2022年氢能源行业研究报告 可再生氢100区域发展路径

1.氢能对中国能源转型和双碳目标实现的重要意义

1.1 氢能是中国未来低碳能源体系中的重要组 成要素

2020年9月，中国政府提出了“双碳”发展目标，为能源转型和应 对气候变化开创了新纪元，中国的能源结构和体系继续向清洁 化、低碳化、安全化深度转型。其中，可再生电力的大规模供给 和消费侧全面电气化进程将加速，与此同时，重工业和船运、航 空等高排放行业对化石能源存在一定的依赖，在技术可行性和 成本的角度看，难以实现大规模可再生电力替代，其转型路径将 依靠以氢能、生物质、合成燃料为代表的新型清洁燃料。根据课 题组研究，零碳情景下，上述几种新型清洁能源在终端能源需求 中的占比将达到30%-35%，其中氢能约占15%-20%。这意味着 中国在实现“碳达峰、碳中和”的进程中，各类新型清洁能源特 别是氢能将发挥重要作用。

作为一种用途广泛的二次能源，氢能可以在多个生产和消费环节 作为替代能源进行使用，在重工业、交通、建筑、电力行业中均有 不同的应用场景（见图表2），其中最主要的用途包括燃料用氢、 原料用氢，以及储能用氢三类。

燃料用氢：主要场景包含重型道路交通、船运、航空、发电 等领域。氢气易燃且热值高，燃烧产物仅为水，不排放二氧 化碳等温室气体，与传统的化石燃料（石油、天然气、煤炭） 相比，氢是终端零排放的清洁能源，可作为供热或供电的燃 料。目前燃料用氢的应用在全球范围内尚为有限，主要限制 因素是燃氢轮机等设备设施的技术成熟度低、经济性不高， 相应的基础设施和政策标准尚不完善。

原料用氢：主要场景包含钢铁、化工等领域。氢气是重要的 工业气体，氢元素的强还原性被用于多种化学反应，是众多 化合物的基础元素之一。化工行业需要用氢制备甲醇、合成 氨等多种产品，冶铁需要利用氢气作为还原剂，多种高端材 料的制造在生产流程中均需要使用氢气进行加工。

储能用氢：主要场景包含电力储能领域。作为储能的一种形 式，在一定的环境条件和容器中储存液态氢或气态氢，或将 氢转换为化合物（如合成氨），增强氢能用于燃料/原料的灵 活性。

结合应用场景、技术成本和未来中国零碳转型的需求，在2060年 碳中和情景下，氢能将在化工、钢铁、重型交通领域将发挥关键 的减碳作用，并在船运、航空、其他重工业和电力储能领域逐步 拓展其应用场景（如图表3）。课题组预测，到2060年，氢能需求 量较2020年将增长2-3倍，达约1-1.3亿吨/年，其中可再生氢占比 约75%-80%，即0.75-1亿吨/年，即氢能供应格局将以低碳清洁 的技术路径为主，仅有少量的化石燃料制氢为小规模特定场景使 用。由于技术路线的差异，氢能在各个行业中能够发挥的作用以 及需求增长的速度各不相同，但总体上将以技术和成本为导向， 有望在2030年之前完成铺垫和布局，在2035年之后进入快速增 长期。

1.2 不同来源的氢能将在转型不同阶段发挥作用

氢能很难从自然界中直接大量获取，需要依靠不同的技术路径和 生产工艺进行制备。目前，主要制氢路径包括煤气化、天然气重 整、工业副产氢和电解水制氢四种。迄今，氢作为化工生产的原料 和中间产品，通常会通过煤炭焦化气化、天然气重整以及甲烷煤 炭合成气等化工生产的方式进行制取。以焦炉煤气、轻烃裂解副 产氢气和氯碱化工尾气等为主的工业副产氢由于产量相对较大且 相对稳定，也成为现阶段氢气的供给来源之一。相比上述两种方 式，电解水制氢的原料和生产过程都以清洁能源为主，使用过程 可以实现完全的零排放（在使用100%可再生电力进行电解水的 情况下），为实现零碳转型，则电解水制氢应当作为需要大力发展 的最重要的制氢技术路线。目前，电解水制氢技术成熟度较低、 产业尚未完全规模化，成本远高于其他几种氢能生产方式，还处 在初级阶段。

