我国制定了到2030年非化石燃料发电占40%的目标，同时到2030年底实现风力和太阳能光伏发电1200GW的目标。

全球最大绿氢项目——新疆库车绿氢示范项目将于2023年装机投运，项目将全部采用光伏和风电等可再生能源发电制氢，制氢规模达到每年2万吨，制氢成本低至18-20元/kg，已具备大规模商用经济性；未来，在能源电价、电解槽成本下降、制氢效率提升等多重因素驱动下，国内绿氢制备成本还将进一步下降。

当绿氢成本降低到20元/kg以下时，绿氢相对传统能源，能在重型交通、高品质供热（＞400℃）领域有商业的竞争优势；而要作为氢基原料，如炼铁、合成甲醇、合成氨等，绿氢成本必须下降到10元/kg以下。

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。

西氢东输

氢能作为应用广泛的二次能源，将在全球能源转型中扮演重要角色。在氢能产业的发展中，管道输氢的解决氢储运的重要举措。截至2022年末，全球氢气输送管道总里程已超过5000公里。国内方面，以中石油、中石化为代表的企业纷纷布局输氢管道，计划建设输氢管道总里程1000公里。2022年，宝钢输氢管道项目、宁夏宁东天然气掺氢项目、中石油甘肃省首条中长距离输氢管道项目、宁东基地首条输氢管道项目等陆续竣工投运。

2023年，中石化宣布投资205亿元用于内蒙古乌兰察布——北京燕山石化的输氢管道和可再生能源发电综合项目，包括陆上风光制氢一体化工程和输氢管道，输氢管道长度为400公里。其中新能源建设规模254.6万千瓦（风电174.2万千瓦、光伏80.4万千瓦），制氢能力10万吨/年。输氢管道将连接乌兰察布制氢厂和位于北京的燕山石化，管道年输氢量可达10万吨。项目开工时间2023年12月，投产时间2027年6月。

从西部将可再生能源制取的低廉电力，运送至电价相对较高的东部地区，氢气作为储能载体。长距离管道氢气输运价格也将大幅下降，从而推动氢气的平价进程，并加速氢能在能源、工业、交通等领域的应用。

清明集中式制氢+近中距离运输节气

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。

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。

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，以副产氢作为补充，用于满足不同应用场景需求。

远洋氢能贸易

国内LNG产业的企业开展国际氢能供应链和氢贸易具有得天独厚的优势，在贸易渠道和平台、接卸储存基础设施、下游市场等方面可以实现LNG产业与国际氢能供应链和氢能产业的融合、协调、高质量发展。

下一步，随着氢能全产业链成本进一步降低，尤其是制氢、氢气液化、氢-氨转换过程的成本，力争把全产业链整体成本降低至低于30元/kg，2030年进一步降低至低于25元/kg，至此国际氢能供应链将具备市场竞争力，国际远洋氢能贸易将有望蓬勃发展。