《规划》提出到2025年，形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，产业创新能力显著提高，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。氢能示范应用取得明显成效，清洁能源制氢及氢能储运技术取得较大进展，市场竞争力大幅提升，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约5万辆，部署建设一批加氢站。可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。
煤化工制氢
>>贵州（美锦能源）六枝特区“煤-焦-氢综合利用示范项目”
2022年6月18日，贵州（美锦能源）六枝特区“煤-焦-氢综合利用示范项目”奠基仪式正式举行。该项目主要是美锦能源在贵州六盘水市落地投资建设煤-焦-氢综合利用示范项目。
项目总投资中，焦化制氢工厂预计投资30亿元，投资强度为300万元/亩以上;氢能产业链的投资额度及周期根据当地经济发展规划及氢能产业政策进行总体规划、分步实施，计划总体投资15亿元。如产能指标等条件允许，可追加启动二期建设投资。具体建设内容主要有焦化制氢工厂项目、干熄焦余热发电项目、焦炉煤气制氢联产合成氨、LNG项目、氢能综合推广应用项目等。
>>新疆宣东能源煤制氢项目
2022年6月，新疆宣东能源有限公司1000万吨/年煤炭分级分质清洁高效利用、10万m³/h煤气化制氢项目获新疆生态环境厅批复公示。宣东能源有限公司1000万吨/年煤炭分级分质清洁高效利用、10万m³/h煤气化制氢项目分三期建设。一期建设300万吨/年煤炭分级分质利用装置和10万m³/h煤气化制氢装置以及配套的部分公用工程及辅助生产设施。
>>金能科技新材料与氢能源综合利用项目
2022年2月24日，金能科技投资建设的新材料与氢能源综合利用项目二期已开始动工建设，项目包括90万吨/年丙烷脱氢、90万吨/年高性能聚丙烯。项目每年可获得约7万吨（即8亿立方）的清洁氢能源，若全部用于氢燃料电池交通领域，大约可以满足10-20万辆氢燃料电池公交一年的氢气用量。
>>齐鲁氢能一体化及储氢装备制造项目
2022年2月，齐鲁氢能氢能一体化及储氢装备制造项目开工仪式举行。项目总投资20.4亿元，年产液氢1.32万吨、高压氢气7920万标方。
该项目分两期建设。主要建设氢气提纯装置、联合制氢装置、液氢罐区、液氢重卡车载系统智能生产线、液氢加氢站成套设备(储罐)生产线厂房及配套公辅设施。项目单套装置建成后将成为国内最大的液氢生产装置，投产后企业将成为国内第一大液氢供应商。
可再生能源制氢
>>国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站
2022年7月6日，国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运，标志着我国首次实现兆瓦级制氢-储氢-氢能发电的全链条技术贯通。据悉，该示范站位于安徽省六安市经济技术开发区，额定装机容量1兆瓦，占地面积7000余平方米，主要配备兆瓦级质子交换膜制氢系统、燃料电池发电系统和热电联供系统、风光可再生能源发电系统、配电综合楼等，是国内首次对具有全自主知识产权“制、储、发”氢能技术的全面验证和工程应用。
>>深能库尔勒绿氢制储加用一体化示范项目
2022年6月30日，库尔勒“绿氢制储加用”一体化示范项目正式开工，这是今年5月新疆自治区政府、深圳能源集团和深圳氢蓝时代三方联合签署了战略合作协议后的首个重大落地项目，也是新疆首个绿氢制储加用全场景创新示范工程。
该项目涵盖了离网式光伏发电制氢、氢气存储、加注、重卡及热电联供全闭环应用场景，将首期建设6MW光伏电站，并配套两台500Nm³/h制氢系统、一座加注能力500kg/d的加氢站、20台（首批）49T氢燃料电池重卡车以及一台200kW氢燃料电池热电联供机组。
>>空气产品久泰高效氢能综合利用示范项目
2022年6月10日，内蒙古呼和浩特首个万吨级绿色液氢能源项目-空气产品久泰高效氢能综合利用示范项目签约仪式在新材料公司举行。托克托县人民政府、空气产品公司与久泰集团共同投资建设，依托久泰现有产业丰富的尾氢资源，建设年产1万吨绿色液氢能源项目，并在应用端构建绿色氢能物流和公共交通体系，实现闭环产业链，支持呼和浩特市氢能示范应用城市可持续绿色发展。
