海南发电方式

坚持保持制造业比重基本稳定，保障产业链供应链安全。满足合理消费需求，在工业生产全环节、全过程落实碳中和目标的同时，积极稳妥推进碳达峰任务。协调推进各行业绿色低碳转型。效率第一，源头控制。坚持把节能放在首位，提高利用效率，优化能源消耗和原材料结构，促进企业循环生产，加强产业间耦合联系，促进污染减排和减碳协同，持续降低能源和单位产出资源消耗，从源头上减少二氧化碳排放。

实施铝用优质阳极示范，镁冶炼等技术改造项目。冶炼余热回收、氨炼锌、海绵钛颠覆性制备等突破性技术。依法依规管理电解铝出口，鼓励增加优质再生金属原料进口。坚持电解铝产能总量约束，研究差异化电解铝减量置换政策，防止铜化铝等冶炼产能盲目扩张标准高级值。

建立数字化碳管理体系。加强能源消费和碳排放领域信息化建设和应用。推动关键耗能设备在云平台上的运用，形成感知、监测、预警、应急等能力，提高碳排放的数字化管理、网络化协同、智能化管控。鼓励企业建设碳排放数据计量、监测和分析系统。打造重点行业碳达峰的碳中和公共服务平台，建立产品全生命周期碳排放基础数据库。加强重点产品产能和产量监测预警，提升产业链、供应链安全保障能力。

合理控制油气消费。保持石油消费在合理范围内，逐步调整汽油消费规模，大力推广低碳燃料替代传统燃料，提高终端燃料产品能效。加快机动车、内河船舶等车辆电气化和低碳化。合理控制航空和航运用油消费增速，大力推进可持续航空燃料、先进生物液体燃料等传统燃料替代。提高天然气供应保障能力，有序引导天然气消费。

