氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）印发 明确能源属性

全文 1940 字，阅读大约需要 5 分钟 未经许可严禁以任何形式转载 南方能源观察 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.com 编辑 黄燕华 审核 冯洁 6月1日下午，国家发改委等九部委联合发布了《“十四五”可再生能源发展规划》（以下简称《规划》，明确了“十四五”可再生能源发展的主要目标，同时更加注重可再生能源的大规模开发、高水平消纳以及市场化发展。 大规模开发 中国已经承诺二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和，明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。截至2020年底，全国风电和光伏发电装机达到5.3...全文

我们所处的地球环境正在日益恶化，环保问题备受关注。汽车作为全球碳排放的一大因素，为了节能减排，全球各国都将发展新能源汽车列为重点项目。

提到新能源汽车，大部分人的第一印象就是纯电车，靠电驱动、没有了汽油燃烧时产生的大量排放物给人感觉会更加环保。然而事实果真如此吗？首先从产品层面来看，电车补能效率低、续航不稳定、电池受温度影响大、配套基础设施不完善等因素让不少消费者仍处在观望状态；其次我国电动汽车的电力大部分依赖于火力发电，电动车是否“真环保”仍有待商榷；最后从长远角度来看，报废汽车后续的电池处理问题也不容忽视。

那么是否有一种新能源，能够解决纯电汽车的这些短板？答案是有的，那就是氢能源汽车。

氢气是一种二次能源，也是公认的清洁能源。因其具有热值高、终端利用无污染、便于大规模储存等优点，被国际能源署誉为“未来能源架构的核心”，随着氢能产业各环节技术的日渐成熟，氢能利用也越来越广泛。在《中国制造2025》《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》《“一三五”国家战略性新兴产业发展规划》等多个国家规划中，明确提出将“氢能与燃料电池”作为战略重点。

而在氢燃料电池车领域，除了大家较为熟悉的丰田，现代汽车也早已深耕多年。早在 1998 年，现代汽车便启动燃料电池开发部门，2013年基于ix35打造的第1代氢燃料电车成为全球首款量产车型，随后的几年氢燃料电池大巴、氢燃料电池重卡先后问世，今年氢燃料电池车 Nexo 中国版也会在年内正式上市，形成“乘商并兼”的全产品矩阵。

与此同时，现代汽车集团全球首个海外氢燃料电池生产销售基地——“HTWO 广州”将于 2022 年底正式竣工并投产，作为中国首家大型氢燃料电池系统生产专用工厂，率先布局的现代汽车有望在氢能源车发展上取得先机。未来，现代汽车计划将燃料电池系统拓展部署至移动出行以及其他各种领域，实现 2040 构建氢能社会的美好愿景。

作为首款符合中国法规的氢燃料电池乘用车，目前Nexo中国版已经正式登录工信部《免征车辆购置税的新能源汽车车型目录》（第五十七批），其在续航里程及补能方面给我留下了深刻的印象。在充满氢的情况下，CLTC-P工况下续航里程可达550公里，加满氢仅需5分钟，完全解决了新能源汽车补能时间过长和续航焦虑等问题。在为中国消费者带来真正的“零碳排放”环保出行新体验进程中又迈出了重要的一步。

但不可否认的是，对于现阶段的国内市场而言，氢燃料电池车的发展仍面临不少的挑战。首先是公众认知问题。氢气的化学性质活泼，长期以来，我国一直将氢气作为危化品进行管理，应用领域局限在化学品，由此导致公众认知水平较低，且没有完善的能源管理方案。其次，日常运输、储氢也是一项难题，氢气在高压状态下存在安全隐患。此外，建设加氢站的成本远高于超充站，接近千万元，所以距离大规模普及还有些距离，目前全国支持公用的加氢站仅 270 座左右，多分布在广东、上海、河北等地。且我国储氢罐压力值与国外标准不同，受限于国内的相关法规，国内版的储氢能力会有所下降。最后就是价格方面，受到造车成本的限制，参考长安深蓝早前公布的SL03氢能版售价69.99万元，现代 Nexo 上市后的价格也不会很低，这就意味着想要亲身感受氢燃料电池车的独特魅力还有待时日。