该项目将完成氢气提纯、液化、压缩、液氢贮存、装车系统及液氢供应链，建成日产30吨液氢能源项目，并在呼和浩特市主城区和托克托县投资建设20座液态加氢站，
>>内蒙古赤峰市风光制绿氢绿氨一体化示范项目
2022年3月28日，远景科技与内蒙古赤峰市人民政府签署战略合作协议，进一步深化双方在智能风机制造、风光发电制氢、能源经济等领域的合作。依据协议，远景科技将在赤峰市建设风光制绿氢绿氨一体化示范项目，总投资约为400亿元，预计2028年前建成投产。其中，该项目规划年产152万吨零碳工业气体产品，一期项目将于两年内投产，成为全球首个零碳氢氨项目。
>>鄂托克前旗250兆瓦光伏电站及氢能综合利用示范项目
鄂托克前旗250兆瓦光伏电站及氢能综合利用示范项目重点围绕鄂托克前旗上海庙能源化工基地物流运输和化工产业绿色低碳发展需求，拟建设集成制氢、加氢、充氢和储氢功能的氢能综合供应站，项目设计年产氢量6000吨。该项目配套建设总装机规模为250兆瓦的光伏电站，提供电解水制氢的绿色电源，项目初选站址位于鄂托克前旗上海庙镇特布德嘎查，占地面积2.73万亩，以沙漠为主，不涉及生态红线，可规模化开发光伏项目，以实现“绿电”制绿氢的目的。
该项目于去年年底开工建设，预计于2023年建成并网，投成后每年可替代燃煤发电标准煤约11.6万吨，减排二氧化碳约31万吨。
>>德瀛睿创绿氢科技项目
2022年2月，德瀛睿创投资建设的绿氢科技项目签约。该项目位于江西省九江共青城高新技术产业开发区，总投资约50亿元，主要包含光伏电力电解水制氢、氢储能、加氢站示范、半导体绿氢储氢罐的研发和制造等项目。项目建成达产后，将形成年产绿色电力约2.28亿度，半导体级绿氢300吨的生产能力。项目计划于2022年6月前开工建设，3年内建成；项目一期计划于2022年12月底前投产。
>>100亿元国家电投华南氢能产业基地项目
2022年1月11日，佛山市南海区人民政府与国家电投集团氢能科技发展有限公司举行国家电投华南氢能产业基地项目合作协议签订仪式，计划总投资约100亿元。根据《广东省2022年重点建设项目计划表》，国家电投华南氢能产业基地项目（一期）计划投资20亿元，围绕质子交换膜、碳纸、燃料电池、动力系统等开展技术研发、装备制造与示范应用推广，建设成为国家电投集团质子交换膜、碳纸华南地区唯一的氢能产业基地。
不同制氢方式比较
制氢成本与原料价格关系最大。虽然绿氢是未来的主流，但目前电解水制氢成本最高，制氢1公斤耗电约35~55度左右，所以水解制氢成本取决于电价高低。
>>电解水制氢
《规划》提出到2025年，形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，产业创新能力显著提高，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。氢能示范应用取得明显成效，清洁能源制氢及氢能储运技术取得较大进展，市场竞争力大幅提升，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约5万辆，部署建设一批加氢站。可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。
煤化工制氢
>>贵州（美锦能源）六枝特区“煤-焦-氢综合利用示范项目”
2022年6月18日，贵州（美锦能源）六枝特区“煤-焦-氢综合利用示范项目”奠基仪式正式举行。该项目主要是美锦能源在贵州六盘水市落地投资建设煤-焦-氢综合利用示范项目。
项目总投资中，焦化制氢工厂预计投资30亿元，投资强度为300万元/亩以上;氢能产业链的投资额度及周期根据当地经济发展规划及氢能产业政策进行总体规划、分步实施，计划总体投资15亿元。如产能指标等条件允许，可追加启动二期建设投资。具体建设内容主要有焦化制氢工厂项目、干熄焦余热发电项目、焦炉煤气制氢联产合成氨、LNG项目、氢能综合推广应用项目等。
>>新疆宣东能源煤制氢项目
2022年6月，新疆宣东能源有限公司1000万吨/年煤炭分级分质清洁高效利用、10万m³/h煤气化制氢项目获新疆生态环境厅批复公示。宣东能源有限公司1000万吨/年煤炭分级分质清洁高效利用、10万m³/h煤气化制氢项目分三期建设。一期建设300万吨/年煤炭分级分质利用装置和10万m³/h煤气化制氢装置以及配套的部分公用工程及辅助生产设施。