行业内通常会根据氢气的不同制取来源进行种类的划分，主要包 括：

灰氢：制取自化石燃料的氢，如来源于煤炭和天然气的氢，排 放相对较高，但成本更低；

蓝氢：制取自化石燃料且配备CCS装置的氢，可以实现相对 低碳排放；

绿氢：通过光伏发电、风电、水电等可再生电力供能的电解 槽制取的氢，可以实现零排放，但目前成本较高且尚未规模 化；绿氢即可再生氢；

粉氢：通过核电供能的电解槽制取的氢，通常可以实现近零 排放，但规模化发展较依赖于核电的技术和发展。

要实现碳中和的宏伟目标，需要氢能本身的大规模推广应用，并 在重工业等领域充分实现可再生氢对化石能源的替代。经过分析 零碳图景下氢能在各行业的利用规模和能源结构，在2020-2060 年间通过应用氢能有望实现超过200亿吨的累计减排量，其中交 通行业累计减排量最大，约为156亿吨，钢铁行业累计减排量约 为47亿吨，化工行业累计减排量约为38亿吨，而可再生氢将在交 通、钢铁、化工等领域成为主要的零碳原料。不仅如此，氢能产业 链的建立也能充分带动经济增长和产业的发展，创造约1.6万亿的 市场产值和超过1万亿的基础设施投资空间（根据固定成本投资 和运营费用加总计算）。

中国是全球最大的氢气生产国，也是最大的氢气消费国，但生产和 消费领域的氢能大多来源于化石燃料，即灰氢，绿氢比例较低。中 国2021年氢气产量约为3533万吨，主要来自于石化及化工、炼焦 等行业，其中煤制氢占总量57.06%，天然气制氢21.90%，工业副 产氢18.15%，电解水制氢1.42%，其他来源1.47%

考虑到当前电解水制氢在技术和规模方面的限制，以及国家可再 生能源发展现状，难以在短时间内实现可再生制氢比例大规模提 升。因此，在中国整体氢能发展的战略布局中，需要分阶段、分步 骤，利用不同来源氢能的互补性，最大化氢能的减排效果，并为可 再生氢打造更充分的发展基础。

近期：多元化应用，兼顾经济性和清洁性。考虑到化石能源制 氢、副产氢的成本较低且产量相对较大，在短期内可以更有 效地带动氢能消费侧的规模化发展，培育氢能上下游产业链， 在降低全生命周期成本的同时为绿氢的推广应用做好铺垫。

中期：逐渐构建可再生氢为主的供应体系。在基础设施和产 业链逐渐完善的基础上，可再生氢的成本将趋近化石能源制 氢，需要通过强化的市场化手段和政策措施引导和激励生产 和应用各场景逐渐实现向可再生氢的过渡。

远期：全面突破，实现可再生氢电协同。随着成本和技术进 一步优化，需要继续完善产业链条，优化可再生氢生产和消 费的大环境，同时针对重点行业实施推广应用，全面实现可 再生氢在重工业和远距离交通等领域对化石能源的替代。

2.政策和产业大环境下的 “可再生氢100”目标

2.1 国家氢能规划出台，为产业构建蓝图

近 年来，国家和地 方层面加紧 制订 有关氢能 的战 略 规 划和布 局。2020年4月，国家能源局关于《中华人民共和国能源法（征 求意见稿）》中正式将氢能列入能源范畴，明确了氢能在我国能 源体系中占有一席之地。同时，多个省市在其“十四五及2035远 景规划”中列入氢能发展的相关内容，初步建立了氢能发展的政 策和产业大框架。

