《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-RMIx中国氢能联盟.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《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-RMIx中国氢能联盟.pdf（43页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、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2022.6 2开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图关于中国氢能联盟研究院中国氢能联盟研究院致力于打造国家级氢能产业智库，聚焦氢能数字化、质量化和生态化新型基础设施建设，积极推动我国氢能政策规划设计、标准制定和示范应用。先后培育出与氢同行、氢能白皮书、氢能大数据、氢能领跑者行动等品牌，发起设立我国氢能标准化协同创新平台和氢气品质联合实验室，获批国家能源局中欧氢能技术创新专项牵头单位。关于落基山研究所（RMI）落基山研究所(RMI)，是一家于1982年创立的专业、独立、以市场为导向的智库。我们与企业、
2、政策制定者、科研机构及创业者协作，识别并规模化推广能源系统转型解决方案，推动全球能源系统转型，践行1.5C温控气候目标，创造清洁、繁荣的零碳共享未来。落基山研究所在北京、美国科罗拉多州巴索尔特和博尔德、纽约市、加州奥克兰及华盛顿特区设有办事处。3开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图作者落基山研究所（RMI）李婷 王喆 张梦露 李晋其他作者 李抒苡，落基山研究所 朱思捷，落基山研究所（原）肖晨江，中国氢能联盟研究院联系方式张梦露，mzhangrmi.org 张岩，zhangyanh2cn.org引用建议李婷，刘玮等，开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢1
3、00”发展路线图，落基山研究所，中国氢能联盟研究院，2022落基山研究所重视合作，旨在通过分享知识和见解来加速能源转型。因此，我们允许感兴趣的各方通过知识共享 CC BY-SA 4.0 许可参考、分享和引用我们的工作。https:/creativecommons.org/licenses/by-sa/4.0/除特别注明，本报告中所有图片均来自iStock。鸣谢特别感谢儿童投资基金会对本报告的支持。此外，我们也向为本研究提供意见和建议的来自企业和研究机构的专家们表示诚挚的感谢。作者与鸣谢中国氢能联盟研究院刘玮 万燕鸣 张岩 张琳 4开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线
4、图执行摘要 .6第一章 氢能对中国能源转型和双碳目标实现的重要意义 .71.1 氢能是中国未来低碳能源体系中的重要组成要素 .81.2 不同来源的氢能将在转型不同阶段发挥作用 .11第二章 政策和产业大环境下的“可再生氢100”目标 .132.1 国家氢能规划出台，为产业构建蓝图 .142.2 以2030年100GW装机目标促进绿氢在行业中的快速推广应用 .15 第三章 2030年可再生氢100的发展模式展望 .193.1 “区域为主”统筹发展 .213.2 “大基地”规模化开发.233.3 “先立后破”加速氢源结构低碳化 .25第四章 可再生氢100区域发展路径 .264.1 各行业可再生氢
5、规模分析 .27 4.1.1 化工行业 .27 4.1.2 钢铁行业 .31 4.1.3 交通行业 .344.2 分区域可再生氢装机总体路径展望 .36 4.2.1 西北：资源优势推动全面发展.37 4.2.2 东北、西南：化工转型与可再生能源相互映衬 .37 4.2.3 华北、华南：钢铁交通双管齐下 .38 4.2.4 华中、华东：交通为主进行突破 .38目录 5开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图第五章 下一阶段发展建议.395.1 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 .405.2 开展“大基地”规模化示范，促进产业链成本快速下降 .405