>>金能科技新材料与氢能源综合利用项目
2022年2月24日，金能科技投资建设的新材料与氢能源综合利用项目二期已开始动工建设，项目包括90万吨/年丙烷脱氢、90万吨/年高性能聚丙烯。项目每年可获得约7万吨（即8亿立方）的清洁氢能源，若全部用于氢燃料电池交通领域，大约可以满足10-20万辆氢燃料电池公交一年的氢气用量。
>>齐鲁氢能一体化及储氢装备制造项目
2022年2月，齐鲁氢能氢能一体化及储氢装备制造项目开工仪式举行。项目总投资20.4亿元，年产液氢1.32万吨、高压氢气7920万标方。
该项目分两期建设。主要建设氢气提纯装置、联合制氢装置、液氢罐区、液氢重卡车载系统智能生产线、液氢加氢站成套设备(储罐)生产线厂房及配套公辅设施。项目单套装置建成后将成为国内最大的液氢生产装置，投产后企业将成为国内第一大液氢供应商。
可再生能源制氢
>>国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站
2022年7月6日，国内首座兆瓦级氢能综合利用示范站在安徽六安投运，标志着我国首次实现兆瓦级制氢-储氢-氢能发电的全链条技术贯通。据悉，该示范站位于安徽省六安市经济技术开发区，额定装机容量1兆瓦，占地面积7000余平方米，主要配备兆瓦级质子交换膜制氢系统、燃料电池发电系统和热电联供系统、风光可再生能源发电系统、配电综合楼等，是国内首次对具有全自主知识产权“制、储、发”氢能技术的全面验证和工程应用。
>>深能库尔勒绿氢制储加用一体化示范项目
2022年6月30日，库尔勒“绿氢制储加用”一体化示范项目正式开工，这是今年5月新疆自治区政府、深圳能源集团和深圳氢蓝时代三方联合签署了战略合作协议后的首个重大落地项目，也是新疆首个绿氢制储加用全场景创新示范工程。
该项目涵盖了离网式光伏发电制氢、氢气存储、加注、重卡及热电联供全闭环应用场景，将首期建设6MW光伏电站，并配套两台500Nm³/h制氢系统、一座加注能力500kg/d的加氢站、20台（首批）49T氢燃料电池重卡车以及一台200kW氢燃料电池热电联供机组。
>>空气产品久泰高效氢能综合利用示范项目
2022年6月10日，内蒙古呼和浩特首个万吨级绿色液氢能源项目-空气产品久泰高效氢能综合利用示范项目签约仪式在新材料公司举行。托克托县人民政府、空气产品公司与久泰集团共同投资建设，依托久泰现有产业丰富的尾氢资源，建设年产1万吨绿色液氢能源项目，并在应用端构建绿色氢能物流和公共交通体系，实现闭环产业链，支持呼和浩特市氢能示范应用城市可持续绿色发展。
该项目将完成氢气提纯、液化、压缩、液氢贮存、装车系统及液氢供应链，建成日产30吨液氢能源项目，并在呼和浩特市主城区和托克托县投资建设20座液态加氢站，
>>内蒙古赤峰市风光制绿氢绿氨一体化示范项目
2022年3月28日，远景科技与内蒙古赤峰市人民政府签署战略合作协议，进一步深化双方在智能风机制造、风光发电制氢、能源经济等领域的合作。依据协议，远景科技将在赤峰市建设风光制绿氢绿氨一体化示范项目，总投资约为400亿元，预计2028年前建成投产。其中，该项目规划年产152万吨零碳工业气体产品，一期项目将于两年内投产，成为全球首个零碳氢氨项目。
>>鄂托克前旗250兆瓦光伏电站及氢能综合利用示范项目
鄂托克前旗250兆瓦光伏电站及氢能综合利用示范项目重点围绕鄂托克前旗上海庙能源化工基地物流运输和化工产业绿色低碳发展需求，拟建设集成制氢、加氢、充氢和储氢功能的氢能综合供应站，项目设计年产氢量6000吨。该项目配套建设总装机规模为250兆瓦的光伏电站，提供电解水制氢的绿色电源，项目初选站址位于鄂托克前旗上海庙镇特布德嘎查，占地面积2.73万亩，以沙漠为主，不涉及生态红线，可规模化开发光伏项目，以实现“绿电”制绿氢的目的。
该项目于去年年底开工建设，预计于2023年建成并网，投成后每年可替代燃煤发电标准煤约11.6万吨，减排二氧化碳约31万吨。
>>德瀛睿创绿氢科技项目
2022年2月，德瀛睿创投资建设的绿氢科技项目签约。该项目位于江西省九江共青城高新技术产业开发区，总投资约50亿元，主要包含光伏电力电解水制氢、氢储能、加氢站示范、半导体绿氢储氢罐的研发和制造等项目。项目建成达产后，将形成年产绿色电力约2.28亿度，半导体级绿氢300吨的生产能力。项目计划于2022年6月前开工建设，3年内建成；项目一期计划于2022年12月底前投产。