风力发电厂对环境的影响 摘要： 根据邓小平同志三步走的发展战略，到2050年我国的人均国民生产总值必须达到4000USD/人·年，才能达到中等发达国家的水平。据预测2050年我国人口将达到15亿～16亿。届时我国GNP将达到6万亿USD。在我国大力发展风电，使之成为我国电力工业的一个方面军，不仅是能源开发的需要，也是环境保护的需要。风力机对环境的正面影响是不言而喻的。它不仅可以保护我们人类赖以生存的大气减少污染。也可以保护我们的土地免受过度开发的灾难。最可贵的是风电的环境的负面影响非常有限。这可以使我们人类与自然界友好相处。在地球上真正实现可持续发展的目标。 关键词： 风电 能源开发 环境保护 １、风力发电对中国经济发展的必要性 根据邓小平同志三步走的发展战略，到2050年我国的人均国民生产总值必须达到4000USD/人·年，才能达到中等发达国家的水平。据预测2050年我国人口将达到15亿～16亿。届时我国GNP将达到6万亿USD。根据世界各国经济发展的经验，要达到这一水平，人均年占有电量约为6000kwh。人均发电装机容量为1kw。全国总装机容量为15亿千瓦。15亿千瓦的装机容量的构成如表１示。 表１ 2050年预计中国的发电装机容量的构成(KW) 能源种类 需求量 可开发量 络开发量 储存量 火电 9亿 》9亿 9亿 》9亿 水电 2亿 3.76亿 2亿 6亿 核电 2亿 ／ 2亿 ／ 可再生能源 (风能) 1亿 0.7亿 》1亿 1亿 1亿 1亿 ≥亿 16亿 在我国的能源构成中，虽然煤的储存量最多，足够我们开采使用数百年之久。但由于环境的问题，交通运输的问题，到2050年9亿千瓦的火电(主要是煤电)容量已是开发利用的极限。由表１知2亿千瓦的水电和2亿千瓦的核电也一样达到了开发利用的极限，所以1亿千瓦的可再生能源就构成了我国能源发展的重要组成部分。而且是最有潜力的部分。 ２、风电对环境的正面影响 由于风能是一种不消耗矿物燃料的可再能源。风电的使用，相当于节省相同数量电能所需的矿物燃料。其对环境的明显正面影响为： 2.1 减少向大气排放粉尘，CO2、NOx、SOx。 我们以煤电为例，根据我国当前最普遍使用的30万千瓦蒸汽轮发电机组的现状。每发1万kwh的电，消耗约4吨标准煤；向大气排放粉尘约0.5吨；CO2约10吨；NOx约0.05吨；SOx约0.08t。 到2050年若风电的发电量占全国所需电量的5％，即约4000亿kwh，风电的装机容量约为1.5亿千瓦(风电的容量系数小，相当于煤电的装机容量0.7亿千瓦)，则每年可节省约1.6亿吨标准煤，可减少向大气排放粉尘约2000万吨；CO2约4亿吨；NOx约200万吨；SOx约320万吨。 2.2 减少因开发一次能源如煤、石油、天然气，所造成的环崐问题。一次能源的开采除了在砂漠地区外，通常要毁坏森林，良田和原有的各种植被。而海上油田的开采往往给海洋生态带来不可恢复的破坏。 2.3 与同样是可再生能源的水电相比较，风电没有水电所存在的问题。[1] ● 淤积问题 拦河水库必须保持设计库容，而随地质条件不同，有的水库“淤积”发生较快，这就会降低工程的发电回收效益。较好的地区的水库寿命可达50年，但它不可能“无限期”的继续运行。 ● 鱼类生存问题 修建水库可以增加鱼类繁殖的潜力，但是也由于截断了鱼类的回游通道而破坏了一部分鱼类及其它生态物种的生存。 ● 移民问题 用于这个问题的可量化参数是单位发电千瓦对应的移民数量。只是移民已绝无可能返回他们原先的土地。渔民搬迁比农民困难，而农民的搬迁则比城镇工作的居民困难。 ● 物种多样化问题 这一术语指的是工程建设地区的物种数目。生态系统的脆弱性将使物种的多样性（动植物种类数）受到更大的威胁。雨林带较之草地脆弱，草地则较之大草原脆弱。而所有这些地带的生态系统全部很脆弱。这就是说，如果环境急剧改变，就导致雨林带更多的物种遭到灭绝。这里需要提出的问题是：有没有用以弥补的可替代土地。或者说这项工程有没有替代选择方式？一般说来，选择的可能性终归存在。只不过需要人们假以时日，并由此而带来资金的滞留。 ● 土地的“损失”或占用 这里指的是原先用于农业或其它增加国民生产总值的土地，而现在不得不为此而另觅土地。在这里应当将这些原先用地的单产经济价值与工程有效寿命期间用于发电工程占地的平均单产效益进行比较。 ● 产生温室气体(CHC)问题 来自生物质，有机物分解，产生的CHC，&127不应超过等量可燃气体燃烧生成的量值。可以估计出腐败的生物质产生的CO2和CH4量。 ● 水质问题 可控制使生物腐坏的杂草，而使水质达到标准要求。有机物腐败可能产生磷和汞元素，它们将污染或降低整个河水的水质。 风力发电厂对环境的影响 来自: 书签论文网 www.shu1000.com ３、风电对环境的负面影响 3.1 噪声 风力机的噪声主要来源于发电机，齿轮箱和浆叶切割空气产生的噪声，当前风力机的噪声水平随着工艺水平的提高而有较大的改善，如国产200kw风力机的噪水平如表２示。 表２ 国产200KW风力机噪声水平 距风力机的距离r(m) 噪声水平 150 46dB(A) 160 45dB(A) 200 43dB(A) 300 39dB(A) 400 37dB(A) 而我们生活中，常见的噪声水平如表３示。 表３、生活中常见的噪声源的噪声水平 噪声源 噪声水平 飞机发动 140dB(A) 汽车发动 80dB(A 办公室 60dB(A) 风力机 40～50dB(A) 夜晚卧室 40dB(A) 落叶 10dB(A) 由于上二表可知，风力机的噪声对环境影响不大，在距风力机500m外已基本不受影响。 3.2 视觉影响 国外有些环保工作者对在田园风景的地区建造风力机持反对意见，认为是对田园风光的破坏，是一种视觉污染，但最近有些研究表明在美景如画的田园风光中点缀几台外观美丽的风力机将起到画龙点睛的作用，使美丽田园风光增添一些现代风味。尤其是计算机技术的发展，可以在安装风力机前，用PHOTO SHOP等软件制作成逼真的图片，供人们选择。可以选择最好的视觉影响。 3.3 对鸟类生活的影响 由于风力机随着容量的增加其扫掠面积和高度都跟着增加。当风力机安装在鸟类飞行的通道上，产生鸟类在飞行过程中撞上运行的桨叶而命丧黄泉。尤其当风力机安装在鸟类活动频繁的地区。实际上这种情况也曾见于报道。最近有研究认为鸟类撞上风力机而死亡的事件从总体上来说是很稀少的，这还因为鸟类是有智力的动物，当事件发生后，其它鸟类会得到警告，避开运行中的风力机。作者甚至于见过有鸟类在正常运行的风力机机舱上建筑鸟巢，与风力机和平共处相安无事。 3.4 其它方面的负面影响 建设风电厂需要占用土地来建筑风力机基础及道路，将风电输送到用电中 需要架设输电线路等等。这些都是风电对环境的负面影响，虽然这些影响可以随着技术的发展而减少。但人们必须考虑这些问题，使人类的经济活动建立在可持续发展的概念上。 ４、结束语 由以上分析可知，在我国大力发展风电，使之成为我国电力工业的一个方面军，不仅是能源开发的需要，也是环境保护的需要。风力机对环境的正面影响是不言而喻的。它不仅可以保护我们人类赖以生存的大气减少污染。也可以保护我们的土地免受过度开发的灾难。最可贵的是风电的环境的负面影响非常有限。这可以使我们人类与自然界友好相处。在地球上真正实现可持续发展的目标。

