乐山氢项目实施方案（模板范本）.docx

泓域咨询/乐山氢项目实施方案目录第一章 行业发展分析7一、 可再生能源制氢是实现氢能产业低碳发展的基石7二、 可再生能源电解水制氢有望进入平价区间12第二章 背景、必要性分析14一、 多行业深度脱碳创造氢能需求增量空间14二、 新型电力系统构建释放可再生能源规模制氢潜力18三、 电解水制氢的经济性及成本敏感性分析22四、 坚持旅游兴市产业强市，释放新发展势能24五、 项目实施的必要性28第三章 项目绪论30一、 项目名称及项目单位30二、 项目建设地点30三、 可行性研究范围30四、 编制依据和技术原则31五、 建设背景、规模32六、 项目建设进度33七、 环境影响33八、 建设投资估算33九、 项目主要技术经济指标34主要经济指标一览表34十、 主要结论及建议36第四章 产品方案与建设规划37一、 建设规模及主要建设内容37二、 产品规划方案及生产纲领37产品规划方案一览表37第五章 项目选址可行性分析40一、 项目选址原则40二、 建设区基本情况40三、 健全规划制定和实施机制44四、 项目选址综合评价44第六章 SWOT分析45一、 优势分析（S）45二、 劣势分析（W）46三、 机会分析（O）47四、 威胁分析（T）48第七章 运营模式分析54一、 公司经营宗旨54二、 公司的目标、主要职责54三、 各部门职责及权限55四、 财务会计制度58第八章 发展规划分析64一、 公司发展规划64二、 保障措施70第九章 组织机构、人力资源分析72一、 人力资源配置72劳动定员一览表72二、 员工技能培训72第十章 原辅材料供应、成品管理75一、 项目建设期原辅材料供应情况75二、 项目运营期原辅材料供应及质量管理75第十一章 环保分析77一、 编制依据77二、 环境影响合理性分析78三、 建设期大气环境影响分析80四、 建设期水环境影响分析83五、 建设期固体废弃物环境影响分析84六、 建设期声环境影响分析84七、 环境管理分析85八、 结论及建议86第十二章 投资方案88一、 编制说明88二、 建设投资88建筑工程投资一览表89主要设备购置一览表90建设投资估算表91三、 建设期利息92建设期利息估算表92固定资产投资估算表93四、 流动资金94流动资金估算表94五、 项目总投资95总投资及构成一览表96六、 资金筹措与投资计划96项目投资计划与资金筹措一览表97第十三章 经济效益分析98一、 基本假设及基础参数选取98二、 经济评价财务测算98营业收入、税金及附加和增值税估算表98综合总成本费用估算表100利润及利润分配表102三、 项目盈利能力分析102项目投资现金流量表104四、 财务生存能力分析105五、 偿债能力分析105借款还本付息计划表107六、 经济评价结论107第十四章 项目风险防范分析108一、 项目风险分析108二、 项目风险对策110第十五章 项目招标、投标分析113一、 项目招标依据113二、 项目招标范围113三、 招标要求114四、 招标组织方式114五、 招标信息发布118第十六章 总结说明119第十七章 附表附录120主要经济指标一览表120建设投资估算表121建设期利息估算表122固定资产投资估算表123流动资金估算表123总投资及构成一览表124项目投资计划与资金筹措一览表125营业收入、税金及附加和增值税估算表126综合总成本费用估算表127利润及利润分配表128项目投资现金流量表129借款还本付息计划表130第一章 行业发展分析一、 可再生能源制氢是实现氢能产业低碳发展的基石制氢处于氢能产业链的上游，是推动氢能产业发展的基石。氢能制取主要有三种较为成熟的技术路线：（1）基于煤炭、天然气等化石燃料重整制氢；（2）以焦炉煤气、氯碱工业、丙烷脱氢、乙烷裂解为代表的工业副产气制氢；（3）基于新型清洁能源的可再生能源制氢，可再生能源制氢主要分为可再生能源电解水制氢、生物质制氢、太阳能光解水制氢三种，主要是采用电解水制氢。可再生能源制氢处于氢能产业链的上游，可再生能源发电的下游。可再生能源转化的多余电能通过变流器调压后进入电解水制氢装置，在电解槽中进行水电解制氢，制备的氢气经过提纯进入氢气储存系统。一部分气体通过燃料电池发电系统实现电网侧调峰；另一部分气体通过长管拖车、液氢槽车或者管网运输等方式进入用能终端或加氢站，氢气以满足交通运输、发电、化工生产及冶金等行业下游氢能消费需求，解决可再生能源利用和氢能产业发展的区域协调。