6、.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 .405.4 整合氢能产业及专家资源，推进行业团体等技术标准的建立 .41报告参考文献.42 6开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图在能源转型和“双碳”的大背景下，中国已经全面启动了能源供给结构和消费需求向清洁化、低碳化和安全化的深度转型行动，并开始着力构建以可再生能源为核心的新型零碳能源体系。其中，除了可再生电力的大规模应用之外，以可再生氢为代表的新型清洁能源同样将在石油化工、钢铁、重型道路交通和船运航空等难以进行电气化转型行业的脱碳路径中发挥不可替代的作用。从2018年开始，多个国家政策部门逐步明确了氢
7、能在产业转型中的重要地位，各地方也陆续将氢能及其产业链作为布局发展的重点纳入了阶段性规划。2022年3月，氢能产业发展中长期规划（2021-2035）的正式发布，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，为氢能产业的长远发展奠定了坚实的基础。在此基础上，为了更好地推动氢能产业发展中长期规划（2021-2035）的落实，本研究立足于中国当前氢能产业发展现状，以2060年碳中和情景下氢能和可再生氢的需求和供给规模为基础，充分结合产业发展规律，提出了2030年可再生氢装机达到100GW的目标，并根据“区域为主”统筹发展、“大基地”规模化开发和“先立后破”逐步替代等近中期可再生氢发展的主要
8、特征，对化工、钢铁和交通这三大氢能重点消费行业2030年可再生氢消费量以及东北、华北、西北、华中、华东、华南和西南等七大区域可再生氢的生产进行了分析和梳理，提出了分行业和区域的引导性目标。在搭建模型进行分析的过程中，本研究充分考量了各行业2030年之前的产能需求变化、可再生氢的技术和成本以及不同区域可再生资源禀赋等条件，对各行业可再生氢的消费量需求以及各区域的产量、装机量、重点发展行业和可再生氢的来源进行了研判，并以此为基础，结合氢能产业发展中长期规划（2021-2035）提出了推动可再生氢产业发展的相关建议。其中主要结论及建议包括：中国各行业和区域具备2030年可再生氢装机至少达到100GW
9、的潜力，且2030年100GW可再生氢装机是实现2060年碳中和目标的重要基石；2030年之前，中国可再生氢的消费需求增长主要存在于化工行业对传统化石能源制氢的替代以及钢铁和交通行业新技术突破创造的新增需求；从区域的角度看，2030年可再生氢的生产将主要集中在可再生资源禀赋较好的西北地区和行业用氢需求较大的华北和华东地区；在完善分行业、分区域目标的基础上，通过强化“大基地”规模化示范降低产业链成本，同时完善各地方适合自身发展条件的可再生氢产业规划至关重要；中国整体氢能发展的战略布局，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。执行摘要第
10、一章氢能对中国能源转型和双碳目标实现的重要意义 8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
11、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。氢能对中国能源转型和双碳目标实现的重要意义图表 1 零碳情景下各行业对不同能源品种终端能源需求占比一般工业 化工原料 化工 钢铁 水泥 航空 船运 铁路 重型道路交通 轻型道路交通 建筑0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%化石燃料电力氢能合成氨生物质合成燃料工业废物热能太阳热能 9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
12、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
13、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。图表 2 氢能在各行业脱碳路径中可承担的角色?“fifl?“?”?10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
14、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。图表 3 零碳情境下的各行业氢能需求化工重型道路交通轻型道路交通船运钢铁航空其他工业电力20212030204020502060100-13035NH
15、3P-t-X120 100 80 60 40 20 0百万吨氢气 11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
16、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
17、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
