随着全球向净零排放转型，绿氢（即可再生能源制氢）被广泛视为实现碳中和目标的重要路径之一。迄今，全球多国已发布氢能战略，明确了氢能在产业转型中的重要地位。2022年3月，我国发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》^[1]，更是进一步强调了以可再生能源制氢为核心的氢能发展方向。2023年6月，世界经济论坛（WEF）发布《中国绿氢发展路线图》^[2]，绘制了助力中国实现2030年绿氢发展目标的路径。本文在概述我国近期绿氢产业发展现状及政策布局的基础上，对《中国绿氢发展路线图》提出的未来发展目标及支持措施进行了梳理总结。

（1）目前可再生能源制氢占比较低。作为全球最大的氢能生产国和消费国^[3]，中国目前生产的氢气大部分为灰氢。2021年，在生产的3400万吨氢气中，80.3%来自化石燃料，18.5%来自工业副产品，1.2%来自电解^[4]。虽然氢消费量相对较大（2021年约为2800万吨^[5]），但对绿氢的需求在很大程度上受到成本和可用性的限制，其应用目前仅限于交通运输部门的几个小型试点项目。有关机构预测，在2030年碳达峰情景下，中国氢气年需求量将达到3715万吨；在2060年碳中和情景下，氢气年需求量将增至1.3亿吨左右，其中可再生能源制氢规模有望达到1亿吨^[6],[7]。

（2）规模化绿氢示范项目正加速扩张。我国丰富的可再生能源为绿氢发展提供了动力，但该产业尚处于起步阶段。截至2022年，已建成并运营绿氢项目36个，总产能约为每年3.7万吨，正在规划的绿氢项目超过300个，预计产能将达到每年350万吨^[8]。2023年6月，首个万吨级新能源制氢示范项目在内蒙古鄂尔多斯成功制取第1方氢气^[9]；6月，新疆库车绿氢示范项目顺利产氢，制氢规模达到每年2万吨，标志着首次实现万吨级绿氢炼化项目全产业链贯通^[10]。

（1）国家和省级层面制定氢能产业发展规划。2020年4月，《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》正式将氢能列入能源范畴。2022年3月，国家发展改革委和国家能源局发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，将氢能作为国家未来能源体系的重要组成部分，强调以可再生能源制氢为核心的氢能发展方向。规划提出了绿氢发展的3个阶段性目标：到2025年实现可再生能源制氢量每年达到10~20万吨；到2030年实现可再生能源制氢的广泛应用；到2035年可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升。省级层面，山东、河北、辽宁、内蒙古、北京、上海、山西、河南、湖南、贵州、四川、宁夏、安徽、陕西等众多省（市）也制定了氢能发展规划，支持绿氢产业发展^[11]。

（2）多地出台非化工园区制氢“松绑”政策。为支持氢能的大规模开发和利用，多地相继出台相关文件鼓励非化工园区可再生能源制氢。例如，2022年11月，吉林省印发《支持氢能产业发展的若干政策措施（试行）》^[12]，开展分布式可再生能源制氢加氢一体站在非化工园区示范建设。2023年6月，广东省印发《广东省燃料电池汽车加氢站建设管理暂行办法》^[13]，允许在非化工园区建设制氢加氢一体站。6月，河北省印发《河北省氢能产业安全管理办法（试行）》^[14]，允许在化工园区外建设电解水制氢等绿氢生产项目和制氢加氢一体站。

WEF《中国绿氢发展路线图》认为，中国绿氢产业发展面临与成本、基础设施、市场需求、行业标准和认证、技术、发展演进与合作相关的六大关键挑战。针对这些挑战，《中国绿氢发展路线图》提出了绿氢产业未来发展目标及其措施，并建议在2030年前分3个阶段实施措施。

（1）生产成本是绿氢发展的核心制约因素。绿氢的生产成本是供应方面临的主要挑战之一。目前，绿氢的生产成本为每千克4.92~6.23美元，平均至少是煤制氢成本的3倍，也远超天然气或工业副产品制氢的成本。同时，利用煤或天然气与碳捕集、利用与封存（CCUS）相结合的蓝氢生产成本更低，并且有可能在低碳排放强度下生产氢。然而，CCUS技术的发展和应用还不充分，仅限于少数示范项目。