即便如此，我依旧对它很有信心，此刻之于氢燃料电池车就像十年前之于纯电车一般，谁也不曾想到十年后的今天电动车的渗透率如此之高。由此可见，诸多挑战的背后是国家大力发展新能源的决心，作为“绝对纯净”的新能源，氢燃料电池车的发展前景更是不可估量。

钌-膦铬合物

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加压

CH3OH+H2O．下资料显示，氢气制备方法中天然气制氢占比最高，达48%；其次是石油气化制氢，占比30%；煤制氢第三，占比18%；而被各界寄予厚望的电解水制氢却仅占4%。原因何在？

尚处起步阶段

造价高削弱电力富余优势

“当前，我国新能源装机量逐年增长，已远超电网承载能力，新能源消纳矛盾突出。弃风、弃光、弃水电量呈逐年增加趋势，这在一定程度上为可再生能源电解水制氢提供了有利条件。”康明斯公司战略部氢能项目负责人杨小珂说。

据国家能源局发布的数据显示，2018年，我国弃风弃光电量554亿千瓦时。若按照每立方米氢气耗电5千瓦时计算，全国弃风电量即可生产110.8亿立方米高纯度氢气；水电方面，2018年，我国全年弃水量达691亿千瓦时，大量水电富余。

“采用电解水制氢可有效缓解水电弃水难题。通过利用富余水电制氢，将弃水‘变废为宝’，在产氢的同时，也提升了水电项目的综合经济效益。”中氢新能技术有限公司董事长周明强同时指出，富余水电、光电、风电制氢在技术上完全可行，但其尚无法形成规模化发展的主要症结在于制氢成本过高。

记者多方获悉，我国煤制氢技术路线成本在0.8—1.2元/标准立方米氢气之间，天然气制氢成本受原料价格影响较大，综合成本略高于煤制氢，为0.8—1.5元/标准立方米氢气，而对电解水制氢而言，按目前生产每立方米氢气需要消耗大约5—5.5千瓦时电能计算，即使采用低谷电制氢(电价取0.25元/千瓦时)，加上电费以外的固定投资，制氢综合成本高于1.7元/立方米。

“从电解水设备来讲，其造价比其他制氢方式都要高。”周明强说，同等规模的制氢系统，电解水制氢的造价约为天然气制氢的1.5倍、煤制氢的3倍，相较于其他制氢方式，可再生能源电解水制氢方式不具价格优势。

“针对可再生能源电解水制氢实践的数量和体量近年来快速增长，来自各行各业的热情正在升温，但规模和探索尚处起步阶段。”杨小珂说。

生产与储运成本

制约规模化发展

作为一种来源广泛、清洁低碳、应用场景丰富的二次能源，氢能有利于推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展。近年来，氢能及氢燃料电池产业逐步成为全球能源技术革命和未来能源绿色转型发展的重要方向。

【拓展资料】

特点：

氢能是公认的清洁能源，作为低碳和零碳能源正在脱颖而出。21世纪，我国和美国、日本、加拿大、欧盟等都制定了氢能发展规划，并且我国已在氢能领域取得了多方面的进展，在不久的将来有望成为氢能技术和应用领先的国家之一，也被国际公认为最有可能率先实现氢燃料电池和氢能汽车产业化的国家。

当今世界开发新能源迫在眉睫，原因是所用的能源如石油、天然气、煤，石油气均属不可再生资源，地球上存量有限，而人类生存又时刻离不开能源，所以必须寻找新的能源。随着化石燃料耗量的日益增加，其储量日益减少，终有一天这些资源、能源将要枯竭，这就迫切需要寻找一种不依赖化石燃料的储量丰富的新的含能体能源。氢正是这样的二次能源。氢位于元素周期表之首，原子序数为1，常温常压下为气态，超低温高压下为液态。作为一种理想的新的含能体能源，它具有以下特点：