第一章　总 则第一条　为促进海南自由贸易港游艇产业高质量发展，提升游艇产业的服务和保障水平，建设海南游艇产业改革发展创新试验区，遵循法律、行政法规的基本原则，结合海南自由贸易港实际，制定本条例。第二条　海南自由贸易港内游艇产业发展及相关活动适用本条例。军事船舶、渔业船舶和体育运动船艇除外。第三条　发展游艇产业应当坚持优质发展、创新引领、开放包容、生态集约以及保障安全的原则。第四条　县级以上人民政府领导本行政区域游艇产业发展促进工作，建立游艇统一执法机制，履行游艇安全管理属地责任。根据实际需要，建立游艇产业发展促进工作协调机制，负责组织、引导、协调本行政区域游艇产业发展促进工作。具体工作由交通运输主管部门负责。

海事管理机构负责游艇水上交通安全和防治污染水域环境的相关监督管理工作。

县级以上人民政府其他有关部门在各自职责范围内，依法做好游艇产业发展促进及相关监督管理工作。第五条　支持游艇行业协会、产业联盟及其他相关组织在游艇产业发展促进工作中发挥市场引领、行业治理和产业规范作用。

游艇行业协会、产业联盟及其他相关组织应当加强行业自律，按照章程建立健全行业自律规范和治理机制，发布相关信息，为成员和行业发展提供信息交流、技术培训和咨询等服务。第二章　产业发展第六条　省人民政府交通运输主管部门会同有关部门编制全省游艇产业发展规划，报省人民政府批准后组织实施。

市、县、自治县人民政府可以根据全省游艇产业发展规划和本地区实际，编制游艇产业发展专项规划并组织实施。

县级以上人民政府在组织编制游艇产业相关规划时，应当依据省和本市、县、自治县国土空间总体规划，在符合生态保护红线和海岸带管控要求前提下，科学布局游艇码头和游艇驿站，合理规划游艇产业用海、用地，预留游艇产业发展空间。第七条　省人民政府交通运输主管部门应当会同有关部门定期编制游艇产业发展报告，组织制定和发布本省游艇产业主要统计指标和发展指数。第八条　省人民政府交通运输主管部门及有关部门应当根据海南自由贸易港建设的需要，在游艇设计、制造、检验、运输、服务等方面依法制定标准和规范，促进和服务游艇产业全面、协调、高质量发展。第九条　县级以上人民政府应当将游艇产业公共基础设施建设资金纳入同级财政预算，统筹资金在技术研发、成果转化、信息平台、生态环保、安全应急等领域支持游艇产业发展。第十条　县级以上人民政府应当根据全省游艇产业发展规划和重点产业园区定位，引导游艇关联产业向重点产业园区聚集，提高产业配套能力，培育游艇产业集群。第十一条　县级以上人民政府应当推广清洁能源和可再生能源在游艇产业各环节的应用，规范游艇码头污染物接收设施建设，加强与城市垃圾公共转运、处理设施的衔接，依法处置污染物。第十二条　县级以上人民政府工业和信息化主管部门应当会同有关部门制定政策措施，推动游艇研发、设计、制造、维修等产业发展。

对列入海南自由贸易港鼓励类产业目录的游艇研发、设计、制造、维修及配套产业，按照有关规定享受税收优惠政策。第十三条　县级以上人民政府科技主管部门应当加强对游艇产业关键技术、前沿技术研究等科技创新的支持和指导，支持各类游艇产业科技创新成果推广应用。

