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一、北京氢能与燃料电池产业... 1
（一）北京氢能与燃料电池产业政策规划... 1
（二）北京氢能与燃料电池产业技术研发... 5
（三）北京氢能产业投资布局... 10
（四）北京氢燃料电池投资布局... 18
（五）北京氢燃料电池汽车投资布局... 26
（六）北京氢燃料电池汽车推广应用... 29
（七）北京市氢燃料电池汽车运营公司... 31
（八）北京市加氢站投资布局... 31

以冬奥会和冬残奥会重大示范工程为依托，2023 年前，培育5-8 家具有国际影响力的氢能产业链龙头企业，京津冀区域累计实现氢能产业链产业规模突破500 亿元，减少碳排放100 万吨。交通运输领域，推广加氢站及加油加氢合建站等灵活建设模式，力争建成37 座加氢站，推广燃料电池汽车3000 辆；分布式供能领域，在京津冀区域开展氢能与可再生能源耦合示范项目，推动在商业中心、数据中心、医院等领域分布式供电/热电联供的示范应用；开展绿氨、液氢等前沿技术攻关，实现质子交换膜、压缩机等氢能产业链关键技术突破，全面降低终端应用成本超过30%。

2025 年前，具备氢能产业规模化推广基础，氢能产业体系、配套基础设施相对完善，培育10-15 家具有国际影响力的氢能产业链龙头企业，形成氢能产业关键部件与装备制造产业集群，建成3-4 家国际一流的氢能产业研发创新平台，京津冀区域累计实现氢能产业链产业规模1000 亿元以上，减少碳排放200 万吨。交通运输领域，探索更大规模加氢站建设的商业模式，力争完成新增37 座加氢站建设，实现燃料电池汽车累计推广量突破1 万辆；分布式供能领域，在京津冀范围探索更多应用场景供电、供热的商业化模式，建设“氢进万家”智慧能源示范社区，累计推广分布式发电系统装机规模10MW 以上；建设绿氨、液氢等应用示范项目，实现氢能全产业链关键材料及部件自主可控，经济性能指标达到国际领先水平。
1.京北全面布局氢能产业科技创新应用示范区
以昌平“能源谷”建设为核心，向南融合海淀，向北辐射延庆、怀柔，在北部区域打造氢能产业关键技术研发和科技创新示范区。依托三大科学城创新资源，聚合国内外氢能产业核心优势资源，通过产业链科技攻关补齐短板，打造燃料电池关键装备、商用车整车集成及上下游产业核心竞争力，支持国企、央企与科研机构研发合作，促进高精尖科技成果转化应用，全面开展氢能应用示范。
2.京南打造氢能高端装备制造与应用示范区
依托大兴、房山、经开区，构建氢能全产业链生态系统，在南部区域打造氢能高端装备制造与应用示范区。承接北部地区科技创新成果的产业化，汇聚燃料电池、整车企业，推动液氢示范项目建设，开展氢燃料电池车辆、车载液氢供氢系统、氢动力无人机、船舶、轨道交通、氢储能、热电联供系统、固定电源、分布式电站、便携式电源、汽车增程器等产业全场景应用示范。
（一）关键技术突破工程
1.制氢
可再生能源绿电制氢是产业长期低碳化绿色发展的核心支撑，我国主流的电解水制氢技术路线是碱性电解槽水电解制氢，该技术工业化应用早，已十分成熟，面向可再生能源发展的碱性电解槽水电解制氢仍有较大的技术提升空间。目前电解水制氢方面国际主流技术趋势是质子交换膜（PEM）、固体氧化物（SOEC）电解水制氢，国际领先的质子交换膜电解水制氢规模已达到20MW。重点方向：
（1）突破低成本、高效率、长寿命的质子交换膜电解制氢、高温固体氧化物电解制氢成套工艺，实现质子交换膜电解制氢规模≥5MW，产氢能力≥500m3/h，能耗≤4.1kWh/m3；高温固体氧化物电解制氢规模突破十千瓦级，产氢能力≥4m3/h。
（2）突破高效大功率碱水电解槽关键技术开发与装备研制，实现电解槽额定产氢量≥3000m3/h；制氢负荷≥80%额定条件下，电解槽直流电耗≤4.3kWh/Nm3H2。
2.储运
储运环节是制约氢气成本的重要因素，我国主要应用的20 MPa 长管气瓶拖车单车运氢，氢气百公里运输成本约7-8元/kg，占终端用氢成本约30%，目前国际主流产品为45MPa，单车运氢约700kg，50MPa/100Mpa 高储存压力是国际公路运输用长管气瓶重点发展方向。车载高压气态储氢瓶是影响燃料电池车辆续航能力以及规模化应用的关键环节，35MPaⅢ型瓶仍是我国主要车载储氢模式，70MPa 储氢瓶仅实现少量应用且储氢密度偏低，70MPaⅣ型瓶已是国际车载储氢的主流技术。与可再生能源电解水制氢相匹配的安全低压储氢、静态压缩固态供氢、合成氨及分解等技术是与绿色制氢有效衔接的创新技术。重点方向：
（3）突破70MPa 车载气态高压储氢瓶储氢密度偏低、瓶口组合阀主要依赖进口的问题，实现碳纤维缠绕氢气瓶单位质量储氢密度≥6.8wt%（包括瓶口阀），压力循环次数≥7500 次。
（4）突破高储存压力下的公路运输用大容量管束集装箱氢气储存技术，解决现有20MPa 管束车储氢量小、运输成本高等问题，实现储氢瓶公称工作压力≥50MPa，单瓶储氢密度≥5.5wt%，循环寿命≥15000 次，管束集装箱储氢量≥1000kg。
（5）突破车载高密度液态储供氢关键技术，实现液态储供氢系统的质量储氢密度≥8%wt，供氢速率≥10kg/h；供氢能耗每立方米氢气应小于1.5kwh/m3。
（6）突破高安全固态储供氢技术，实现10MPa 条件下，固态储氢容器内容积体积储氢密度≥55kg/m3；静态压缩供氢压力≥70MPa；供氢速率≥1kg/min。
（7）突破中低压纯氢与掺氢燃气管道输送技术，实现管径≥300mm，最高压力≤4MPa，长度≥4km，输氢总量≥5,000 吨/年，气密性试验1.1P 下泄漏率＜0.3%/h，材料满足实际输氢工作条件下抗氢脆要求。
（8）突破可再生能源电解制氢-制氨及甲醇-分解或重整制氢技术，实现制氨反应温度≤400℃，反应压力≤7.0MPa，氨净值≥15%，氨反向分解效率＞95%；开发氢气加CO2制甲醇成套工艺，甲醇重整制氢系统产氢能力≥30Nm3/h、效率≥85% LHV。