我国氢源结构清洁化程度低于国际水平。现阶段，我国氢源结构以煤为主,清洁度低于国际平均水平，与日本等发达国家存在较大差距。我国煤炭资源储量丰富，占全球煤炭资源的48%，决定了煤气化制氢在原料的可获得性和成本的经济性上具有很强的竞争力，2020年煤制氢量占62%，是我国最主要的氢气来源。受资源禀赋限制，天然气制氢是我国第二大氢气来源，占总制氢量的18%。天然气重整制氢技术较为成熟，是国外主流制氢方式，但我国天然气储量较少，仅占全球储量的6.63%，考虑我国能源“富煤，缺油，少气”的资源禀赋，仅少数地区，如四川等存在天然气资源过剩的省份，具有发展天然气制氢的优势。可再生能源制氢是实现氢能低碳制取的有效途径。煤制氢会产生SO2，粉尘，废渣等废弃物排放，碳排放约22.66kgCO2/kgH2，化石能源低碳制氢需要配合CCS技术，可将煤制氢碳排放降至10.52kgCO2/kgH2。煤炭制氢成本约为6.77-12.14元/kgH2，CCS技术在有效降低煤炭制氢GHG排放量的同时，也使制氢成本增加约5元/kgH2。按照当前中国电力的平均碳排放强度核算，使用电网电力进行电解水制氢的碳排放约为30kgCO2/kgH2，其二氧化碳排放和成本均远高于使用化石能源直接制氢。可再生电力电解水制氢的单位碳排放量可降低至灰氢（化石能源重整制氢）的5%-70%、蓝氢（工业副产氢、化石能源重整制氢+CCS）的10%-50%，因此电解水制氢需要配合可再生能源发电才能实现低碳发展的终极目标。电解水制氢是可再生能源制氢的主要方式。可再生能源电解水制氢是将弃风、弃光等可再生能源所发电力接入电解槽电解水，通过电能供给能量，使得电解槽内水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气，进行储存或运输。根据电解质的不同，电解水制氢技术可分为四类，分别是碱性（AWE）电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制氢、固体聚合物阴离子交换膜（AEM）电解水制氢、固体氧化物（SOEC）电解水制氢。AWE电解水技术最为成熟，但与可再生能源适配性较差。AWE电解水制氢具有技术安全可靠、制造成本低、操作简单、运行寿命长等优点。AWE电解槽中的隔膜为石棉或以聚苯硫醚（PPS）织物为基底的新型复合隔膜等材料，电极一般采用镍基材料，避免使用贵金属导致成本增加。AWE电解水制氢主要存在三点问题：（1）液体电解质和隔膜上的高欧姆损耗造成了AWE电解槽的电解效率较低，一般为60%75%，导致碱性电解水制氢的能耗较高；（2）由于传质的滞后性，以及经分离后的氢气需配合脱附剂以除去其中的水分和碱雾，不仅影响气体纯度，而且碱性电解槽无法快速启动及变载，与可再生能源发电的适配性较差；（3）在低负荷下阳极侧氧气产率较低，氢气分压上升可能导致氢氧混合危险，因此碱性电解槽工作负荷范围较小，对可再生能源波动的调节范围较窄。为克服AWE电解制氢动态特性差、碱液腐蚀、串气安全等问题，阴离子交换膜电解技术采用具有良好气密性、低电阻性、成本较低的阴离子交换膜替代AWE中的隔膜，碱液中的OH-通过阴离子交换膜形成电解槽的电流回路，目前处于实验室研发阶段。我国AWE电解槽技术成熟，已在工业上实现量产。我国可生产出多种不同型号和不同规格的电解水制氢设备，单台最大产气量为1500m3/h，技术指标已达到国际先进水平，代表性单位包括中船重工第七一八研究所、苏州竞力制氢设备有限公司等。截至2020年，我国AWE装置的安装总量为2000套左右，多数用于电厂冷却用氢的制备。质子交换膜电解水制氢技术与可再生能源发电匹配优势明显，是唯一能满足欧盟技术指标的可再生能源电解水制氢方式。质子交换膜电解水技术与碱性电解水制氢技术原理不同，区别在于PEM技术采用高分子聚合物阳离子交换膜代替了AWE技术中的隔膜和液态电解质，起到隔离气体和离子传导的双重作用。PEM技术的核心部件仍是电解槽，由PEM膜电极、双极板等部件组成。相比于AWE电解水制氢技术，PEM电解水制氢具有以下优点：1)安全性和产物纯度较高；2)PEM电解质膜厚度可小于200µm，能量损耗低、传质效率高，提升了电解效率，电解槽的结构也更加紧凑；3)纯水作为PEM电解池的电解液，对槽体几乎无腐蚀，且电解反应产物不含碱雾；4)质子交换膜电解槽负荷范围宽，对峰电调节更加灵活。