国家能源局氢能试点政策 - 国家能源局将遴选部分项目和区域开展氢能试点工作 旨在创新氢能管理模式并探索多元化发展路径 [1] - 试点目标包括形成可复制推广经验 支撑氢能"制储输用"全链条发展 [1] - 符合条件的试点项目将优先纳入制造业中长期贷款及"两重""两新"支持范围 [1] 政策支持措施 - 试点项目相关技术装备优先纳入能源领域首台(套)重大技术装备名录 [1] - 支持依托试点项目制定氢能国家标准和行业标准 [1] - 推动试点项目参与碳市场及绿证市场交易 拓展商业化应用场景 [1]

国家能源局氢能试点政策解读 核心观点 - 国家能源局启动氢能全链条发展试点，通过项目和区域试点推动技术装备创新、商业模式验证及标准体系建设，目标形成可复制推广经验[1][16] - 试点分为项目试点（单一技术方向）和区域试点（多方向协同），要求具备技术先进性、商业可行性和减碳效益[16][19] - 重点支持可再生能源制氢、离网制氢、工业副产氢利用等12个方向，覆盖制取/储运/应用全环节[21][25][26][27][28][29][30][32] 试点形式与要求 项目试点 - 由业主单位申报，需完成核准备案，单个项目聚焦1个技术方向，电解槽规模最低10兆瓦（离网制氢）至100兆瓦（规模化制氢）[16][21][22] - 要求商业模式清晰，减碳效果突出，可应用国家重大专项成果，3年内建成投产[16][33] 区域试点 - 由城市牵头申报，覆盖不超过3个城市，需已制定氢能规划且基础设施完善，重点探索跨部门协作和绿色价值实现机制[19][20] - 要求园区80%以上能源消费清洁化，支持"制储输用"多方向集成[32][15] 关键技术方向 氢能制取 - 规模化制氢：配套可再生能源项目电解槽≥100兆瓦，负荷调节能力50%-100%，上网电量≤20%[21] - 离网制氢：电网薄弱地区电解槽≥10兆瓦，需实现风光氢储柔性协调[22][5] - 工业副产氢：纯化规模≥5000标方/时，交通/发电用氢需符合GB/T 37244-2018标准[23][24] 氢能储运 - 长距离输送：液氢工厂液化能力≥5吨/天，运输车单次运力≥600千克，管道长度≥100公里[25] - 高密度储存：单项目储氢规模≥20000标方，支持气态/有机液体/固态金属等6种技术[26][8] 氢能应用 - 工业替代：炼油/煤制油气领域可再生能源制氢替代量≥1000吨/年[26] - 发电改造：燃机掺氢比例≥15%（规模≥10兆瓦），燃煤锅炉掺氢≥10%（规模≥300兆瓦）[27] - 氢储能：发电侧容量≥1兆瓦，持续时长≥4小时，支持离并网切换[28] - 综合应用：建筑/数据中心等场景燃料电池装机≥0.5兆瓦[29] 组织实施 - 申报流程：省级能源部门或央企总部推荐，2025年7月15日前提交材料，专家评审后公示[33][34] - 支持政策：优先纳入制造业中长期贷款、"两重"项目，推动参与碳市场/绿证交易[37][47] - 监管要求：建立年度评估机制，对推进不力项目取消试点资格[36][47]