（2）基础设施的滞后限制了绿氢的供应。在目前的监管框架下，氢既是能源，也属于危险化学品，这使得该行业的发展受到一些制约，即氢基础设施必须位于化工园区，并获得一系列许可证。此外，氢基础设施的投资成本高且融资渠道有限。2021年，氢能行业获得的投资仅为5.78亿美元，而电动汽车获得的投资高达4890亿美元，占新能源汽车行业融资的绝大部分。

（3）绿氢新市场需要政策支持才能发挥其潜力。要大规模发展绿氢，除供应方面需取得突破外，还需要更多的政策支持来创造需求侧机会。氢在交通、制造、公用事业和建筑等领域有着广泛的应用。例如，氢燃料电池汽车可为长途重型卡车运输提供理想的解决方案；氢在航空和航运方面也在进行试点；氢冶金还是钢铁产业减排的重要方向；其他应用包括氢能储存等。

（4）标准制定进展还不能满足氢行业快速发展的需求。尽管中国公布了涵盖整个供应链的标准，但差距仍然存在，特别是在储氢、输运氢和加氢的技术标准方面，落后于美国和日本等国家。另外，由于氢价值链的复杂性，负责制定标准的行政机构涉及到许多不同的部委，因此不能满足绿氢等新兴产业进行快速认证的需要。

（5）拥有较成熟的碱性电解技术，还需探索新一代制氢工艺。电解被认为是当今领先的绿色制氢技术，它可以生产高纯度的氢，并与可再生能源结合使用。因此，与核能或光催化制氢技术（仍处于实验室阶段）相比，电解制氢的前景更加光明。电解过程依赖于电解槽，目前使用的有碱性电解槽、质子交换膜和固体氧化物电解槽3种类型。其中，质子交换膜反应效率较高，非常适合于风能和太阳能，有望迅速商业化。为了发展质子交换膜技术，中国需要发展国产替代品来取代进口组件。固体氧化物电解槽回收高温工业过程中的余热，与光热发电系统配合良好。目前，中国固体氧化物电解槽技术仅限于实验室规模的演示。

（6）需要进一步加强氢产业链的国际合作。为了推动氢能行业的发展，一些国家已经制定了明确的氢产业发展路线图，加强氢产业链的国际合作。例如，日本在国际合作方面处于领先地位，正在率先建立海外氢供应系统和销售市场。中国拥有全球最大的氢气生产能力，未来的发展主要关注能源结构调整和碳中和目标，需要进一步加强国际合作，拓展合作领域，推动合作模式更加多样化。

（1）降低绿氢生产中的电力成本和电解槽成本。支持措施包括：①在可再生能源资源丰富的地区集中实施可再生能源制氢示范项目；②制定绿氢项目专项电价政策；③优化电力市场，扩大绿色电力交易规模；④对绿氢设备的制造进行补贴；⑤制定绿氢税收抵免政策；⑥开发高效高性能碱性电解槽，减少成本支出。

（2）建立统一的监管标准和程序，降低基础设施投资成本和拓宽融资渠道。支持措施包括：①建立氢管理制度并指定主管部门；②加快制定全国统一的审批程序和管理标准；③鼓励地方试点，放宽对非化工业园区制氢加氢的管制；④加快氢储运技术突破，以及国内加氢站关键部件的生产；⑤推进制氢加氢一体站建设；⑥倡导将传统加气站改为化石燃料与氢燃料混合加气站；⑦通过金融工具为氢基础设施提供更多支持；⑧加快将完整的绿氢供应链纳入绿色金融标准。

（3）促进氢燃料电池汽车的短期市场需求，推动氢技术的大规模应用。支持措施包括：①加快国内氢燃料电池技术和高压储氢系统的发展；②加大政策支持力度，给予氢燃料电池汽车通行权；③加强氢燃料电池汽车的公共采购；④促进绿氢的发展及其在钢铁等工业生产中的应用；⑤探索绿氢与碳市场的耦合，加快对大型工业排放企业灰氢的替代；⑥通过商业运营模式和示范项目，推动绿氢储存与可再生能源的整合；⑦从示范项目入手，构建多种终端绿氢应用场景；⑧因地制宜布局产业示范项目，以集群推动供应链，扩大应用规模。