根据“十四五”国家重点研发计划重点专项规划，PEM电解槽可适应的功率波动性将进一步扩展到5%-150%；启动时间相较于碱性电解水制氢技术快2倍以上，对可再生能源波动的响应更加迅速，更适用于平抑可再生能源并网的波动性。欧盟规定了电解槽制氢响应时间小于5s，目前只有PEM电解水技术可达到这一要求。固体氧化物电解水制氢距离规模化制氢应用尚需相关材料和催化剂技术进一步攻关，短期难以大规模投入实际应用。固体氧化物电解水是一种在高温状态下电解水蒸气制氢技术，该技术工作温度在6001000，主要结构包括阴极、阳极和电解质层。阴极通常使用Ni/YSZ多孔金属陶瓷，阳极为含稀土元素的钙钛矿（ABO3）氧化物、电解质层为氧离子导体（YSZ或ScSZ等）。固体氧化物电解技术氢气转化率高，实验室电解制氢效率接近100%；操作灵活且规模可控；SOEC具有在电池和电解池模式间可逆运行的优势。然而，从整体能量使用率来看，SOEC技术的高温条件会造成热能的损失以及水资源的过量使用，同时增大了对电解池材料的要求，使得该技术目前只能在特定的高温场合下应用。全球电解槽装机呈现大功率、PEM化的发展趋势。目前，世界范围内投入运行的电解装置不断增多，多数电解水制氢项目位于欧洲，少数位于澳大利亚、中国和美洲。根据2018年的全球PowertoHydrogen制氢项目统计，项目平均容量由2000年0.1MW增加到2019年的5MW，呈现大功率的发展趋势；随着质子交换膜技术的不断发展，PEM电解水制氢装机规模在新增装机中占比逐渐提升，成为主流的电解制氢发展技术路线。二、 可再生能源电解水制氢有望进入平价区间电堆是电解水制氢系统的核心，成本占比最高。电解水制氢系统由电解电堆及辅助系统组成。电堆是电解反应发生的主要场所，是电解水制氢系统的核心部分，在电解系统成本中占45%；辅助系统包括电气系统、去离子水循环系统、氢气处理及纯化系统、气体冷却系统，在电解系统成本中占55%。现阶段国内AWE电解系统成本价格接近目标价格。对AWE电解系统，电堆成本主要由电极、膜片等核心部件的成本驱动，占电堆成本的57%；碱性电解槽的双极板材料使用镀镍钢，材料便宜，设计及加工简单，占电堆成本的7%。根据中石化“库车绿电示范项目”招标价格，2022年我国碱性电解系统价格已降至1500元/kW。根据IRENA测算，2050年的1MW碱性电解槽电堆投资成本目标价格将小于100美元/kW；10MW碱性电解水系统的目标价格将小于200美元/kW。根据隆基氢能测算，2030、2050年，国内AWE电解槽成本将降至700-900元/kW、530-650元/kW。现阶段PEM电解系统投资成本较高，未来降幅空间有望超过70%。对PEM电解制氢系统，电堆成本主要由双极板等核心部件的成本驱动，占电堆总成本的53%，主要因为PEM双极板通常需要使用Au或Pt等贵金属涂层达到抗腐蚀的目的，如使用Ti等低廉涂层替代贵金属，可实现双极板成本的大幅下降；稀有金属Ir是膜电极中阴极催化剂的重要组成部分，Ir在整个PEM电解系统中成本占比不到10%，但存在供需不平衡的问题。根据IRENA测算，对1MW碱性电解槽电堆，现阶段投资成本为400美元/kW，2050年的目标价格将小于100美元/kW；对于10MW碱性电解水系统，现阶段的投资成本约为700-1400美元/kW，2050年的目标价格将小于200美元/kW。贵金属催化剂用量及资源供给是PEM电解槽发展应解决的首要问题。按照IRENA统计，现阶段PEM电解槽Ir用量约为1.3t/GW，全球Ir金属产量约为77.5t/年，只能支持5.45.7GW/年的全球装机量。根据规划，Ir的目标含量有望下降至现有水平的3/10，在不增加现有Ir产量的假设下，仅支持全球每年装机量17.518.8GW/年。因此，降低Ir金属载量或开发非Pt系（Pt，Ir）催化剂是PEM电解槽大规模发展的前提。PEM电解槽的关键金属由少数国家主导，南非供应全球70%以上的Pt以及超过全球85%的Ir，PEM电解槽的发展将与上游原材料的主要供给供应国家紧密相关。我国的贵金属资源Pt、Ir极度匮乏，PEM电解槽大规模发展所需的Pt系金属需要依赖进口。第二章 背景、必要性分析一、 多行业深度脱碳创造氢能需求增量空间碳中和背景下我国各行业减碳空间巨大。