。企业要在未来的竞争中更好发展，需要上下游企业做到去冗余和差异化发展，实现差异化开发、差异化定位，需要企业携手发展。
涂宏认为现阶段氢化工项目从技术角度分析，存在着系统构建困难、规模匹配困难、集群控制困难、一体化管控困难等挑战。在未来的发展中，项目方需要提前布局，开展前期工作。设计院、研究院所则需要加紧标准的制定和科技的研发。设备企业需要加紧研发，避免出现“卡脖子”现象。
赵英朋则强调氢化工示范项目不要匆匆上马，需要经过充分论证。集群的规模化建设能够实现降本。重点区域可以以市场机制讲不同企业串联起来。对于绿色氢化工产品的出海，赵英朋认为仍需要时间，企业需要稳健发展。
王元辉则对氢化工前景看好，其认为前景空间较大，充满期待。产业发展过程曲折，有担当、有影响力的企业将承担更多责任。从输入端到输出端的酮酸，将有助于实现降本。对于产品出海，王元辉认为，当产品成本降低之后，实现更优发展，产品出海将是水到渠成的事情。