2022年3月，国家发改委和国家能源局联合发布了《氢能产业发 展中长期规划（2021-2035）》（下称《规划》），以2060年碳中 和为总体方向，进一步明确了氢能在我国能源体系中的角色定位 以及在绿色低碳转型过程中的重要作用，强调了以可再生能源 制氢和清洁氢为核心的氢能发展方向，并从制、储、运和基础设 施等全产业链的角度进行了统筹规划和布局，突出了市场主体位 置，为氢能高质量发展提供了行动指南

《规划》明确了我国氢能产业所处的发展阶段，指出了技术发展 水平、产业配套支持和协同创新等方面存在的短板和挑战，从我 国氢能产业发展的战略定位出发，提出了2021-2035年分阶段发 展目标，

2.2 以2030年100GW装机目标促进绿氢在行业 中的快速推广应用

总体上，国内氢能产业发展仍处于初级阶段，各行业及各地区政 策支持体系建立尚不完善，且各领域内试点示范项目未能形成 规模化效应，当前对氢能应用方面的激励政策、金融等方面的支 持和激励机制和扶植力度还稍显不足，同时，针对氢能的重点发 展区域来说，当前主要试点项目多出自单个企业，未能建立产业 链上下游以及其他合作企业间的合作模式，使相关示范项目形 成规模化效应。

在国家 大 力推动 发 展氢能 的大 背景下，为了更 好地 解决 上 述 痛点，促进可再生氢的推广应用，基于课题组对在零碳转型情 景下中国2060年氢能总产量 及可再生氢能占比的预测，即氢 有总产量有望超过1-1.3亿吨，且至少75%-80%由可再生氢供 给，对2030年过渡阶段可再生氢的产量和装机量提出了目标框 架。2021年9月，课题组提出《可再生氢100行动倡议》，提出力 争2030年全国可再生能源制氢电解槽装机规模达到100GW的目 标。

该目标立足于国家氢能行业发展的现状，以中长期碳中和目标为 导向，以《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》为基础，充 分考虑2025年之后，可再生氢满足新增用氢需求并逐步对化石 燃料制氢替代的发展路径，相关技术和成本大跨步优化的趋势， 以及基础设施布局基本完善等因素，力争为政策和行业的发展 提供前瞻性的参考。

3.2030年可再生氢100 的发展模式展望

3.1 “区域为主”统筹发展

长距离、大规模储运氢气的成本瓶颈在短期内难以得到突破， 同时制氢资源分布以及用氢场景技术经济性等方面存在较大差 异。内蒙古、河北、河南等地陆续发布发布2021年度风光制氢一 体化示范、电力源网荷储一体化和多能互补试点等项目清单，自 主化探索本地制氢用氢区域化发展模式。2030年之前，氢能发 展将呈现区域化为主、近距离点对点为辅的格局。

（1）氢能储运成本影响初期跨区规模化联动

考虑前期需求仍存在较强不确定性，长距离、大容量的管道难以 规划落地，而运输距离超过500km后，其他技术路线储运成本 则大多超过10元/kg。对于工业应用场景而言，考虑相关储运成 本，只有制氢电价低于0.1元、设备成本低于4000元/kW时才能 具备替代可行性，对资源条件和技术水平的要求近乎苛刻。对于 交通应用场景而言，考虑到其成本接受程度高，资源优势地区较 低的制氢成本叠加近距离储运成本，将具备一定经济性，如乌兰 察布、张家口等风光资源富集地区制氢并运输到京津冀地区。

（2）可再生资源条件差异推动区域发展分化

三北、西南等地区可再生资源丰富，可再生氢与传统制氢路径成 本差异较小，多种应用场景具备经济性。东部和中部地区资源相 对匮乏，同时电力需求旺盛导致绿电溢价，海上风电成本尚处于 准平价阶段，使得可再生氢成本与传统制氢路径成本差距较大， 影响区域需求释放。