1.重量最轻：标准状态下，密度为0.0899g/L，-252.7℃时，可成为液体，若将压力增大到数百个大气压，液氢可变为金属氢。

3.导热性最好：比大多数气体的导热系数高出10倍。

4.储量丰富：据估计它构成了宇宙质量的75%，它主要以化合物的形态贮存于水中，而水是地球上最广泛的物质。据推算，如把海水中的氢全部提取出来，它所产生的总热量比地球上所有化石燃料放出的热量还大9000倍。

5.回收利用：利用氢能源的汽车排出的废物只是水，所以可以再次分解氢，再次回收利用。

6.理想的发热值：除核燃料外氢的发热值是所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高的，为142351kJ/kg，是汽油发热值的3倍。

7.燃烧性能好：点燃快，与空气混合时有广泛的可燃范围，而且燃点高，燃烧速度快。

8.环保：与其他燃料相比氢燃烧时最清洁，除生成水和少量氮化氢外不会产生诸如一氧化碳、二氧化碳、碳氢化合物、铅化物和粉尘颗粒等对环境有害的污染物质，少量的氨气经过适当处理也不会污染环境，氢取代化石燃料能最大限度地减弱温室效应。

9.利用形式多：既可以通过燃烧产生热能，在热力发动机中产生机械功，又可以作为能源材料用于燃料电池，或转换成固态氢用作结构材料。

10.多种形态：以气态、液态或固态的金属氢化物出现，能适应贮运及各种应用环境的不同要求。

11.耗损少：可以取消远距离高压输电，代以远近距离管道输氢，安全性相对提高，能源无效损耗减小。

12.利用率高：氢取消了内燃机噪声源和能源污染隐患，利用率高。

13.运输方便：氢可以减轻燃料自重，可以增加运载工具有效载荷，这样可以降低运输成本从全程效益考虑社会总效益优于其他能源。

《方案》要求，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。到2030年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

《方案》提出，加大力度发展电源侧新型储能。推动系统友好型新能源电站建设。在新能源资源富集地区，如内蒙古、新疆、甘肃、青海等，以及其他新能源高渗透率地区，重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。支撑高比例可再生能源基地外送。依托存量和“十四五”新增跨省跨区输电通道，在东北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规模新型储能作用，通过“风光水火储一体化”多能互补模式，促进大规模新能源跨省区外送消纳，提升通道利用率和可再生能源电量占比。促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳。配合沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开发，研究新型储能的配置技术、合理规模和运行方式，探索利用可再生能源制氢，支撑大规模新能源外送。促进大规模海上风电开发消纳。结合广东、福建、江苏、浙江、山东等地区大规模海上风电基地开发，开展海上风电配置新型储能研究，降低海上风电汇集输电通道的容量需求，提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力。提升常规电源调节能力。推动煤电合理配置新型储能，开展抽汽蓄能示范，提升运行特性和整体效益。探索开展新型储能配合核电调峰调频及多场景应用。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。

《方案》还提出，探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。

《方案》明确，开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究。拓展氢（氨）储能、热（冷）储能等应用领域，开展依托可再生能源制氢（氨）的氢（氨）储能、利用废弃矿坑储能等试点示范。针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求。

1.1中国氢能经济发展初期：中国工业副产氢产量充足

中国当前化工工业基础具有强大和广泛的制氢基础，2015年国内副产氢（by-product production）的商用剩余量约为38万吨/年，是190万辆燃料电池车一年的燃料使用量（按每辆车年行驶两万公里计算）。中国另有198万吨/年的潜在专业制氢 (captive production) 产能可做后续氢源供应。不考虑物流运输问题，上述约240万吨氢源供应都无需新增资本投入。所以，在中国氢能经济发展的初期阶段，中国工业制氢基础有能力提供充足且廉价氢气资源。

1.2中国氢经济发展中期：煤制氢加碳捕捉技术将成为主流制氢路线

中国煤炭资源丰富且相对廉价，故将来煤制氢很有可能成为中国规模化制氢的主要途径。但煤制氢工艺过程二氧化碳排放水平高，所以需要引入二氧化碳捕捉技术(Carbon Capture and Storage, CCS)，以降低碳排放。