氢能试点政策框架 - 政策目标为推进氢能"制储输用"全链条发展，构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系 [3] - 试点分为项目试点和区域试点两种形式，项目试点侧重技术装备验证和商业模式探索，区域试点侧重跨部门协作和绿色价值实现机制 [3][4] - 试点方向涵盖制氢、储运、应用及共性支撑四大领域共11个细分方向 [6][9][10][14][16] 氢能制取技术规范 - 规模化制氢要求电解槽装机不低于100兆瓦或气化产能≥20000标方/时，负荷调节能力50%-100% [6] - 离网制氢需在电网薄弱地区实施，电解槽规模≥10兆瓦，探索风光氢储一体化架构 [7] - 工业副产氢开发要求氢纯化规模≥5000标方/时，交通/发电用氢纯度需符合GB/T 37244-2018标准 [8] 氢能储运技术标准 - 长距离输氢要求液氢工厂单套液化能力≥5吨/天，管道长度≥100公里 [9] - 高密度储氢项目规模需≥20000标方，技术涵盖高压气态/有机液体/固态金属储氢等 [10] 氢能应用场景要求 - 炼油/煤制油气替代项目需实现可再生能源制氢替代规模≥1000吨/年 [10] - 氢氨发电项目燃机规模≥10兆瓦（掺氢比例≥15%），燃煤锅炉≥300兆瓦（掺氢比例≥10%） [11] - 氢储能项目发电侧容量≥1兆瓦，满功率连续发电时长≥4小时 [12] 试点组织实施机制 - 申报流程包括省级/央企推荐、专家评审（7人以上专家组）、公示公告等环节 [17][27][29] - 项目试点需3年内建成投产，区域试点覆盖城市不超过3个 [17][36] - 国家将优先支持试点项目纳入制造业中长期贷款、"两重""两新"等政策范围 [21] 配套支撑体系 - 建立氢能实证实验平台测试电解槽/储氢装置等关键装备，支撑标准制定 [14][15] - 推动园区零碳能源系统建设，要求80%以上能源消费清洁化 [16] - 完善电价机制，鼓励低谷期制氢，研究氢储能参与电力辅助服务的补偿机制 [20]

氢能战略布局 - 公司氢动力系统工厂正式投产，标志着氢能商用车全产业链布局进入新阶段，整合氢燃料发动机、电驱桥、储氢系统等全自主制造能力 [1] - 工厂深度承接公司氢能源技术资源，链合国际先进工艺，定位为商用车氢燃料电池系统及储氢技术领域的核心驱动力 [1] 智能制造体系 - 工厂建成三大专业化生产线：氢燃料电池发动机生产线（300kW产能）、重型电驱桥生产线、车载储氢系统生产线，配备拧紧电枪、可视化操作系统及智慧物流AGV配送系统 [2] - 通过工业互联网与大数据技术实现全流程数字化，覆盖智能生产调度、能耗监控等环节，构建零碳化智慧物流工厂标杆 [4] 氢能技术突破 - 公司氢燃料商用车累计推广3200多辆，运营里程超1.2亿公里，服务奥运会等国家级项目 [5] - 在液氢制取、储运、加注及车载储氢等关键技术实现突破，推动"制-储-加-用"液氢产业链完善 [6] - 掌握燃料电池发动机八大核心技术，产品矩阵覆盖80kW-300kW功率段，年产能规划5000台，适配重卡/轻卡等多场景需求 [8] 行业动态 - 5月重卡行业竞争格局变化，解放/重汽领衔，乘龙进入前三 [12] - 解放实现单月销量破万辆里程碑 [12] - 东风柳汽发布三项重大战略举措 [12] - 新能源重卡领域出现单笔50辆交付及100辆订单签约 [12] - 纯电动公交车招标规模达10760万元对应80辆 [12]

未来，随着电解水制氢设备成本下降、效率能效提升，可再生能源制氢将进一步为氢价指数下行提供降 本保障。基于储运效率对用氢价格带来的直接影响，多元化的储运模式探索将逐步驱动价格平台期实现 突破并推动生产消费价差持续收窄。 《报告》进一步提出，可考虑从加大产业支持力度、优化氢源供应保障、提升规模经济效应和加快区域 模式创新四个方面突破由氢气应用成本带来的产业瓶颈问题，提升我国氢能产业发展活力。 中化新网讯 日前，由中国氢能联盟研究院编写的《中国氢价指数年度报告（2025年版）》（以下简称 《报告》）正式发布，其中指出，近年来，我国氢价指数稳步下降，可再生氢竞争力指数呈波动上升趋 势。未来，存量工业副产氢和化石能源制氢富余产能的深度挖潜，以及电解水制氢设备成本下降、效率 能效提升，可支撑氢价指数进一步下降。 《报告》系统梳理了2021年9月以来中国高纯氢生产侧和消费侧价格情况。总体来看，全国氢价指数整 体呈稳步下降趋势，其中示范城市群在政策引导下降幅显著，非示范城市群受政策效应溢出影响呈现缓 步下降态势。分区域来看，示范城市群内，京津冀、上海、广东、河北和郑州五大城市群生产和消费侧 氢价指数受资源、政策和市场化运营等 ...