3.2 “大基地”规模化开发

从长远发展来看，氢能在生产端和应用端的技术突破和成本下 降是实现大范围推广的关键，而2030年之前这一启动阶段更依 赖于规模化的成本下降。考虑到中国氢能产能的分布和相关产 业的布局模式，以“大基地”形式规模化开发应用可再生氢，不 仅能够充分利用地方资源、增强可再生氢能发展的保障，也能 够从全价值链的角度在各个环节为氢能的发展赋能。国家发改 委、能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光 伏基地规划布局方案》，能源局印发《关于开展全国主要流域可 再生能源一体化规划研究工作有关事项的通知》，支撑风光水火 储“大基地”开发，也为氢能规模化发展提供方案。

（1）现有产业格局为“大基地”开发奠定基础

从现有产能分布看，当前西北、华北、东北和西南等可再生能源 优势地区产能合计占比接近65%，有潜力和空间实现规模化氢 源替代。新能源体系不仅会带来能源系统变局，还将重构工业体 系。相关地区凭借丰富的可再生能源资源，将会成为绿色化工、 氢冶金等零碳新工业的策源地。通过零碳工业大基地等形式， 将可再生能源、储能、氢能充分协同，将绿色能源的生产和使用 有机结合，能够打造以绿色、稳定、可靠的能源系统为支撑的新 型产业模式。

（2）“大基地”模式最大化氢能安全开发保障

“大基地”模式有利于整体提升项目开发企业、设计机构、EPC 整体系统集成商、关键产品部件供应商等对项目风险的重视程 度，也有助于本地监管部门对相关安全规范进行有效探索，形成 相关经验，持续有序放大示范规模。

3.3 “先立后破”加速氢源结构低碳化

随着“双碳战略”的提出，氢能供应链清洁化发展成为大势所 趋，但氢源结构优化仍需遵循市场规律，“先立后破”，初期以工 业副产氢为过渡、后期逐渐由可再生能源制氢进行替代。氢能产 业发展初期，部分工业副产氢资源富集地区，将以成本低、运输 方便、稳定性等优势成为有效过渡支撑。随着技术的进步和清洁 电力资源成本的下降，可再生能源制氢将在2030年之前逐步成 为的最主要新增制氢路径。

（1）可再生氢初期仍难以完全独立满足需求

可再生能源发电的间断性和波动性是限制可再生氢能稳定持续供 给的重要因素之一。原油炼化、化工、金属冶炼等应用场景为连 续运转工业流程，需保证每年8000小时以上的氢能连续供应。而 目前单个光伏电站运行小时数大多介于1000到2000之间，陆上 风电场也仅有2000到3000多小时，且波动性较大，即便考虑风光 互补，也需结合电网电力制氢才能提供更高的稳定性，保障电解 水制氢连续供给，否则需要大规模储电或储氢，将导致经济性大 幅降低。

（2）工业副产氢可发挥重要过渡和支撑作用

在多元化的供应格局中，技术路线选择取决于不同发展阶段的 适用性、经济 性、能源效率和环境效益。工业副产氢的数量庞 大、分布广泛，在氯碱工业、乙烷裂解、丙烷脱氢等生产过程中 有复产高纯度氢气，具有利用潜力，可为氢能产业发展初期提供 低成本高效益的分布式氢源，尤其在化工行业基础较好的东部 地区。根据氯碱产能测算，可利用副产氢气约85万吨，虽然部分 氯碱企业加以回收利用，但仅利用60%左右，每年仍剩余副产氢 气近30万吨。

4.可再生氢100行业及 区域发展路径

4.1 各行业可再生氢需求规模分析

到2030年，可再生氢预计将在化工、钢铁、交通等部门得到规模 化示范应用。4其中化工领域的氢能应用场景仍主要集中在合成 氨、合成甲醇、炼厂炼化等高耗氢过程；钢铁领域主要集中在头部 钢企对氢能炼钢项目的广泛布点；交通领域在重型货运、轻中型 物流车、公交车、矿山机械、港口机械、清洁车等多场景均得到一 定比例的应用，同时可再生氢在不同行业的应用将呈现显著的空 间差异。