2020年，我国的温室气体排放量约125亿吨，其中二氧化碳排放量约112亿吨，能源活动二氧化碳排放量约99亿吨，其中电力领域二氧化碳排放量约40亿吨，工业领域二氧化碳排放量约36.1亿吨（其中，钢铁、水泥与化工行业的二氧化碳排放量占61%），建筑与交通领域二氧化碳排放量分别约为11.5亿吨和11.2亿吨。2030年碳达峰情境下，温室气体排放量峰值不超过130亿吨，能源活动二氧化碳排放量峰值不超过105亿吨，碳汇约9亿吨；2060年实现碳中和时，我国的温室气体排放量不超过15亿吨，碳汇约15亿吨，其中能源活动二氧化碳排放量约5亿吨。能源消费的绿色转型是我国实现双碳目标的关键。中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020提出“脱碳是本轮氢能产业发展的第一驱动力”。根据中国氢能联盟预计，在2030年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将达3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%，可再生氢产量约500万吨/年；在2060年碳中和情景下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中占比约为20%，2020-2060年氢气需求量CAGR35%。碳中和情境下工业领域用氢占比仍然最大，约7794万吨，占氢能总需求量60%；交通运输领域用氢4051万吨，占总需求量的31%，是氢能消费的最大增量；在氢发电领域，氢能为高比例可再生能源发电波动性提供消纳途径，预计约10%可再生氢通过燃料电池以电力形式回到电网，发电与电网平衡用氢600万吨，占氢气总需求的5%；建筑领域以纯氢替代20%天然气供暖需求，并通过一定比例的掺氢实现脱碳，预计2060年氢气消费量将达到585万吨，占总需求的4%。交通运输领域是氢能需求的最大增量。实现碳中和需要道路交通全面电气化，航空和船运逐步替换使用零碳燃料。2015年，中国交通运输部门产生了8.439亿吨二氧化碳，占全国总排放量的9.3%，其中6.983亿吨来自道路交通。交通运输部门的碳排放年均增速保持在5%以上，成为温室气体排放增长最快的领域之一，与此同时，中国千人汽车保有量仍远低于发达国家。因此，交通运输部门能源需求量预计仍会惯性增加。道路交通的氢能需求在交通运输领域中占比最大。目前我国汽车保有量的电气化率不足3%，碳中和目标要求道路交通实现全面电气化。22年Q1新能源车销量渗透率约20%，新能源商用车渗透率约5%，电气化仍处于起步阶段。中国氢能联盟预计2025年我国燃料电池汽车保有量约10万辆，2035年约120万辆，2060年增加至1100万辆（中重型燃料电池商用车750万辆，在全部中重型商用车中占比接近65%，燃料电池乘用车约15%）。结合燃料电池与动力电池技术，道路交通有望在2050年前实现净零排放。预计2060年道路交通氢气消费量3570万吨，占交通运输用氢的88%。氢能通过多种技术路线参与船运及航空领域脱碳。通过动力电池和氢燃料电池技术可实现内河和沿海船运电气化，通过生物燃料或零碳氢气合成氨等新型燃料实现远洋船运脱碳。预计2030年开始推广燃料电池船，到2050年约6%的船运能源消耗将通过氢燃料电池技术实现，氢气消费量接近120万吨，2060年氢气消费量280万吨。航空领域将以生物燃料、合成燃料为主，以氢能等为辅共同实现脱碳。以氢为燃料的飞机可能成为中短途航空飞行的一种脱碳路径，目前，全世界已有多种机型正在开发和试验。在长距离航空领域，仍须依赖航空燃油，可通过生物质转化或零碳氢气与二氧化碳合成制得。预计2060年氢气消费量200万吨，提供5%左右航空领域能源需求。碳中和情境下工业领域用氢占比最大。工业是当前脱碳难度最大的终端部门，化石能源不仅作为工业燃料，还是重要的工业原料。在氢冶金、合成燃料、工业燃料等行业增量需求的带动下，中国氢能联盟预计2060年工业部门氢需求量将到7794万吨，占氢能总需求的60%。传统工业中氢气需求整体呈现先微增后下降的趋势。在传统工业中，氢气是合成氨、合成甲醇、石油精炼和煤化工行业中的重要原料，小部分副产氢气作为回炉助燃的工业燃料使用。目前，工业用氢基本全部依赖化石能源制取，未来通过低碳清洁氢替代应用潜力巨大。