绿氢示范项目 - 内蒙古华电氢能科技有限公司在包头市达茂旗巴润工业园区建成现代化绿氢工厂，配备6个大型白色储氢球罐 [1] - 工业天然气掺烧绿氢示范项目于2023年11月26日点火成功，为同一园区内内蒙古金鄂博氟化工有限责任公司提供掺20%绿氢的天然气 [1] - 项目采用"绿电制绿氢、产业用绿氢"模式，年产7800吨绿氢与年产30万吨无水氟化氢产能深度融合 [1] - 项目创下国内工业掺氢领域三项纪录：最早实现天然气掺氢工业供能、最高20%掺氢比例、最大2000吨/年绿氢消纳规模 [1] 氢能产业发展 - 氢能被视作21世纪最具潜力的清洁能源，包头市聚焦氢能产业，推动构建一体化产业链和供应链 [2] - 2024年包头市提出建设全国首座全景绿氢创新之城目标，出台支持氢能产业高质量发展的政策措施 [2] - 包头市已形成7800吨绿氢产能，成功下线全国首台套固态储氢装置和全球首台氢能源矿用车 [2] - 北奔首批氢燃料重卡已交付并实现商业化运营，氢能产业链加速完善 [2] 技术应用与环保效益 - 绿氢掺烧技术可改善工业天然气燃烧和传热效率，大幅降低二氧化碳、一氧化碳等污染物排放 [1] - 该项目是国内最早将绿氢应用于工业供能的示范项目，对绿氢大规模消纳和工业减排具有重要示范意义 [1]

印尼绿氢产业发展规划 - 印尼国家电力公司与新加坡胜科工业集团合作建设东南亚最大绿氢工厂之一 年产量达10万吨 将成为区域绿氢枢纽[1] - 印尼是世界第二大地热发电国 光伏装机容量有望超200吉瓦 为绿氢产业奠定基础[1] - 印尼政府将绿氢视为能源转型战略核心 2017年国家能源总体规划已制定氢能发展详细行动计划[1] 当前绿氢产能与应用 - 印尼现有氢气年产量175万吨 主要用于化肥生产 2023年11月21座绿氢工厂投产 年产绿氢200吨[2] - 2024年2月雅加达首座加氢站启用 氢气来自绿氢工厂 计划2027年商业化运营 绿氢燃料成本仅为汽油1/5[2] - 国家氢能战略目标2060年年产990万吨氢气 优先发展交通领域 预计2035年氢动力卡车超24万辆[2] 政策支持与技术研发 - 印尼能源与矿产资源部正制定氢能氨能路线图及行业标准 计划通过激励措施增强市场竞争力[3] - 印尼国家研究创新署披露 多家公司在6个主要岛屿开展数十个氢能技术研究项目[2] - 官方认为印尼具备成为全球氢能中心的潜力 可在能源转型中发挥重要作用[3]