与其他原本就有用氢需求的部门相比，目前能源尤其是电力部门 对氢能的应用尚未大规模开展，替代或补充现有能源在技术和经 济性方面挑战巨大，在未来十年内仍将处于示范探索期，大规模 商业化应用难以实现。因此，能源电力部门用氢将不会对2030年 可再生氢的需求量产生显著影响。

氢能作为储能的应用，缺少可靠的氢储运解决方案，且与其他更 为成熟的储能（传统抽水蓄能和电化学储能等）方案可行性差距 较大。氢能发电尤其是燃氢轮机适合天然气发电设施转型，但中 国本身气电比例极低，而且受限于设备成熟度，因此综合氢电成 本极高，因此氢能发电在中国的应用潜力低；氢燃料电池发电则 适用于规模极小的分布式应急电源需求，或偏远地区的供电，应 用场景和规模都极为有限。

化工行业

本领域聚焦与氢能供需关联最紧密的三个上游化工细分领域：石 油炼化、合成氨、甲醇。目前，中国的化工行业仍然属于以化石燃 料为主要能源基础和原料的高耗能高碳排放行业。石油炼化作为 石油化工行业的主要生产环节，对氢气的需求量大，大型炼化厂 几乎均有场内制氢设备，采取天然气重整或煤气化做为主要氢气 供给方式。合成氨、甲醇的生产在中国以煤化工为主要路径，工厂 大多采用煤气化制氢的传统方式获取氢气。

随着环保、准入等政策的出台和实施，氢基绿色化工将成为产能 转型的重要突破口。“十三五”以来，在能耗和碳排放“双控”等 目标的促进下，山东、内蒙古和陕西等传统能源化工大省，均开 始逐步收紧对新增高耗能化工项目的审批和管理。2022年2月， 国家发展和改革委员会、工业和信息部、生态环境部和国家能源 局联合发布《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南 （2022年版）》5 ，针对炼油、煤化工、合成氨等化工行业出台了具体的实施指南，提出引导工艺和技术绿色化水平的升级改造、相 关前沿技术加强攻关并加快淘汰不符合绿色低碳转型要求的落后 设备和技术。相关政策为以可再生氢为基础的清洁化工产业发展 奠定了基础。

未来，可再生氢能在化工行业的应用将主要包括既有传统工艺流 程的可再生氢替代和新型化工生产的可再生氢利用两种模式。由 于现代化工项目工艺复杂、投资大且周期长，可再生氢作为原料 在化工生产中大规模利用需要进行较多产线的升级改造，短期内 成本较高且风险较大，因此未来十年可再生氢将主要在既有传统 工艺流程中发挥对传统化石能源制氢的替代作用，并在条件相对 成熟的少部分可再生氢新型化工项目中逐步开展试点应用。新型 化工路径采取的工艺技术不同于现有传统生产路径，已有项目进 行改造的难度大，因而仅适用于新建项目。

首先选定炼化（炼厂用氢）、合成氨、甲醇为研究对象，根据对各 区域2030年用氢需求和可再生氢替代可行性的综合研判，分析 化工行业可再生氢需求。炼化的产品包括汽油柴油等多种产品的 组合，炼厂用氢量与炼厂产品结构和总产量相关，而合成氨和甲 醇的单位用氢需求较明确。同时，考虑细分行业技术经济性和区 域可再生氢可及性，可再生氢在细分行业和不同区域的替代和 增量发展模式各有差异。通过综合研判产品产量和发展模式， 分析2030年可再生氢在化工行业的用氢和装机需求。 根据测算，2030年，化工行业总可再生氢消费量将达到376万吨， 是中国最大的可再生氢需求市场。其中，西北地区由于具备化工 产业及可再生电力资源优势，将成为最大的化工可再生氢消费 地，其次分别是华东、东北和西南地区。