随着石油消费量的增长和成品油品质要求的不断提升，石油炼制行业的氢气消费量有望持续增加，2030年以后，由于油品标准达到较高水平以及交通部门能源效率和电气化率持续提升，炼厂氢气消费将大幅下降，带动现有工业氢气需求量将呈现先增后降趋势，2060年将降低至2800万吨。新工业领域氢气消费将成为碳中和情境下工业领域氢能消费的主要增量和消费主体。氢气作为新工业原料，通过氢冶金、合成航空燃料、合成氨作为运输用燃料等方式，在钢铁、航空、船运等难以脱碳行业中发挥重要作用。2020年我国粗钢产量首次达到10.65亿吨，占全球产量超过50%，同时，我国冶金行业的碳排放量在除电力外的全行业居首，绿色转型下钢铁行业具有巨大清洁氢气需求。预计2030年后，氢气作为冶金还原剂的需求开始释放，到2060年电炉钢市场占比有望提升至60%，超过30%钢铁产量采用氢冶金工艺，氢冶金领域氢气需求量超过1400万吨。合成燃料方面，氢气与一氧化碳经费托合成可生成氢基柴油、航空燃料等，与氮气在高温高压和催化剂存在下合成氨燃料，从而对重型货运、水运及工业领域传统石油及柴油形成替代。2060年，合成燃料方面氢气需求量1560万吨，占船运与航运能源需求总量的40%。氢气作为新工业燃料提供高品质热源。氢气通过专用燃烧器提供高品质热源，从而代替部分天然气和其他化石燃料，弥补电力在该领域的不足。高能耗的水泥、钢铁、炼化行业中需要大量的高温热量，其中钢铁和水泥热耗中高品质热占比近87.5%。预计2060年氢气在钢铁和水泥高品质能耗中将提供35%热量需求，需求量将达到1980万吨。二、 新型电力系统构建释放可再生能源规模制氢潜力大规模制氢是大规模用氢的前提，我国氢能供给结构将从化石能源为主的非低碳氢向以可再生能源为主的低碳清洁氢过度。随着深度脱碳的需求增加和可再生能源电解水制氢经济性的提升，2040-2050年，可再生能源制氢在氢能供应中超过50%，我国的能源结构从传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体，煤制氢+CCS技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为有效补充，预计2060年我国可再生氢产量提升至1亿吨，约占氢气年度总需求的77%。受规模限制及供给端清洁化转型需求，工业副产氢可支持中短期终端氢气消费量。我国工业副产氢主要来源包括轻烃利用（丙烷脱氢、乙烷裂解）、氯碱行业、焦炉煤气提纯、合成氨醇弛放气提纯。从我国工业副产氢的放空量现状来看，供应潜力可达到450万吨/年，能够支持约97万辆公客车全年运营，但存在地域分布性差异（PDH及乙烷裂解主要分布于华东及沿海地区、较大规模的氯碱厂主要分布在新疆、山东、内蒙古、上海、河北等省市，焦化厂主要分布在话内积华东地区，合成氨醇企业主要分布在山东、陕西和河南等省份）。在氢能产业发展初期，由于需求增量有限，工业副产氢接近消费市场、经济性佳、提纯技术较为成熟，是氢能供应体系的重要补充。2060年，氢气总需求量将达到1.3亿吨，受工业副产氢的产业规模限制，产量提高潜力较小；同时，钢铁、化工等工业领域需要引入无碳制氢技术替代化石能源实现深度脱碳，将从氢气供给方转变为需求方。因此，随着氢能全产业链深度脱碳，工业副产氢的产量也将逐渐萎缩。电力结构清洁化趋势构筑可再生能源规模制氢的基石。“十三五”以来，煤电装机和发电量占比持续下降，太阳能及风力发电装机及发电量稳步增长。2021全国发电装机容量约23.8亿千瓦，同比+7.9%。其中，风电装机容量约3.3亿千瓦，同比+16.6%；光伏装机容量约3.1亿千瓦，同比+20.9%。2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿kWh，占全社会用电量的29.8%。其中，风电6526亿kWh，同比增长40.5%；光伏发电3259亿kWh，同比增长25.1%。随着“十四五”电力规划的实施，到2025年，我国风电、太阳能发电总装机及发电量将达10.87亿kW、1.87万亿kWh，到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达12亿kW以上（全球能源互联网发展合作组织预估为18.25亿kW）。到2050年，清洁能源成为电源装机的增量主体，90%的电量将由水电、太阳能发电、风电、核电等清洁能源共同承担。2060年，在碳中和情境下，风电、太阳能发电总装机有望达到63亿千瓦，2021-2060年风光装机量增长近十倍。