政策动态与行业转向 - 5月12日国务院副总理丁薛祥调研"三峡氢舟1"号绿色船舶项目，16日七部委联合印发《美丽河湖保护与建设行动方案》明确推动绿氢等新能源船舶应用，未提及纯电动船舶 [3] - 5月23日国务院常务会议审议通过《制造业绿色低碳发展行动方案》，聚焦清洁低碳氢在冶金、化工、石化等行业规模化应用及多场景突破 [4] - 政策导向从强调"绿氢"转向"清洁低碳氢"，提出"宜绿则绿、宜蓝则蓝"原则，推动副产氢、煤制氢资源利用以加速项目落地 [4] 产业链发展瓶颈与突破 - 氢储运被列为清洁低碳氢应用的核心瓶颈，规模化管道输氢、固态储氢项目加速推进 [5] - 技术验证与创新成为现阶段关键，需避免技术"胎死腹中"和劣币驱逐良币现象，示范项目对技术迭代至关重要 [5] - 电解水制氢技术路线（ALK/PEM/AEM）及关键材料（隔膜、电极、催化剂等）的工艺创新是产业突破重点 [10][17] 行业活动与产学研合作 - DT新能源将于2025年7月10-11日在江苏举办第五届可再生能源制氢论坛，聚焦ALK/PEM/AEM技术、绿氢项目趋势及产学研合作 [6][10] - 论坛设置三大主题：可再生能源制氢产业现状、碱性/PEM技术进展、AEM材料与应用，并涵盖青年论坛、PEM技术对接会等同期活动 [10][11][12] - 往届论坛覆盖电解槽企业（隆基氢能、阳光氢能等）、关键材料商（东岳高分子、赢创等）、投资机构（昆仑资本、火山石投资）及300+行业专家 [27][28][29] 技术细分领域进展 - 碱性电解水制氢技术关注高电密趋势下供应链迭代，PEM制氢聚焦质子交换膜、双极板等材料性能优化 [10][17] - AEM制氢技术处于产业化初期，阴离子交换膜、膜电极等核心材料开发是突破重点 [11][17] - 绿氢项目应用场景扩展至氢氨醇一体化、工业微电网、船舶等领域，储能可能成为制氢新驱动力 [10]

纪要涉及的行业和公司 - **行业**：铂金行业 - **公司**：英美铂业、江西铜业、贵研铂业、丰田、博济顺博、邢台罗特斯 纪要提到的核心观点和论据 价格情况 - **价格上涨**：2025年一季度全球铂金产量降10%至45吨，需求增10%至71吨，库存告急，伦敦现货价突破1170美元/盎司，上海金交所价达277元/克，年初至今涨20% [1][3] - **上涨因素**：受宏观经济变局、供需裂口、产业韧性三重因素驱动，如美国小非农不及预期、美联储降息等使资金涌入，一季度产量降10%需求增10%，美国非农数据超预期后黄金跌但铂金稳 [4] - **历史走势**：2024年初上海金交所均价221元/克，后因南非电力危机、津巴布韦出口税等上涨，5月突破1100美元阻力位，6月上旬突破1170美元 [1][5][6] 成本构成 - **现金成本**：约850美元/盎司，含采矿、矿石处理、精炼、管理摊销和运费，欧洲碳税使精炼费增50美元，南非深层矿1150美元，俄罗斯伴生矿600美元 [1][7] - **全维持成本**：均值1050美元，政策风险溢价和碳中和项目增加总成本 [1] 供应情况 - **全球供应**：2024年227吨，预计2025年降4%至218吨，因南非产量降、俄罗斯出口受阻及回收增长不足 [2][11] - **中国供应**：储量少、进口依赖度高、回收有挑战，2024年产量2.5 - 3吨，进口86吨占80%，正推进政策和技术提升自给率 [2][13] 需求情况 - **核心领域**：汽车催化剂、氢能产业链、工业制造、珠宝首饰、投资需求 [2][15] - **驱动因素**：汽车催化剂受益于钯替代和混动车需求，氢能产业链增速40%，工业制造整体微降但部分细分赛道亮眼，珠宝首饰传统消费下滑但中国和印度有变化，投资需求避险属性重定价增速25% [2][15] 影响因素 - **市场趋势**：精炼产能东移、回收网络区域化、地缘风险成常驻因素，影响供应链 [14] - **技术突破**：氢泵技术、核聚变技术、MIT离子液体回收技术或重塑需求格局 [2][18] - **价格影响**：受供需、宏观经济、货币政策、地缘政治和市场情绪影响，预计2025年供应缺口26吨，宏观经济影响需求和资金流向，地缘政治引发短期波动 [20][21] 投资建议 - **支撑因素**：成本支撑、绿色转型溢价、库存危机支撑长期价格 [22] - **风险因素**：金融市场缺陷、技术替代、地缘政治不确定性，投资者需密切监测 [23] 其他重要但可能被忽略的内容 - **铂金特性**：高密度、高熔点、顶尖抗腐蚀性，仅王水能溶解，在工业中不可替代 [2] - **回收情况**：再生铂金占全球供应量四分之一，中国正推进回收政策和技术，不同回收方式成本不同 [2][13] - **区域差异**：各地区铂金生产成本、需求结构有差异，如中国需求以汽车和工业为主，欧洲绿氢投资领先 [9][17] - **价格波动**：历史上价格受多种事件影响，如南非罢工、津巴布韦出口税、红海危机等 [6][21] - **定价机制**：定价类似白银，需综合考虑供需基本面和宏观经济情况 [33] - **替代情况**：钯可部分替代铂作催化剂，铂金持续涨价或影响需求结构 [34][35] - **企业应对**：加工端企业转嫁成本，下游需求减少时或面临困境 [36]