18、间（根据固定成本投资和运营费用加总计算）。图表 4 2020-2060各行业应用氢能累计减排量钢铁 47（亿吨）化工 38（亿吨）路面交通 143（亿吨）船运航空 13（亿吨）12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%。1考虑到当前电解水制氢在技术和规模方面的限制，
19、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
20、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。1 根据中国氢能联盟课题组统计。第二章政策和产业大环境下的“可再生氢100”目标 14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
21、。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。2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，
22、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，包括：2025年，形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境、清洁能源制氢及氢能储运技术取得较大进展，初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系，燃料电池车辆保有量达到5万辆，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排100-200万吨/年；2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标的实现；2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能
23、源绿色转型发展起到重要支撑作用。在此基础上，规划提出了我国未来氢能产业发展的4大具体任务，包括：系统构建支持氢能产业高质量发展创新体系。围绕氢能产业核心技术路线，着力推进氢燃料电池、可再生能源制氢以及制、储、运等各环节核心技术研发，开发产业创新技术支持平台和人才培养机制；统筹推进氢能基础设施建设。以制氢为基础，按照全国氢能产业发展进度进行基础设施建设布局，根据地方资源禀赋特点综合选择制氢技术路线，优先利用工业副产氢，鼓励就近消纳，同时积极探索可再生能源制氢的试点示范，在氢能应用规模较大的地区设立制氢基地，并逐步推进储运技术和加氢网络体系的系统规划；稳步推进氢能多元化示范应用。明确交通、储能、分
24、布式发电和工业领域为氢能的核心应用场景，在各场景中探索并建立经济有效的氢能应用模式，并通过试点示范项目和工程逐步形成规模化发展；加快完善氢能发展政策和制度保障体系。从产业标准和规范体系入手，在国家和地方层面系统性完善氢能和可再生氢规模化生产和消费的配套支持性政策，设定并严格执行氢能制、储、输、用标准体系，同时积极探索和尝试可再生能源电力制氢的优惠电价政策、氢储能市场价格以及交易机制等；我们认为，规划的出台为中国氢能产业的长远发展构建了蓝图，促进了下一阶段氢能特别是可再生氢产业链的布局和推广应用。政策和产业大环境下的“可再生氢100”目标2 国家发展和改革委员会，国家能源局（2022），氢能产业
25、发展中长期规划（2021-2035）15开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图首先，规划对发展清洁低碳氢源做出明确部署。确定了清洁低碳的发展原则，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢，制定氢能绿色低碳发展目标；部署可再生能源制氢相关领域技术攻关任务，加快提高可再生能源制氢转化效率和单台装置制氢规模。统筹推进清洁、低碳、低成本制氢体系建设，在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业集聚地区优先利用工业副产氢，在风光水电资源丰富地区优先开展可再生能源制氢示范。完善支持氢能绿色低碳发展的政策与制度保障体系，研究探索可再生能源发电制氢支持性电价政策，推动完善清洁低碳氢标准体系。其
26、次，规划高度重视氢能多元化示范应用。有序推进交通领域示范应用，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，探索氢燃料电池在船舶、航空器等领域的示范应用。积极开展储能领域示范应用，探索培育“风光水电+氢储能”一体化应用新模式。合理布局发电领域多元应用，因地制宜布局氢燃料电池分布式热电联产设施，开展氢电融合微电网示范。逐步探索工业领域替代应用，探索可再生能源制氢在合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等行业替代化石能源的示范。最后，规划为氢能的发展创建了前所未有的发展机遇，预示着氢核心应用场景将逐渐进入大规模示范和快速发展时期。规划首次提出了氢能发展的量化目标，强调了构建产业体系的重要性，鼓励各地方积极进行配套政策的