可再生能源发电成为电力供应的主体，储能需求逐步凸显。随着风光等新能源大规模接入，平抑新能源出力波动，解决新能源消纳，提升能源利用效率等需求逐渐凸显，储能技术可以提升电力系统灵活性、经济性、安全性，在以新能源为主体的新型电力系统构建及改造过程中发挥重要作用。氢储能是大容量、长周期储能的唯一解决方案。各种储能方式在储能时间和储能时长上优势互补，目前应用较为广泛的电化学储能、抽水蓄能等技术只能解决电力系统的短期调节问题，且受成本等因素制约，月度调节和季度调节还存在很大障碍。氢储能的容量大、周期长，覆盖的储能周期及容量跨度广，在时间周期及储能容量上具有调节的灵活性，针对电网削峰填谷、集中式可再生能源并网等应用场景需要氢储能作为大容量长周期储能技术参与可再生能源波动性调节。氢储能目前多采用碱性电解槽技术配合高压气态储氢技术以及质子交换膜燃料电池完成可再生能源储存及电-电转化，能量转化效率有待提升。通过改善碱性电堆、电极与隔膜材料，优化质子交换膜电解槽的设计和制造工艺提高可再生能源储能效率，通过提高储氢压力、开发氢气液化装备及储罐提升储氢效率，预计2025年可实现40-45%的电-电转化效率以及15-20mol/L的储氢密度。可再生能源装机的大规模发展，叠加大容量氢储能在可再生能源季节性调峰中的作用，使可再生能源规模制氢成为可能。2020年，全国可再生能源发电量达22148亿kWh，如果按1%的比例进行电解水制氢，制氢效率按照5kWh/Nm3测算，可制取氢气约40万吨/年。根据全球能源互联网发展合作组织预计，2025年风电、太阳能发电总装机容量将达到5.36亿kW、5.59亿kW；2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到8亿kW、10.5亿千瓦；2050年风电、太阳能发电总装机容量将达22亿kW、34.5亿kW；2060年风电、太阳能发电总装机容量将达25亿kW、38亿kW。按照可再生能源装机量1-15%配置电解水制氢装置，参与发电量5%-30%的季节性储能调峰比例接入电解水制氢系统，预计2025年、2030年、2050年、2060年电解水制氢效率可达到5kWh/Nm3、4.5kWh/Nm3、4kWh/Nm3、4kWh/Nm3，可再生能源制氢量将达到40万吨、500万吨、6500万吨、1亿吨氢气，能够满足节能与新能源汽车技术路线图2.0及中国氢能联盟对我国氢气需求量的预计，支撑我国清洁氢供给结构需求。假设2025年、2030年、2050年、2060年的电解装置全功率运行时间分别为2000h、3000h、4500h、5000h，对应电解装置装机规模将达到0.12亿kW、0.84亿kW、6.49亿kW、8.99亿kW。氢储能已在国内外开放示范运行，国内在建项目占比较大。截止至2021年底，主要发达国家在运营氢储能设施已有9座，电解槽装机量合计17.33MW。其中，最大的两处均在德国，电解槽装机量为6000kW；另有两处氢储能设施在建，电解槽装机量合计2.8MW。我国在建和示范运行的氢储能设施共有7座。其中，位于张家口在建的“张家口200MW/800MWh氢储能发电项目”是目前全球规模最大的氢储能项目，将安装80套5000kW电解槽，项目建设期为2年，预计2023年投入运行。三、 电解水制氢的经济性及成本敏感性分析现阶段大部分地区电解水制氢尚不具备经济性，AWE制氢成本优势明显。目前AWE电解槽和PEM电解槽已经工业化，而AEM电解水以及SOEC电解槽尚处于实验室阶段，还未商业化，主要针对前AWE、PEM制氢进行成本分析。制氢成本分为固定成本和可变成本，固定成本包括设备折旧、人工、运维等，可变成本包括制氢过程的电耗和水耗。在现有条件及假设下，AWE、PEM电解水制氢成本分别为22.88元/kgH2、28.01元/kgH2，由于较高的电耗成本及折旧成本，使电解水制氢成本远超过煤制氢（含CCS）、天然气重整制氢（含CCS）以及工业副产氢，超过煤制氢成本1倍左右，在成本上暂无竞争力。电耗成本是现阶段电解水制氢降本的关键因素之一。电耗成本在电解水制氢成本中占比最高，AWE、PEM电解水分别约为85.93%、63.18%，其次为折旧成本，AWE、PEM电解水分别约为9.77%、26.07%，这两项成本占比均达到总成本的90%。