3.加注
加氢基础设施是氢能利用和发展的核心支撑环节，目前我国建设的加氢站大多为35MPa 级，且耐久性验证不足。加氢站建设中设备成本超过70%，氢气压缩机、加注机等关键设备及其核心零部件的进口依赖度高。重点方向：
（9）突破70MPa 加氢站用加压加注关键设备，实现加氢机公称工作压力70MPa，加注率≥95%，符合国家标准并兼容国际主流标准和加注协议； 氢气压缩机排气压力≥87.5MPa，排气流量≥每小时500 标方（进气压力15MPa 时），连续无故障运行≥500h。
4.燃料电池
我国质子交换膜燃料电池系统、空压机、电堆、双极板、膜电极已具备自主化供应能力，但在膜电极电流密度、空压机控制技术等关键环节仍与国际领先水平有一定差距；在质子交换膜、催化剂、碳纸、氢气循环系统方面对进口材料、零部件依赖程度较高。固体氧化物燃料电池整体技术水平与国际先进水平仍存在较大差距，国内初步集成了10kW 级发电系统，国际先进产品已实现最大功率超过250kW。重点方向：
（10）突破高性能、长寿命、低成本全氟质子交换膜制备技术，实现渗氢电流≤2mA/cm2，允许最高运行温度≥100℃，强度≥50MPa，耐久性≥20000 循环，金属离子含量≤20ppm。
（11）突破扩散层用炭纸批量制备技术，实现炭纸可控厚度80 μ m-190 μ m 、偏差≤ ± 1.5% ， 密度0.3g/cm3-0.45g/cm3；气体扩散层可控厚度80μm-250μm、偏差≤±1.5%，可控接触角≥145o。
（12）突破具备高动态工况耐受能力、兼具高性能/抗中毒特征的铂基催化剂及其批量制备技术，实现催化剂初始氧还原质量比活性≥0.35A/mgPt，电化学活性面积≥60m2/g。
（13）突破燃料电池极板专用超薄基材及其批量制备工艺，实现不锈钢与钛合金薄板基材厚度50μm-150μm、偏差≤±4μm，抗弯强度≥25MPa；超薄复合石墨板厚度≤1.4mm，弯曲强度≥50MPa。
（14）突破车用燃料电池膜电极批量制备技术，实现活性面积≥200cm2，Pt 载量≤0.4mg/cm2，额定功率密度≥1.5W/cm2，寿命≥20000h。
（15）突破车用燃料电池氢气再循环泵总体设计与可靠性提升技术，实现1400NL/min 条件下，出口压升≥0.20bar；系统效率≥60%，寿命≥20000h。
（16）突破车用燃料电池空压机优化设计、集成与控制技术，实现额定流量≥125g/s；压缩比≥2.5，出口压力波动偏差≤2%，噪声≤70dB。
（17）突破高精度车用燃料电池电堆批量制造装备技术，实现电堆额定功率≥120kW，支持-30℃低温启动，寿命≥10000h，功率偏差≤2%，无故障时间≥5000h。
（18）突破车用燃料电池安全监管保障技术，建立车用燃料电池堆性能与耐久性评测方法、流程规范，形成关键部件特性/理化参数及其测量方法集合≥10 类，车载电堆健康诊断装置对电堆氢渗检出率＞90%，寿命模型预测偏差≤10%；建立车载高压储氢气瓶定期检验、在线检测监测与诊断评估等新技术方法≥8 项，相关装备≥6 套，在线监测系统达到开口裂纹检测灵敏度≤0.5mm，寿命预测模型误差＜15%。
（19）突破固体氧化物燃料电池热电联供系统技术，实现系统额定发电功率≥30kW、发电效率≥55%，热电联供总效率≥85%，连续运行≥1000h。