目前二氧化碳捕捉技术（CCS）主要应用于火电和化工生产中，其工艺过程涉及三个步骤：二氧化碳的捕捉和分离，二氧化碳的输送，以及二氧化碳的封存。据美国环境保护局的统计数据，二氧化碳捕捉技术（CCS）的应用可以减少火电厂80%-90%的二氧化碳排放量。

二氧化碳捕捉技术（CCS）在国际上早已被深入研究和实践。2014年加拿大建成了世界上首个商业化的二氧化碳捕捉项目—边界大坝火电厂。该项目在火电厂的基础上整合了二氧化碳捕捉装置，降低了发电过程中的碳排放量。而国内的神华集团也早在2009年就在鄂尔多斯建设二氧化碳捕集和封存项目，近期神华集团已经在鄂尔多斯成功示范30万吨二氧化碳封存技术。

随着二氧化碳捕捉技术（CCS）的逐步成熟，煤制氢加二氧化碳捕捉技术的制氢工艺路线也会日益清晰，将为中国氢能经济中长期发展提供充足的氢气资源。

1.3中国氢能经济发展后期：可再生能源制氢将实现能源的清洁生产与利用

国家能源局发布的《2015年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》显示，2015年我国弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，甘肃、新疆和吉林的弃风率均超过30%；西北地区出现了较为严重的弃光现象，甘肃弃光电量26亿千瓦时、弃光率31%，新疆弃光电量18亿千瓦时、弃光率26%。西南地区弃水现象也同样严重，四川弃水电量达到102亿千瓦时，云南弃水电量152.6亿千瓦时。据此推算，2015年我国至少有642亿千万时的可再生能源没有利用。如这些可再生能源用来电解制氢，则可以制备160.5亿立方米的氢气（按照制备每立方米氢气耗费4度电来计算）。

目前弃光、弃风和弃水发电的成本价格为0.15元/度，据此计算出的电解水制氢成本为1.5元/立方米，这已经远低于利用上网电电解水制氢的成本，且与化石燃料（煤、焦炭和天然气）制氢的成本上限接近。所以，未来氢能产业链下游储运等环节一旦取得突破，新能源支持的大规模电解水制氢的市场份额将出现增长，氢能成本也会进一步降低。

2. 氢能在能源市场的多种应用场景将降低氢能的整体使用成本

目前市场对氢能使用存在一个明显的误区，即将氢能的应用范围局限于传统化工生产领域这一单一应用场景，由此而担忧氢能基础设施投入开销巨大，且使用成本高昂。事实上，氢能作为储能介质能够横跨电力、供热和燃料三个领域，促使能源供应端融合，提升能源使用效率，其应用模式可以抽象为以下三个方面：

a．

电能到电能的转换（power to power）：电解制氢实现电能向氢能的转化，必要时氢能可通过燃料电池再次转化为电能。

b．  电能到燃气的转换（power to gas）：电解制氢后，将氢气直接混入天然气管道，或者合成甲烷后混入天然气管道；混合天然气在终端作为燃料提供热能。

c．

电能到燃料的转换（power to fuel）：电解制氢后，氢气作为燃料电池车的燃料，为汽车提供动力。

而氢能作为能源载体的具体应用模式涉及新能源制氢补充发电、燃料电池汽车、分布式发电等领域。所以氢能的应用场景具有很强的多样性，如未来能够形成电力、供热和燃料相互交叉的应用网络，将大幅降低其使用成本。

在智利最南端的麦哲伦省，立足于当地丰富的风能资源，西门子能源携手多个合作伙伴共同打造了“Haru Oni”项目，创新了绿氢生产与应用的场景，即利用可再生能源生产气候中立的合成燃料，这不仅能为高碳排放的交通运输行业提供清洁燃料，也将为可再生能源丰富的地区提供清洁能源输出提供巨大商机。