27、制定以及基础设施的布局，同时确立了市场的主体作用，为各行业自主进行技术研发和试点示范的应用打开了空间，定位了交通、储能、分布式发电和工业领域的氢能核心应用场景，并明确以可再生氢即绿氢为重点发展对象，在氢能的生产和应用环节鼓励对有效发展模式的探索，并积极推动有条件的行业和地区开展大规模试点示范，成为全产业快速发展的加速器。规划 以可再生能源制氢的比例大幅度提升为最终目标，力图完善氢能产业链各环节的技术和基础设施布局，并通过配套政策措施为可再生氢大规模推广应用创造条件，为2035年之后氢能的加速发展并最终贡献于2060碳中和目标奠定了基础。以 规划为起点，氢能的发展仍需进一步的细化指导规范。首先，
28、在规划明确的氢能近期发展量化目标基础上，宜进一步制订中长期的、与碳中和衔接更为紧密且更具引领性的可再生氢产量和装机量目标。其次，考虑规划推动产业高质量发展和基础设施布局的相关指导原则下，有必要针对不同区域的资源禀赋和产业特点提出区域发展目标，并强化各区域和地方产业发展的重点和突破点，避免一哄而上。最后，考虑规划提出开展多元应用的任务目标，可进一步评估降低成本对于氢能大规模商业化应用的重要作用，将各应用场景中的试点示范规模化发展与氢能生产和应用的成本相衔接，在中长期设定各场景氢能特别是可再生氢价格指导性目标，鼓励氢能产业增强竞争力。2.2 以2030年100GW装机目标促进绿氢在行业中的快速推广
29、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
30、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。2.2.1 以2060年碳中和目标为引导的100GW装机目标2030年可再生氢装机达到100GW的目标设定综合考虑了碳中和情景下我国
31、能源结构转型以及国家氢能产业发展的需求。从可再生能源供给的角度，2030年，我国非化石能源占一次能源消费的比重有望超过25%，风电、太阳能发电总装机容量将达到16-20亿千瓦，按照可再生能源电解水制氢5%-10%的比例配置，装机规模有望达到100GW。从氢能产业发展需求的角度，碳中和情景下氢能在整体能源体系中的比例约为15%-20%，在可再生氢占比超过70%的情况下，装机至少需要达到500-750GW。基于对可再生氢产业技术和成本经济性发展趋势，如2030-2060年的三十年期间，中国可再生氢以年装机约7%的增速扩大规模，即2030年可再生氢装机达到至少100GW，可满足2060年对可再生氢的
32、市场需求，也基本符合行业和市场的发展规律。考虑到行业发展处于早期阶段，且产业链尚未完全建立，各环节成本较高，通过前期设定具有前瞻性的目标作为引领，将加速产业完成从1GW到百GW的增长，为氢能产业本身和能源整体脱碳提供足够的成本经济性和规模效应，避免高昂的全社会成本。16开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图当前，全球电解水制氢项目数量和规模攀升，单个项目规模达到百兆瓦级，制氢能源结构进一步清洁化，亚太地区逐渐成为可再生氢项目部署的引领者。根据课题组统计，截至2021年底，全球已建成电解水制氢项目达到217个，总规模为372兆瓦。全球单厂规模最大、单台产能最大的电解水
33、制氢项目太阳能电解水制氢综合示范项目在中国宁夏建成投产。国内相关企业已规划161个可再生能源制氢项目，其中12个项目已投产，合计制氢能力约为2.31万吨/年；22个项目在建。国家能源集团、中石化、国电投等央企加速推动氢能全产业链发展，在内蒙古、宁夏、新疆、吉林等风光资源优势地区布局“大基地”项目。央企布局将在我国氢能产业发展中起到重要作用，支撑产业有效突破整体市场化拐点。基于对可再生氢产业技术和成本经济性发展趋势，通过十年左右的产业加速发展，到2030年，中国对氢能的需求虽然仍主要来自于传统行业，但供给侧结构性改革深入，产能结构优化调整，可再生氢在化工领域替代持续突破，同时钢铁、交通、储能等领
34、域对可再生氢的拉动作用逐渐显现。2030年的氢能总需求将达到3700-4000万吨，可再生氢累计装机达100GW时，可再生氢供给可达约770万吨。在2030-2060年的三十年间，中国可再生氢将以年装机5-10%的增速扩大规模，可保证满足零碳经济的市场需求，最终实现2060年约1-1.3亿吨的氢能、0.75-1亿吨可再生氢的供应格局。图表 5 100GW目标下可再生氢装机发展趋势非化石能源消费占比电解槽装机量(GW)用于制氢的可再生能源消费20202025203020352040204520502055206090%80%70%60%50%40%30%20%10%0%800 700 600 5