（4）规范并完善氢监管标准体系，鼓励多方利益相关者参与制定创新的高质量标准。支持措施包括：①反思氢能行业标准的现实与缺陷，优化标准体系；②完善标准的顶层规划和执行，同时提供政策支持、激励和宣传，促进标准化发展；③试点地方和企业标准，以获得可推广和复制的经验模型；④鼓励产业联盟、学会、企业和其他组织在标准制定方面进行合作与创新；⑤合作制定国际标准。

（5）加强整个供应链的自主研发，进一步采用可再生能源电解技术。支持措施包括：①提高碱性制氢系统的快速响应能力；②设立专项基金，资助新一代电解技术的突破；③确定技术发展目标和途径；④通过产学研合作，加快下一代技术的商业化；⑤构建多元化创新平台体系，充分发挥产业集群在培育和示范关键技术中的作用。

（6）加快制定国家氢能战略，为国际合作奠定基础。支持措施包括：①完善国家氢能发展规划，制定绿氢路线图；②建立国际合作长效机制，与全球主要国家在氢能技术研究、标准制定、行业融资等方面开展更广泛的合作；③加强碳排放标准制定的国际合作。

（1）第一阶段：2023—2024年。①出台支持绿氢产业长期发展的政策，包括对供应链的财税激励和补贴；②支持更多示范项目，降低氢储存与运输成本；③取得更多核心技术突破，特别是氢和燃料电池的研发；④协调风能、光伏和氢能的储存，并将氢与其他现有能源生产和储存结合起来；⑤协调氢在交通、供热、化工和冶金行业的应用，提高能源效率并获得相应的经济社会效益。

（2）第二阶段：2024—2027年。①建立由国家标准、行业标准、地区标准、协会标准和企业标准组成的完整氢能技术标准体系；②开发氢能长途运输和大规模储存技术，并投资更多基础设施；③吸引国际投资，建立氢综合供应网络；④实现绿氢在多个地方的应用。

（3）第三阶段：2027—2030年。①可再生能源制氢成本降至每千克2.18美元，每百公里氢储运价格为每千克0.73~1.45美元，加氢价格为每千克4.36~5.09美元，绿氢需求达到500~800万吨；②在全国建成5000多座加氢站，形成运行良好的网络；③制定全面的氢能行业标准和认证框架；④建立国家级工程和研究中心，以及领先的技术和制造创新中心，在供应链的关键技术上取得突破；⑤在氢能技术和产业创新方面与其他国家开展务实合作。

[1] 氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）. https://www.gov.cn/xinwen/2022-03/24/content_5680975.htm

[2] Green Hydrogen in China: A Roadmap for Progress. https://www.weforum.org/whitepapers/green-hydrogen-in-china-a-roadmap-for-progress

[3] Hydrogen Consumption Worldwide in 2020, by Country. https://www.statista.com/statistics/1292403/global-hydrogen-consumption-by-country/

[4] Green Hydrogen in China: A Roadmap for Progress. https://www.weforum.org/whitepapers/green-hydrogen-in-china-a-roadmap-for-progress

[5] Global Hydrogen Review 2022. https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2022

[6] 开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图. 2022. http://www.cpuh2.cn/UploadFiles/bg2.pdf

[7] 中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020. 人民日报出版社. 2021.

[8] 中国绿氢产业蓬勃发展 推动全球绿色低碳转型. https://cn.weforum.org/agenda/2023/06/blooming-green-hydrogen-industry-in-china/

[9] 国内首个万吨级新能源制氢项目产出首方绿氢. http://paper.people.com.cn/zgnyb/html/2023-07/03/content_26004676.htm

[10] 我国首个万吨级光伏绿氢示范项目投产. https://www.cenews.com.cn/news.html?aid=1065766

[11] 11.1万辆氢车！90地氢能产业发展规划汇总. https://news.bjx.com.cn/html/20230103/1280303.shtml

[12] 吉林省人民政府关于印发支持氢能产业发展若干政策措施（试行）的通知. http://xxgk.jl.gov.cn/szf/gkml/202212/t20221205_8643380.html

[13] 广东省燃料电池汽车加氢站建设管理暂行办法. http://zfcxjst.gd.gov.cn/xxgk/wjtz/content/post_4208019.html

[14] 河北省氢能产业安全管理办法（试行）. http://info.hebei.gov.cn//hbszfxxgk/6898876/7026469/7026511/7026505/7066194/index.html