鼓励游艇企业开展产、学、研协同创新，提升游艇产业科技水平。第十四条　县级以上人民政府旅游和文化广电体育主管部门应当鼓励和引导开展各类游艇赛事活动，开发精品游艇旅游产品，完善配套服务设施，促进游艇产业与旅游、体育产业融合发展，建设游艇旅游目的地。第十五条　市、县、自治县人民政府应当加强公共游艇码头、下水坡道、系泊锚地、避风港、陆上干仓、燃料补给、维修保养、安全保障、环境保护等基础设施建设。第十六条　游艇产业各类人才可以按照相关政策，在落户、住房、子女教育、医疗保障、个人所得税优惠等方面享受相应的服务保障待遇。

有关部门应当完善产学研用人才培养机制。支持游艇企业与科研院所、普通高等院校、职业院校（含技工学校）开展合作办学，共同建设游艇人才培养基地。

记者从9月9日举办的《海南省“十四五”生态环境保护规划》（以下简称《规划》）新闻发布会上获悉，海南在“十四五”期间对于生态环境的保护提出了更高的要求，进一步提出“绿色低碳发展、优美生态环境、良好生态系统、环境安全保障”等4大方面26项主要指标，确保海南生态环境质量持续保持全国领先，深入推进国家生态文明试验区建设。

据了解，海南目前的生态环境工作仍然存在诸如绿色发展水平不高、生态环境基础设施薄弱以及生态环境监管能力不足等问题。《规划》中提出，海南将实行最严格的生态环境保护制度，健全源头预防、过程控制、损害赔偿、责任追究的生态环境保护体系，加快构建“党委领导、政府主导、企业主体、社会组织和公众参与”的现代环境治理体系和治理能力现代化。

海南省生态环境厅副厅长孔令辉介绍，此次发布的《规划》突出“海南样板”的打造，提出打造“生态文明建设样板区”、打造“绿色低碳循环发展先行区”、打造“生态环境质量标杆区”、打造“陆海统筹保护发展实践区”、打造“‘两山’转化实践试验区”、打造“生态环境治理能力现代化示范区”等多个战略定位。

此外，《规划》还提出推动绿色低碳循环发展、落实“双碳”目标、建设陆海统筹保护发展实践区、保持环境质量全国“标杆”、实施典型生态系统修复和生物多样性保护工程、建立健全生态环境应急体系、构建现代化环境治理体系、弘扬现代生态文化等实施路径。值得关注的是，海南在生态环境保护的指标设计上，在地方特色指标方面增加了3方面7项特色指标：一是在绿色发展方面增加“单位地区生产总值用水量降低”“单位地区生产总值建设用地使用面积降低”“可再生能源占一次能源消费比例”；二是在优美生态环境方面增加“臭氧浓度”指标项；三是在环境安全保障方面增加“农药施用量减少比例”“化肥施用量减少比例”“城镇生活污水集中收集率”等。

未来的生活是什么样子?打开电器，电能大多来自水电、风电等清洁能源，而非传统的火电走出家门， 马路上再难见到石化汽油车的身影，取而代之的更多是新能源 、清洁燃料 汽车 等……

自从2020年中国“双碳”目标后，随后，中央经济工作会议、中央 财经 委员会第九次会议等均提出做好碳达峰、碳中和工作。碳达峰、碳中和成为全 社会 热议的话题。

为实现2030年之前二氧化碳排放达峰的目标，各地陆续推出详细的进程规划，而像石化、煤炭等高污染、高能耗行业，将面临新的能源结构调整压力。近期，全国17省市(自治区)已发布的“十四五”规划和2035远景目标，均涉及新能源利好消息。规划文件均在绿色低碳发展、清洁能源转型方面进行了着重强调，其中，广东、江苏、河北等部分省市出台的文件中制定的目标水平整体较高。

河北省：

建设张家口国家可再生能源示范区、以及构建综合能源体系，加快清洁能源设施建设，强化能源安全保障能力推动绿色低碳发展，推进排污权、用能权、用水权、碳排放权市场化交易。实施清洁能源替代工程，不断提高非化石能源在能源消费结构中的比重。降低能源消耗和碳排放强度。

上海市：

在“十四五”规划期间，优先将节能环保产业做大做强，持续推进能源结构优化，推动重点行业和重点领域绿色化改造，加快培育符合绿色发展要求的新增长点，延展绿色经济产业链。在公共领域全面推广新能源 汽车 ，加快构建与超大城市相适应的绿色交通体系。