35、00 400 300 200 100 0假设2030-2060年绿氢累计年度 装机量保持每年5%-10%的增速 成本经济性竞争力逐渐增强2060年达到累计装机量500GW-750GW，实 现7500万吨-1亿吨的绿氢生产目标、超过75%的氢气供应来自绿氢。非化石能源消费占比80%（根据课题组零碳情景测算）2030年达到100GW 绿氢装机 非化石能源消费占比25%绿氢成本下降新兴行业发展绿氢应用增多加速行业减碳非化石能源消费占比可再生氢能需求量（万吨）17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2.2.2 100GW装机目标助力行业规模化发展和可再生氢成本下降2030
36、年100GW可再生氢装机目标的设定充分考虑了从现在到2030年氢能产业链特别是可再生氢成本经济性的变化产生的影响，并反映了可再生氢经济性和成本下降的重要性。目前煤制氢和工业副产氢的成本约为每公斤10-12元，可再生氢成本约为每公斤20-25元，只有充分提高成本经济性的竞争力，才有可能实现灰氢和蓝氢向可再生氢的转型，而产业规模的扩大特别是装机量的快速提升恰恰是降低成本的最有效方式。未来十年，随着电解槽规模扩大至100GW，中国碱性电解槽投资成本将从2020年的每千瓦2000元，降低至2030年的每千瓦1500元。同时，得益于未来可再生电力成本的进一步降低，平均可再生电力制氢总成本有望下降至每公斤
37、13元，在成本上充分具备与化石能源制氢竞争的能力。图表 6 可再生氢装机量与制氢成本的关系煤气化+CCS陆上风电制氢光伏制氢海上风电制氢20202025203020352040204520502055206040 35 30 25 20 15 10 5 0制氢成本(元/千克)1GW 绿氢制氢成本高于传统路径100GW-130GW 绿氢制氢成本走向平价500GW-750GW 多个行业实现绿氢制氢 成本低于传统路径煤气化 18开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图从可再生氢应用端各行业的角度，100GW的可再生制氢电解槽装机目标有助于快速降低设备和基础设施投资成本，加速
38、重工业、长距离运输等领域可再生氢对化石能源的替代和成本平价。根据课题组分析，钢铁行业氢气直接还原铁所需的平价可再生氢成本约为10元/千克；化工行业合成氨平价可再生氢成本约为14元/千克，甲醇约为8元/千克；交通行业商用车平价可再生氢成本约为18元/千克，船运和航空约为5元/千克；电力行业发电平价可再生氢成本约为10元/千克。可以看出，2030年100GW装机规模（可将终端可再生氢成本降至13元/千克，接近大多数应用场景的平价条件）是消费侧推进可再生氢的大规模应用的重要基础，也是加速形成清洁稳定的氢能供应格、实现以2060年碳中和为目标的可再生氢推广应用的基石。这一可再生氢装机目标有利于破解潜在
39、的巨大市场需求与当前成本高昂的可再生氢产品之间的经济性难题，从而为达成2035年氢能远景目标、稳步走向2030-2060碳中和之路注入市场信心，减少短期市场的不确定性，并为长期融资提供可验证的数据。100GW目标的设立还考虑到了大型重工业项目的发展周期。为充分实现氢能的长期减排作用，需要在新技术项目预期投产的5-10年前开始战略布局，并从示范项目逐步扩大规模。中国目前可再生氢能产业处于萌芽起步期，在多个行业开展的新型氢能的大规模应用所需技术复杂、环节众多，周期预计会随之延长。为验证关键项目并实现稳定的规模化装机，2030年是中国可再生氢能行业的关键节点。本报告对100GW可再生氢装机目标的落实
40、提出了路线图，梳理了未来10年中国可再生氢的三大主要发展模式，即“区域为主”统筹发展、“大基地”规模化开发和“先立后破”逐步替代，并从可再生制氢的区域分布和主要氢能消费行业用氢需求两个角度，对100GW可再生氢装机进行了系统性分析和拆解，总结了各区域2030年前可再生氢装机布局的特点，结合氢能发展规划的战略方向，提出了政策、示范应用、基础设施和技术等4个方面的发展建议。报告是对 氢能产业发展中长期规划（2021-2035）战略布局和目标的延展和响应，并力争对 规划 暂未涵盖的区域规模化发展等方面形成补充和支持，同时对 规划提出的技术创新、基础设施布局和多元化示范应用这三方面重点工作如何进一步落