考虑到生产工艺流程、原料、技术和成本经济 性等因素，可再 生氢具备在炼化、合成氨和甲醇这三类产品生产过程中作为重 要的低碳替代化工原料的潜力。根据落基山研究所的分析，到 2030年，化工行业中可再生氢应用量最多的是甲醇，其次是合成 氨和炼化。

钢铁行业

钢铁行业是碳排放密集程度最高、脱碳压力最大的行业之一，碳 排放约占全球排放总量的7.2%。10钢铁行业迅速脱碳在中国尤 为重要，2021年中国粗钢年产量为10.3亿吨11，占到全球粗钢总 产量的约53%。由于中国钢铁生产中用于提供高温的燃料燃烧 造成的排放和以焦炭为主要还原剂的反应过程排放，难以通过 电气化的方式实现完全脱碳，且能效提升和废钢利用等方式的 减排潜力有限，对因此利用可再生氢替代焦炭进行直接还原铁 生产并配加电炉炼钢的模式将成为钢铁行业完全脱碳最关键、 最具前景的解决方案之一。

钢铁行业对可再生氢的利用集中在新增产能生产工艺流程，行 业领先企业占据先发地位。根据不同炼铁工艺，氢冶金的主要 应用场景可分为三类，如图表19所示。通过统筹考虑钢铁企业 2030年前新增产能、氢冶金技术发展意愿，以及各企业产能分 布、技术基础、行动规划、地方性属性等因素13，氢冶金的产能 主要来自于中国钢铁行业领先企业，并在将形成数个规模化的 氢冶金基地。近年来国内各个大型钢铁企业氢冶金技术工艺试 点项目如图表20所示。基于上述考虑，对氢冶金项目产能的规模 和区域位置进行估算，并结合不同地区电解槽的利用小时和工 业副产氢供给等因素14确定各地区的可再生氢消耗量和电解槽 装机需求。

根据测算，2030年中国氢冶金产能的规模约为4347万吨，约占到 全国总产能的4.5%左右，全行业的氢气消耗量约为174万吨，其 中可再生氢94万吨，约占54%，其他为工业副产氢。在空间分布 上，氢能炼铁产能和现有炼铁产能存在差异。目前中国钢铁企业 区位布局主要与铁矿石和焦炭资源的分布、运输条件、市场需求、 劳动力和产业基础等要素密切相关，产能主要集中在华北和华东 地区，例如河北、江苏、辽宁、山东和山西等地。未来，各个钢铁 企业在氢能炼铁项目选址时会倾向于选择可再生氢资源丰富的地 区，降低氢能储运成本，以降低总体成本。西北地区将成为氢能 炼铁发展最为重要的基地，2030年氢冶金产能占到整个西北地 区产能的46%，华南地区也具有发展氢冶金的相对优势。

4.2 分区域可再生氢装机总体路径展望

考虑到传统产业转型速度、自然资源禀赋、可再生氢能利用程度 等因素，2030年中国可再生氢生产装机在各区域之间的分布模 式将呈现以下特点： 传统产业转型升级的需求和可再生资源自然禀赋相匹配的区 域，将成为可再生氢的重要发展基地，装机规模相对较大，可获 取较低成本的可再生氢，如西北、西南、东北地区。重点围绕“载 荷锚定”的规模化应用场景，利用丰富且具备成本竞争力的风光 资源开展本地化可再生氢制备，以副产氢做为补充，用于满足不 同应用场景需求； 传统工业基础好且人口稠密、可再生资源有限的区域，大规模制 备可再生氢的成本较高，将以“工业副产氢+分布式制氢+短距离 运输”模式支撑氢能发展，如东部沿海部分地区。