贵州省：

2021年，贵州省将抓好四个水风光一体化基地建设，利用现有水电站送出通道，大力发展光电、风电、氢能等非化石能源，加快清洁能源推广，可再生能源并网装机新增600万千瓦。

　 　 西藏：

十四五期间，西藏将加快推进“光伏+储能”研究和试点，推动清洁能源开发利用和电气化走在全国前列。到2025年底，装机容量将突破1000万千瓦水电建成和在建装机容量突破1500万千瓦。

　 　 甘肃省：

甘肃酒泉将加快建设风光水火核多能互补、源网氢储为一体的绿色能源体系，主攻千万千瓦级风电、光伏光热、电网升级、调峰电源、储能装置等八类工程，致力于建成千亿级规模的清洁能源产业链。

陕西省：

十四五期间，将大力发展风电和光伏，有序开发建设水电和生物质能，扩大地热能综合利用，提高清洁能源占比。

山西省：

全力培育生物基新材料、光伏、智能网联新能源 汽车 等潜力型新兴产业，打造一批全国重要的新兴产业制造基地。深化能源革命综合改革，促进可再生能源增长、消纳和储能协调有序发展，提升新能源消纳和存储能力。

青海省：

推进重点行业和重点领域绿色化改造，支持建立动力电池、光伏组件等综合利用和无害化处置系统，发展光伏、风电、光热、地热等新能源。建设多能互补清洁能源示范基地，促进更多实现就地就近消纳转化。发展储能产业，贯通新能源装备制造全产业链。打造海南、海西清洁能源基地，推进黄河上游水能资源保护性开发，开展水风光储等多能互补示范。

江苏省：

江苏将继续发展光伏产业，同时大力发展海上风电和“光伏+”产业。到2025年底，全省光伏发电装机将达到2600万千瓦。其中，分布式与集中式光伏发电装机分别达到12GW、14GW，江苏省在“十四五”期间预计新增光伏装机9.16GW。

浙江省：

大力发展生态友好型非水可再生能源。实施“风光倍增工程”，到2025年为止，光伏、风电装机容量分别达到2800万千瓦和630万千瓦的目标，新增光伏发电1300万千瓦，积极发展建筑一体化光伏发电系统。

四川省：

四川的“三州一市”光伏基地，即甘孜、阿坝、凉山州及攀枝花市，在“十四五”期间的总装机容量预计达到2000万千瓦。

基于在资源和政策方面的优势，成都将氢能产业的发展纳入“十四五”规划。为了完善氢能产业的基础设施，成都将在2022年之前建设加氢站15座以上1条氢能源新型轨道1个氢燃料发动机研究中心等。

山东省：

在“十四五”期间，新增光伏发电1300万千瓦，2021年山东新增可再生能源发电装机将达到409万千瓦以上。积极发展建筑一体化光伏发电系统，高质量推广生态友好型“光伏+农渔业”开发模式。近日，山东利津县刁口乡40MW渔光互补光伏项目并网。项目采用“渔光互补”光伏发电模式，提升了单位面积土地的经济价值。

云南省：

“十四五”期间，云南将优先布局绿色能源开发，以绿色电源建设为重点，加快金沙江、澜沧江等国家水电基地建设。统筹协调风能、太阳能等新能源开发利用，以金沙江下游、澜沧江中下游大型水电站基地以及送出线路为依托，建设“风光水储一体化”国家示范基地。

广东省：

十四五期间，要推进能源革命，积极发展风电、核电、氢能等清洁能源，建设清洁低碳、安全高效、智能创新的现代化能源体系。制定实施碳排放达峰行动方案，推动碳排放率先达峰。

江西省：

积极有序推进新能源发展，到2025年力争装机达到1900万千瓦以上，其中风电、光伏、生物质装机分别达到700、1100、100万千瓦以上。

内蒙古：

大力发展新能源，推进风光等可再生能源高比例发展，壮大绿色经济，推进大规模储能示范应用。“十四五”期间，新能源项目新增并网规模达到5000万千瓦以上。到“十四五”末，自治区可再生能源发电装机力争超过1亿千瓦。

辽宁省：

培育壮大氢能、风电、光伏等新能源产业，推动能源清洁低碳安全高效利用，推动能源消费结构调整。“建议”指出要打好关键核心技术攻坚战，聚焦洁净能源等产业部署一批创新链。

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。