纪要涉及的行业 氢能行业 纪要提到的核心观点和论据 1. **电解水制氢项目进展**：截至 2025 年已落地 11 万吨，达成《氢能产业中长期规划》2025 年 10 万吨底线目标并冲击 20 万吨产能，电解槽设备降价和大型绿氢项目动工有望提升产能[1][3] 2. **燃料电池汽车市场**：截至 2025 年 4 月保有量 2.9 万辆，距年底目标 5 万辆有 2.1 万辆缺口，预计今年放量 1 万辆左右，高速公路示范和免氢能高速路费等政策将打开市场，下半年值得期待[1][5] 3. **绿氢项目立项及开工**：截至 2025 年 5 月，立项和备案产能 650 万吨，电解槽招标量约 6GW，但实际落地仅 11 万吨，开工率约 20%，需进一步突破[1][6] 4. **制氢设备价格影响**：制氢设备价格下降幅度快速且超预期，碱性电解水制氢槽和 PEM 槽同比 2024 年全年均价分别下降 44%和 29%，推动行业进入商业化前期[1][7] 5. **绿氢消纳突破口**：绿色甲醇和船舶燃料是重要突破口，海外出口尤其是跨国企业订单将成重要方向，已有约 300 艘甲醇燃料船舶订单，对应甲醇需求量约 680 万吨[1][8] 6. **IMO 禁硫框架政策影响**：2027 年生效，对大型远洋船舶强制征收碳税，将推动绿色船舶订单需求，今年 10 月至明年上半年大量订单将落地，利好绿醇需求[4][9] 7. **绿醇优势**：绿醇生产碳排放低于年度 GFI 目标，无需缴纳碳税，更具经济性，预计 2028 - 2030 年绿色甲醇船舶掺烧比例提升，对应全球绿色甲醇需求量巨大[4][10] 8. **绿色甲醇需求变化**：到 2028 - 2030 年绿色甲醇船舶掺烧比例 3% - 11%，对应全球绿色甲醇需求量达 4000 万吨，已落地订单带动约 100 万吨绿氢消纳，预计今年 10 月法案通过后至明年上半年订单和项目落地加速[12] 9. **国内甲醇船舶需求**：国内需求方与多方签订合作协议，订单需求 600 多万吨，落地产能仅 20 余万吨，新绿醇项目落地下游可迅速消纳，部分项目盈利可观[13] 10. **上游制氢设备催化因素**：政策支持，立项产能对应电解槽需求大但开工率低，今年下半年至明年上半年上游绿氢制备加速将带动设备需求高企，今年执行设备招标总量同比增长近三倍，央国企牵头具备优势[15] 11. **氢能源车示范高速线路**：各示范城市群完成进度不一，广东示范城市群预计发力显著，行业发展需进一步推动和支持[16] 12. **氢能行业政策影响**：氢能免高速费、过路费及搭建氢能高速公路政策，可降低全生命周期成本约 20%，推动新能源汽车放量，对行业发展关键[17][18] 13. **燃料电池系统市场**：竞争稳健，主要企业表现出色，系统售价降至每瓦约 3 元，运营价格和全生命周期成本下降，对行业发展积极[19] 其他重要但是可能被忽略的内容 1. **投资建议**：推荐氢能产业突破场景的绿醇端和绿氢设备端，推荐金风科技、吉电股份，以及上游制氢设备端的华电科工、华光环能、石化机械等公司[20][21] 2. **燃料电池汽车企业机会**：今年燃料电池汽车销量预计达万辆，相关企业如亿华通、重塑能源等将迎来收入上修机会[22]