41、实提出建议。第三章 2030年可再生氢100的发展模式展望 20开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图氢能的发展将遵循需求拉动供给的一般规律，其供需格局演变受产业布局演变、技术经济进步、安全保障约束、资源统筹优化等多方面因素驱动。“区域为主”统筹发展、“大基地”规模化开发、“先立后破”逐步替代将是未来十年可再生氢发展的重要特征，最终实现氢能乃至整个能源系统的跨区域、跨品类统筹规划、协调发展。2030年可再生氢100的发展模式展望图表 7 可再生氢100总体发展路线内蒙古基地：风光制氢+绿色化工东北基地：风电、生物制氢+管道掺氢华北基地：风电制氢+绿色交通+绿色钢铁华
42、东基地：海上风电制氢+绿色交通+国际贸易华南基地：海上风电制氢+绿色交通+国际贸易四川基地：水电制氢+绿色合成氨+绿色航运北部铁路与管理供应链 长江河运供应链 沿海运输与海上贸易供应链 燃料电池汽车示范应用城市群宁东基地：光伏制氢+绿色化工新疆基地：风光制氢+新型电力示范区 21开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图图表 8 终端应用可接受氢价水平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
43、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
44、富集地区制氢并运输到京津冀地区。季节性调峰/天然气掺混（等热值）天然气掺混（等体积）/合成氢/热电联产/炼钢/炼油/合成甲醇车用（无补贴）车用（含补贴）020000 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 00.40.20.60.8电解槽成本（元/kw）电价（元/kWh）1N3/5kWh（不含储运）20元/kg10元/kg30元/kg40元/kg季节性调峰炼钢天然气掺混（等体积）车用无补贴车用含补贴合成甲醇热电联产合成氨天然气掺混（等热值）22开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线图图表 9 不同地区可再生氢
45、成本与规模图表 10 电解水制氢联动能源基地与用能负荷协同发展3.5 3 2.5 2 1.5 110.0100.01000.010000.0天津上海海南北京重庆浙江贵州广东江西湖南福建河南江苏山西辽宁湖北广西河北宁夏四川山东黑龙江西藏甘肃青海新疆内蒙古云南吉林陕西安徽可再生氢潜力（万吨）当地可再生氢成本/化石能源制氢成本?（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
46、释放。（3）能源系统灵活性需求促进区域内部耦合现代能源系统统筹发展、可再生能源基地深度开发，进一步强化了区域氢电耦合需求。从单个新能源基地看，电制氢（制电）可做为就近组织平抑功率波动的可选措施；从全网来看，电制氢（制电）也可作为大范围、长时间尺度、高比例的供电负荷平衡手段。随着技术成熟度和经济性提升，远期电制氢（制电）可代替部分煤电承担新能源电源配套调节电源，与更大范围更多电源的互补特性将发挥全网性供需平衡作用。23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20
47、30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
48、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。图表 11 氢基零碳工业园区发展模式富氢碳循环高炉CO2资源化
49、利用近终型制造高强、耐蚀、低功耗精品钢铁油田驱油化工产品金属化微波烧结清洁能源发电制氢绿电纯氢直接还原BFGDRI球团CO 2CO 2CO 2 分离CO H 2生物质碳废钢多功能转炉钢水铁碳复合炉料金属性烧结矿微波电磁场铁矿石铁矿粉+含碳粉尘新型炉料制造H 2H 2 24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（3）“大基地”为产业发展提供多价值链支撑从世界范围看，随着氢能产业成熟度的提高，氢能示范项目呈现综合性趋势，并覆盖了越来越多的价值链环节。一方面，在可再生氢的产地就地进行消纳的“大基地”模式有利于充分获得额外的政策、融资等资源支撑，另一方面，也可建立更大范围的
50、伙伴关系和合作网络，并依此保障氢能供给和利用渠道的畅通，为项目开发提供确定性。国际能源署（IEA）也提出氢能产业发展的多个价值链，一个价值链的发展将有利于其他价值链实现成本削减和创新。同时，在同一区域内的价值链有机会发挥彼此之间的协同作用，例如在工业集群和运输走廊上的卡车车队可以依托更大规模优势降低总体成本。图表 12 通过“大基地”探索氢能安全开发图表 13 全球“氢谷”探索综合化、生态化发展模式英国 HyNet North West England BIG HIT Orkney Islands 荷兰 HEAVENN Hydrogen Delta H2 Proposition Zuid-Ho