西门子能源首席执行官克里斯蒂安·布鲁赫博士（Christian Bruch）表示，“可再生能源将不仅在有市场需求的地方生产。风能、太阳能等自然资源丰富的地区也将成为可再生能源的产地。因此，新的供应链将在世界各地兴起，支持可再生能源在地区间的运输。”

西门子能源股份公司新能源业务全球首席战略官兼新能源亚太区业务负责人赵作智博士在接受采访时表示，重要行业如交通运输、工业等的??深度脱碳离不开绿氢的使用。未来，氢能在储能和运输方面将扮演越来越重要的角色。

可再生能源的全球化分配

氢气作为能源载体，将在全球能源转型中与电力互为补充。电解水制氢被认为是未来制氢的发展方向，尤其是利用可再生能源电解水制氢。

目前传统的制氢模式，不管是“灰氢”还是“蓝氢”，它们的生产还是使用过程，都存在着高碳排的问题。当电解水制氢过程中使用的电力完全来自风能、太阳能、水能或地热发电等可再生能源时，其产生的氢气才能被称为“绿氢”。

数据显示，2020年，全球交通运输行业二氧化碳排放量高达排放量达到88亿吨，仅次于能源、工业成为第三大碳排放源头，尤其是公路运输占比较高。因此，在二氧化碳减排面临挑战的领域，比如交通运输、炼油和钢铁等行业，绿氢将助力其实现深度去碳化。

“Haru Oni”项目依托智利的风能优势，通过电解槽利用风电将水分解为氢气与氧气，然后利用从空气中捕获二氧化碳与绿氢结合，制取合成燃料。在这个过程中，西门子能源灵活高效的质子交换膜（PEM）电解技术，由于其具有的快速启停，在极短时间达到满载运行的优势，能够很好的解决风能的不稳定性问题。

未来，由绿氢制成的合成燃料，将有着广阔的新应用领域。与传统化石燃料相比，合成燃料的碳足迹显著降低，基于合成燃料的绿色产品，将成为运输、交通或供暖部门深度脱碳的有力选择。

据了解，“Haru Oni”试点项目是全球首个工业级综合性合成清洁燃料商业工厂。预计最早在2022年，工厂将完成第一阶段试点，年产约13万升合成清洁燃料。根据项目规划，，将在2024年和2026年分别实现5500万升和5.5亿升的年产量目标。

智利享有风力发电的优越气候条件，且电力成本低，具备面向全球市场生产、出口以及在本地应用绿氢的巨大潜力。“Haru Oni”项目产生的经济效益，不仅可以促进可再生能源丰富的地区经济增长，也能通过清洁能源传输机制，令工业国家受益于更加多元化的绿色能源供应和稳定的能源成本，实现双赢的局面。

2021年5月，西门子能源启动了中东和北非地区首个工业级太阳能驱动的绿色氢能生产设施，利用太阳能园区的日光太阳能，该项目能够在1.25MWe的峰值功率下，每小时生产大约20.5公斤的氢气。

该试点项目展示了从太阳能制绿氢到氢气的存储和再电气化。这套系统可以为可再生能源的生产提供缓冲，既可用于针对需求增加的快速响应，也支持长期存储。在该地区太阳能光伏发电和风力发电成本低廉的背景下，氢气有望成为未来能源组合中的关键燃料，并有可能为拥有丰富可再生能源资源的地区带来能源出口的机会。

根据国际氢能委员会预计，到2050年，氢能将承担全球18%的能源终端需求，创造超过2.5万亿美元的市场价值，燃料电池 汽车 将占据全球车辆的20%~25%，每年为交通运输行业贡献至少三分之一的碳减排。

西门子能源正在通过构建电能多元化转化系统（Power-to-X）的基础设施帮助客户实现其去碳化目标，并为全球范围内的跨行业去碳化做出贡献。西门子能源拥有面向可持续的、零碳排放的能源供应所有核心技术，从可再生能源、高效燃气电厂，到输配电和低碳的能源工业应用关键设备和解决方案，再到高效的电解水制氢解决方案。