>>100亿元国家电投华南氢能产业基地项目
2022年1月11日，佛山市南海区人民政府与国家电投集团氢能科技发展有限公司举行国家电投华南氢能产业基地项目合作协议签订仪式，计划总投资约100亿元。根据《广东省2022年重点建设项目计划表》，国家电投华南氢能产业基地项目（一期）计划投资20亿元，围绕质子交换膜、碳纸、燃料电池、动力系统等开展技术研发、装备制造与示范应用推广，建设成为国家电投集团质子交换膜、碳纸华南地区唯一的氢能产业基地。
不同制氢方式比较
制氢成本与原料价格关系最大。虽然绿氢是未来的主流，但目前电解水制氢成本最高，制氢1公斤耗电约35~55度左右，所以水解制氢成本取决于电价高低。
>>电解水制氢
电解水制氢是在直流电作用下将水进行分解进而产生氢气和氧气的一项技术，其中阴极反应为析氢反应，阳极反应为析氧反应。该技术可以采用可再生能源电力，不会产生CO2和其他有毒有害物质的排放，从而获得真正意义上的“绿氢”。电解水理论转化效率高、获得的氢气纯度高，但目前在中国的氢能源结构中，电解水制氢仅占1%，主要限制因素是高成本，其中电价占总成本的60%～70%。电解水制氢技术主要分为碱性电解水、酸性质子交换膜电解水、高温固体氧化物电解水以及其他电解水技术。
>>煤制氢
煤制氢主要工艺是将煤与氧气或蒸汽混合，在高温下转化为以H2和CO为主的混合气，后经水煤气变换（WGS）、脱除酸气、氢气提纯等流程，获得具有高纯度的氢气产品。
在煤气化制氢的WGS变换步骤中，不仅需要催化剂具有可靠的活性和寿命，而且由于煤中含有硫元素，对催化剂的抗硫能力亦提出了额外的要求。采用Co-Mo催化剂体系的宽温耐硫变换工艺具有卓越的抗硫能力与宽适用温度范围（200～550 ℃），目前被广泛用于煤气化制氢系统中。经WGS 变换后，气体产物主要通过低能耗的低温甲醇清洗，同时实现对CO2和含硫气体的脱除。
煤制氢技术发展已经有200余年，技术已相当成熟，是目前最经济的大规模制氢技术之一，尤其适合于诸如中国等化石能源结构分布不均、多煤炭而少油气的国家。煤炭资源的丰富储量和低成本使得煤气化制氢工艺具有更好的经济优势，其产氢成本仅为8.3～19.5元人民币（下同）/kg。但该技术所需设备投资随着煤制氢规模的扩大而上升，这一点也不容忽视；此外，大量CO2与含硫污染物的排放也是一大困扰。为了降低能耗、提高煤制氢效率，煤超临界水气化将是煤制氢技术的关键攻关方向。
总体来说煤制氢是当前成本最低的制氢方式之一，是我国实现大规模制氢的首选技术。利用可再生能源进行电解水制氢是目前众多氢气来源方案中碳排放最低的工艺。在当前太阳能等新能源制氢技术尚未成熟的现实条件下，化石原料制氢必将担当主要角色，未来氢能产业必将是化石原料制氢与电解水制氢以及新能源制氢多种方式共存、多元化发展的供给格局。
>>煤制氢
煤制氢主要工艺是将煤与氧气或蒸汽混合，在高温下转化为以H2和CO为主的混合气，后经水煤气变换（WGS）、脱除酸气、氢气提纯等流程，获得具有高纯度的氢气产品。
在煤气化制氢的WGS变换步骤中，不仅需要催化剂具有可靠的活性和寿命，而且由于煤中含有硫元素，对催化剂的抗硫能力亦提出了额外的要求。采用Co-Mo催化剂体系的宽温耐硫变换工艺具有卓越的抗硫能力与宽适用温度范围（200～550 ℃），目前被广泛用于煤气化制氢系统中。经WGS 变换后，气体产物主要通过低能耗的低温甲醇清洗，同时实现对CO2和含硫气体的脱除。
煤制氢技术发展已经有200余年，技术已相当成熟，是目前最经济的大规模制氢技术之一，尤其适合于诸如中国等化石能源结构分布不均、多煤炭而少油气的国家。煤炭资源的丰富储量和低成本使得煤气化制氢工艺具有更好的经济优势，其产氢成本仅为8.3～19.5元人民币（下同）/kg。但该技术所需设备投资随着煤制氢规模的扩大而上升，这一点也不容忽视；此外，大量CO2与含硫污染物的排放也是一大困扰。为了降低能耗、提高煤制氢效率，煤超临界水气化将是煤制氢技术的关键攻关方向。
总体来说煤制氢是当前成本最低的制氢方式之一，是我国实现大规模制氢的首选技术。利用可再生能源进行电解水制氢是目前众多氢气来源方案中碳排放最低的工艺。在当前太阳能等新能源制氢技术尚未成熟的现实条件下，化石原料制氢必将担当主要角色，未来氢能产业必将是化石原料制氢与电解水制氢以及新能源制氢多种方式共存、多元化发展的供给格局。