初期考虑经济 性，以区域内优质副产氢资源进行过渡，并以制氢加氢一体站等 小规模、分布式站点制可再生氢为重要补充。 可再生资源局部优势但分布不均的区域，以“集中式制氢+近中 距离运输”模式，实现可再生氢的加速渗透，如华北北部。一方面 推动氢能与现有能源资源进行耦合，提高资源利用效率，实现最 小化制氢成本，另一方面通过中距离运输，满足交通等场景下经 济性要求。

西北：资源优势推动全面发展

西北地区资源条件和消费需求优势明显，其丰富的化石燃料资 源、金属矿产资源和土地资源，以及良好的风光资源禀赋优势和 相对平缓的电力需求，是其成为可再生电力制氢大基地的有利条 件，既能满足重工业低成本零碳转型的需求，又能在一定程度上 优化可再生电力的生产和应用结构。西北地区有望在重工业产 业转型和可再生电力充分发展的双重驱动下，成为全国最大的可 再生氢生产和应用基地。为此，我们预测2030年西北地区需建 成24GW电解槽，实现可再生氢产量264万吨/年。 要实现这一发展目标，西北地区需在现有产业结构的基础上，统 筹利用工业副产氢，加速布局可再生氢，向现代综合低碳工业区 转型。国家和地方均需加大对该地区重工业低碳转型和可再生 氢应用的激励，并通过优惠电价及项目开发建设资金支持等方 式，促进这一地区的可再生电力制氢的综合发展。

东北、西南：化工转型与可再生能源相互映衬

东北和西南地区作为目前中国重要的炼化/合成氨等化工产业发 展基地，面临下游竞争加剧、原材料价格上涨、低碳转型加速等 挑战，有必要进一步替换清洁生产原料并对原有副产氢进行逐步 替代，以实现能源转型。考虑到东北地区大量的风光资源以及西 南地区丰富的水电资源，相关区域通过可再生电力制氢替代传统 产能将具备较好的经济效益。结合各领域终端需求，预计2030年 东北和西南地区分别需建成9.7GW和7.5GW的电解槽装机，并分 别达到121和82万吨/年的可再生氢产量。 要实现这一目标，需要在国家和地方对可再生氢生产制造综合扶 持的基础上，对可再生清洁氢的生产和应用进行激励，进一步拉 近可再生氢与天然气制氢以及化工行业副产氢的成本经济性差 距，充分实现可再生氢对副产氢等的逐步替代。

5.下一阶段可再生氢发展建议

5.1 跟进完善全国可再生氢装机目标及区域、行 业生产和消费目标

以现有《规划》为基础，进一步研究并制定2030和2060可再生 氢装机目标及分区域、分行业产量和消费量目标。建议在现有 氢能中长期发展规划所设定目标和总体发展方针的基础上，以 2060年碳中和目标为导向开展氢能和可再生氢长期发展路线图 相关研究，明确氢能在中国整体能源体系中发挥的作用以及可再 生氢转型的关键时间节点、产量及装机量需求。同时以该路线图 为基准，依据规模化发展增长速率和成本经济性变化趋势，归纳 提出2030年中国可再生氢装机和产量目标，并根据各区域的资 源禀赋、氢能主要应用行业的技术发展水平等制定分区域、分行 业2030年可再生氢生产和消费量目标。鼓励各区域和行业企业 自主提出可再生氢消纳目标。

5.2 开展“大基地”规模化示范，促进产业链成 本快速下降

加强各层级联动合作，开展 “大基地”示范项目，共同发展可 再生“氢经济”。在加大中央层面对“大基地”示范项目的政策 扶植力度的同时，充分调动地方政府的能动性，集中区域优势， 加强对“大基地”示范项目的政策和金融扶持。发挥央企资金实 力、基础设施建设能力、产业链协同能力等优势，作为氢能产业 规模化发展的主要推动力量，采用走出去技术引进和自主研发相 结合，寻求突破技术壁垒，充分利用内部市场和优势资源，开展 规模化应用示范。