在中国实施首个兆瓦级绿色制氢项目

氢能产业在整个能源行业的地位已逐渐提高。截至2021年初，全球已有30多个国家发布氢能产业发展路线图。日本和欧盟均已公布氢能战略，对2030年和2050年的绿氢产量和氢能源 汽车 的普及率提出具体目标。

去年，国务院办公厅及国家能源局等颁布了《新能源 汽车 产业发展规划（2021-2035年）》《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》等支持政策，鼓励推广绿氢、分布式能源、燃料电池等重点技术的研发和商业应用，氢能产业将迈入商业化和规模化发展的新阶段。

推广绿氢使用的一大难点在于如何降低成本。对此，赵作智博士以光伏发电成本下降举例对照，一是技术的创新突破，二是规模化应用的效应。“将需求端培养起来以后，能够有效拉动供给端，规模化效应就起来了。”他认为，绿氢的成本在于电解槽设备和用电成本，其中，可再生能源产生的绿电成本高低，以及设备的利用小时数，是最大的影响因素。

今年4月，BloombergNEF发布的氢能平价更新报告，建模预测了15~28个国家未来的绿氢降本路线，表示到2050年绿氢价格将低于天然气、灰氢和蓝氢，届时，绿氢成本将较现在降低85%，低于1美元/千克。报告同时表示，到2030年，从成本上来讲蓝氢项目的必要性将大大降低了。受益于光伏成本的大幅降低，未来绿氢降本有望提速。

在碳达峰、碳中和目标的推动下，广东、上海、浙江、江苏、山东等30个省份将氢能写入“十四五”发展规划，总产值规模将达近万亿元。此外，北京、河北、四川等省份还纷纷出台了氢能产业发展实施方案。

对于国内氢能市场的发展，赵作智博士表示，“中国是很好的一块土壤，我们有政策、有资本，也有??各行各业，一些领军企业也有意愿去尝试一些新技术，有资金、有人才、有市场，未来，随着技术的进步，绿氢的发展潜力十分巨大。”

据了解，西门子能源专注于三大领域的技术创新，一个是低碳或零碳的发电；第二是低碳环保的输电；第三是针对工业领域的去碳化，尤其是油气、化工、造纸等能源密集型行业。

赵作智博士透露，目前，西门子能源在国内布局，主要是通过和领军企业合作，发挥各自优势降低成本，推进技术应用。在实现双碳目标的背景下，业内遵循着需求拉动供给的规律，以技术解决方案节能降本，推动应用规模化的形成。

2019年9月，西门子与国家电力投资集团（“国家电投”）签署《绿色氢能发展和综合利用合作谅解备忘录》。双方计划进一步拓展绿色氢能项目的合作。

2020年8月，西门子能源与中国电力国际发展有限公司（下称“中国电力”）旗下的北京绿氢 科技 发展有限公司签署协议，为中国电力氢能创新产业园提供一套橇装式质子交换膜（PEM）纯水电解制氢系统“Silyzer 200”。这一项目所在的北京市延庆区是将于2022年举行的大型 体育 赛事的三大赛区之一。西门子能源的绿色制氢解决方案将帮助确保赛事期间和赛后的公共交通运营所需的氢能供应。

据介绍，这是西门子能源在中国实施的首个兆瓦级别绿色制氢项目，设备已经运达现场，在安装调试后将很快投入运营。作为该制氢-加氢一体化能源服务站的核心设备，西门子能源提供的PEM纯水电解制氢系统Silyzer 200能够以高能量密度和运行效率实现工业规模的高品质氢气生产。此外，该制氢系统具有快速响应能力，带压启动至稳定运行时间不超过1分钟，并可直接与可再生能源耦合。

展望未来发展，“绿氢方面，我认为中国会引领整个世界。现在领先的是中国和欧洲，这两个市场有他们自身得天独厚的地方，两边一起来、两家火车头一起拉动，这也符合一个整个中欧合作的一个大框架。”赵作智博士说。