由于人工运维和原料属于刚性支出，降本路径主要依赖电解槽电解效率提高和可再生能源制氢电力成本下降带来的电耗成本降低、电解槽成本下降带来的折旧减少、单台制氢产量增加带来的固定成本均摊下降。随着可再生能源发电成本的降低，在其他成本不变的前提下，AWE电解水制氢有望具备一定的经济性。根据中国十四五电力发展规划，2025年光伏发电成本将降至0.3元/kWh左右，2035年、2050年将降至0.13元/kWh、0.1元/kWh。对于AWE制氢，在电耗成本的降低主要依赖电价的下降。随着电价的降低，AWE电解制氢成本和电力成本占比也同步降低。按照光伏电价规划，2025年光伏制氢成本为20.07元/kg，电耗成本降低至20.1%，2035年、2050年光伏制氢成本将达到10.52元/kg、8.83元/kg，相对于天然气制氢及煤制氢相比已经具备了一定的竞争优势。现阶段，对于部分可再生能源发电成本较低的地区，AWE制氢已存在一定的经济性。可再生能源储能需求增加可带来电解槽运营时间增加，在与电价降低的协同作用下，AWE电解水制氢有望具备一定的经济性。随着氢能行业的发展，当氢气需求达到一定水平，并且可再生能源电力储能取得突破，可以通过延长电解槽工作时间以摊薄其固定成本。在不同电价条件下，随着电解槽工作时间的延长，由于单位氢气固定成本的降低，制氢成本随之下降，但成本下降空间随工作时间延长逐渐趋缓。2025年，当电价为0.3元/kWh，在现有固定成本下AWE制氢成本约1820元/kgH2，无法实现与煤制氢+CCS平价；当电价下降到0.2元/kWh，制氢成本开始下降至与煤制氢+CCS成本相当或具有一定竞争优势；2035年之后，当电价成本降至0.13元/kWh以下时，制氢成本将与煤制氢+CCS成本相比具有较大竞争优势。四、 坚持旅游兴市产业强市，释放新发展势能培育壮大文旅经济。持续深化“四篇文章”，共建巴蜀文化旅游走廊，推动旅游大市向旅游强市转变。深化文旅融合，深入挖掘佛禅文化、彝族文化、沫若文化、武术文化、美食文化，壮大文创动漫、数字文旅、研学旅游、主题乐园、月光经济、运动体验等新业态，创建国家文化产业和旅游产业融合发展示范区。深化扩容提质，实施“峨眉南进”“立体礼佛”“遗产走廊”等行动计划，将东风堰千佛岩打造为乐山旅游第三极，推进凤洲岛、张沟片区等综合开发，提升嘉阳桫椤湖、沐川竹海、美女峰等景区开发水平，高品质打造峨眉河休闲度假产业带、大渡河研学旅游产业带，创建一批国家级旅游度假区和5A级旅游景区。深化景城一体，拓展“城市阳台”，培育“内河景观”，建设一批城市休闲街区、慢行系统、观光交通，配套旅游产业要素，提升城市旅游公共服务功能，争创国家文化和旅游消费试点城市。深化全域旅游，加快开发大瓦山、黑竹沟、大风顶等优质旅游资源，延伸旅游链条，壮大“九组团”，打造乐山旅游新增长极；积极培育市场主体，推进相关产业与旅游业融合发展，打造旅游产业园区，做优大峨眉旅游圈，构建小凉山旅游圈；鼓励创建天府旅游名县、名镇、名村、名企，争创一批国家全域旅游示范区。繁荣发展现代服务业。以打造“三中心三基地两城”为抓手，推动生产性服务业向专业化和价值链高端延伸、生活性服务业向高品质和多样化升级，建设全省区域性服务业中心城市和全省区域性消费中心城市。打造全省区域现代商贸中心，统筹布局全市核心商圈、特色街区、批发市场等商业网点，壮大平台经济、电商经济、共享经济等新业态，构建多元化消费场景。打造全省区域现代金融中心，发展科技金融、绿色金融、数字金融，增强金融服务实体经济能力；扩大直接融资规模和间接融资体量，优化融资结构，构建多元化融资格局。打造全省区域现代物流中心，建设空港物流园、成都（乐山）港物流园、燕岗铁路无水港、乐山快递物流园等，壮大冷链物流、大件物流、多式联运、城市配送，引进培育一批A级物流企业，把交通枢纽优势转化为物流经济优势。打造全省科技信息示范基地，加快科技创新平台、科技服务大市场、科技金融街区等项目建设，加大研发创新、技术转移和成果转化力度，加快数据合法开放和“互联网”在各领域的融合，优化提升信息消费环境。打造全省人力资源服务基地，建设四川文旅人力资源服务大数据中心，构建专业化、数字化、多元化的现代人力资源服务和人力资本产业链，努力建成国家级文化旅游人力资源市场。打造全省康养产业示范基地，建成一批全省乃至全国高端医养综合体、特色康养小镇，推动医疗、养老、健康、旅游、体育等产业集成融合发展。