不同央企间加大合作建设，促进不同央企“制 储运加用”各环节优势资源的合理利用，加快氢能相关产品开发 和投入市场的进程。通过联手利用各自的优势，创造和开拓新市 场。民企发挥灵活、创新优势，充分利用央企资源和市场，与央 企形成发展合力共同突破核心技术，促进产业发展。通过中央与 地方、央企与央企、央企与民企的有机联动，推动氢能产业尽快 实现技术提升、规模扩大、市场拓展、成本下降。

建议政府主管部门依托相关示范，做好技术装备研发应用，突 破关键技术瓶颈。发挥新型举国体制优势，持续实施氢能领域 首台（套）政策体系，促进氢能领域首台（套）重大技术装备示范 应用；依托第三方行业机构，筹划实施氢能领跑者计划，一方面 增强标准化治理效能，加快构建推动氢能核心技术迭代创新的 标准体系，助力我国氢能装备技术从“跟跑”到“并跑”再到“领 跑”；建立氢系统装备工程检验检测、性能认证等第三方优质公 共服务平台和培训基地，完善并提升氢能装备技术的检测、认 证、应用等领域基础服务能力，加快氢能商业化进程。

深入分析已投入运营的“大基地”项目运行情况，总结并提炼其 最佳实践形成可参考的模式。定位各区域有代表性的可再生氢“ 大基地”示范项目，开展项目运行情况实地调研和分析研究，梳 理项目成功的核心要素、主要挑战以及下一阶段的主要发展方 向，总结提炼形成最佳实践案例和可参考可学习的可再生氢项 目发展模式。

5.3 完善地方氢能产业支持政策体系，加速可再 生氢项目建设

以国家氢能发展中长期规划为指导，因地制宜制定地方氢能和 可再生氢产业支持政策。建议区域地方政府部门制定系统的氢 能和可再生氢发展顶层规划，确定氢能和可再生氢在区域内的 发展方向与路线，专门制定并出台产业发展目标及氢能和可再生 氢专项规划。明确氢能设施参与电碳市场相关机制。建议具备条 件的地区加快出台可再生能源制氢优惠电价政策支持，进一步完 善分时电价机制，鼓励弃风、弃光、弃水及谷段电力制氢。研究 建立氢能设施参与现货、辅助服务和中长期交易等各类电力市 场的准入条件、交易机制，加快推动氢能进入并允许同时参与各 类电力市场。鼓励清洁低碳氢能项目减碳方法学开发，探索与全 国碳交易市场协同联动。

加大可再生氢项目开发政策支持力度，健全低碳清洁氢项目激 励机制。建议具备条件的地方政府持续实施支持氢能发展的贷 款贴息、减免企业税费、普惠金融服务、优先用地供应等财政/金 融/税收/土地政策，对于氢能产业关键零部件或项目给与投资补 助。鼓励金融机构利用央行碳减排支持工具等政策，开展涉氢绿 色金融产品创新，加大对低碳清洁氢项目的信贷支持。

制定支持 氢能源产业技术创新相关政策，引导企业、科研院所等加大技术 攻关投入力度，鼓励通过技术合作、人才引进、设立产业基金等多途径支持氢能及燃料电池基础材料、核心技术和关键部件的 技术攻关。制定低碳清洁氢优先利用、“氢储能”项目激励措施， 对于落实灰氢替代、新型储能的新能源制氢项目，可在竞争性配 置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用 小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。研究在化 工、钢铁等领域出台低碳清洁氢配额机制，相关企业可以通过出 售配额获得激励，逐步淘汰高排放技术装备。

重视氢能源产业人才队伍建设。建议将氢能源产业人才培育与 实现“双碳”目标紧密联结，依托国家重大科技任务和创新平台 及高校教育培养，大力推动政、产、学、研、用协同创新，实现我 国氢能源产业的基础研究、应用基础研究、技术创新、成果转移 转化和支撑服务等各类人才均衡发展，为我国氢能产业发展提 供人才保障、专业支撑。

编辑：999感冒灵