打造全国美食地标城，实施餐饮龙头企业培育、集聚载体打造、食品饮料产业园建设、美食品牌塑造工程，发展连锁经营、中央厨房等现代化经营方式，推动美食产业全链条高质量发展。打造国际旅游会展名城，引进一批会展重大项目，培育一批会展知名品牌，做大一批会展关联产业，积极承办国际国内品牌会展、体育赛事、经贸投资活动，提升会展品牌引流力和辐射力，把乐山建成成渝地区会展第三极。构建现代工业体系。围绕“建总部、育龙头、强集群、提品质”，提升全市制造业核心竞争力，升级再造一个乐山工业。按照“一总部五基地”总体布局，构建乐山国家高新区总部经济功能区，将五通桥绿色循环产业基地、峨眉山食品饮料产业基地打造成国家级开发区，提升犍为装备制造产业基地、夹江民用核技术产业基地、沙湾冶金建材产业基地等发展水平，鼓励其他县（市、区）协同布局特色产业功能区。实施百亿企业梯次培育计划，支持本地优势企业做大做强、打造行业标杆，力争新增百亿企业10户以上，实现工业增加值、上市企业和科技型企业数量“三个翻番”。打造光电信息、先进材料、绿色化工3个千亿产业集群，培育食品饮料500亿元产业集群，打造以光伏全产业链为重点的“中国绿色硅谷”。实施产业基础提升工程，巩固提升传统产业链，塑造新兴产业链；实施智能制造工程，推动企业“上云”；推进工业质量品牌提升行动，打造一批知名品牌、知名企业。大力发展数字经济。坚持以数字产业化为主攻方向，以乐山国家高新区数字经济产业基地为引领，重点打造“四园一平台”，建设全省数字经济先导示范区。建设信创产业园，引进信创上下游企业，发展半导体产品制造和智能硬件等产业，打造西南地区重要信创产业配套基地。建设3D打印产业园，培育3D打印、高端模具制造、检测中心、应用研究等产业，形成新型制造模式，打造高端3D打印产业示范基地。建设软件产业园，重点研发设计类、过程控制类、业务管理类工业软件，建设全省软件服务基地。建设大数据产业园，运用云计算、5G、区块链、人工智能等技术，培育数字文创、电竞游戏、网红直播等新业态新模式，打造西部文旅数据中心。建设区域创新应用平台，大力发展工业互联网、智能电网、智慧交通、数字农业、在线教育、远程医疗，打造数字经济应用场景创新高地。五、 项目实施的必要性（一）现有产能已无法满足公司业务发展需求作为行业的领先企业，公司已建立良好的品牌形象和较高的市场知名度，产品销售形势良好，产销率超过 100%。预计未来几年公司的销售规模仍将保持快速增长。随着业务发展，公司现有厂房、设备资源已不能满足不断增长的市场需求。公司通过优化生产流程、强化管理等手段，不断挖掘产能潜力，但仍难以从根本上缓解产能不足问题。通过本次项目的建设，公司将有效克服产能不足对公司发展的制约，为公司把握市场机遇奠定基础。（二）公司产品结构升级的需要随着制造业智能化、自动化产业升级，公司产品的性能也需要不断优化升级。公司只有以技术创新和市场开发为驱动，不断研发新产品，提升产品精密化程度，将产品质量水平提升到同类产品的领先水准，提高生产的灵活性和适应性，契合关键零部件国产化的需求，才能在与国外企业的竞争中获得优势，保持公司在领域的国内领先地位。第三章 项目绪论一、 项目名称及项目单位项目名称：乐山氢项目项目单位：xxx投资管理公司二、 项目建设地点本期项目选址位于xxx（以最终选址方案为准），占地面积约61.00亩。项目拟定建设区域地理位置优越，交通便利，规划电力、给排水、通讯等公用设施条件完备，非常适宜本期项目建设。三、 可行性研究范围依据国家产业发展政策和有关部门的行业发展规划以及项目承办单位的实际情况，按照项目的建设要求，对项目的实施在技术、经济、社会和环境保护等领域的科学性、合理性和可行性进行研究论证。研究、分析和预测国内外市场供需情况与建设规模，并提出主要技术经济指标，对项目能否实施做出一个比较科学的评价，其主要内容包括如下几个方面:1、确定建设条件与项目选址。2、确定企业组织机构及劳动定员。3、项目实施进度建议。4、分析技术、经济、投资估算和资金筹措情况。5、预测项目的经济效益和社会效益及国民经济评价。四、 编制依据和技术原则（一）编制依据1、中华人民共和国国民经济和社会发展“十三五”规划纲要；2、建设项目经济评价方法与参数及使用手册（第三版）；3、工业可行性研究编制手册；4、现代财务会计；5、工业投资项目评价与决策；6、国家及地方有关政策、法规、规划；7、项目建设地总体规划及控制性详规；8、项目建设单位提供的有关材料及相关数据；9、国家公