摘要：該文立足我國經濟社會發展全面綠色轉型的大背景，針對傳統經濟性評價方法的不足，借鑒氫氣平準化成本指標，完善了適用于綠氫產業的經濟性評價方法，并運用新方法開展綠氫產業經濟性現狀剖析和前景展望。研究發現，現階段綠氫產業整體欠缺成本競爭力，制取成本約為灰氫2倍，長管拖車在氫氣運輸環節使用最廣但成本最高，加氫成本因缺乏市場規模支撐居高不下；未來，綠氫產業鏈成本將在技術進步主導、市場規模擴張托舉下持續大幅下降，預計綠氫煉化產業鏈將于2035年前后迎來經濟性“拐點”，綠氫交通產業鏈將在2045年前獲得成本競爭力。建議以經濟性為基礎，科學規劃各個階段綠氫產品定位和產業發展重點；以產業制造為基石，加快關鍵技術攻關和裝備國產化進程；以基礎設施建設為抓手，積極培育健康有序的綠氫產業生態。

1、創新方法、深入研究綠氫產業經濟性具有現實緊迫性

氫能是一種來源豐富、清潔低碳、應用廣泛的優質資源，已然成為我國加快能源轉型升級、培育經濟新增長點的重要戰略選擇?！稓淠墚a業發展中長期規劃（2021–2035年）》將氫能作為“未來國家能源體系的重要組成部分”，強調“重點發展可再生能源制氫”（即綠氫）。在此背景下，氫能定位被提至前所未有的高度，氫能產業正迎來快速發展的戰略機遇期。因此，有必要從能源系統的高度著眼，從能源品種的角度出發，系統深入地剖析與展望氫能產業的經濟性情況。

我國是世界上最大的產氫國，年產消量高達3300萬噸?，F階段我國99%以上的氫氣由化石能源制取，制氫過程二氧化碳排放較高，與“雙碳”目標相悖；全生命周期幾乎不產生碳排放的綠氫才是未來氫能產業發展的重中之重。然而綠氫產業尚處于市場導入期，經濟性瓶頸突出，原因在于技術路徑不成熟，商業模式不完善，企業需為之負擔沉重的機會成本。為此，有必要深化研究綠氫經濟性“痛點”，研判成本競爭力“拐點”，剖析降本潛力空間，為產業健康可持續發展指明方向路徑。

經濟性評價工作通常以內部收益率（簡稱IRR）作為核心指標。然而此法不太適用于綠氫產業經濟性評價與展望，原因之一是測算IRR需以知曉產品價格為前提，但綠氫作為一種戰略性新興產業，市場規模小，交易機制不健全，難以獲取和預測其價格；二是IRR旨在衡量項目的獲利能力，但近中期綠氫主要用作中間產品，企業更關心成本及其對最終產品利潤的影響；三是IRR是一個相對值，需對照特定時期社會折現率、行業基準收益率等進行解讀，并不與綠氫產業自身技術進步、市場成熟等線性相關，在中長期預測中解釋性不足。因此，有必要升級完善經濟性評價方法，以便準確測量綠氫制取成本，理順產業鏈的效益傳導機制。

2、構建完善綠氫產業鏈經濟性評價方法

2.1 總思路：從消費側審視綠氫產業鏈整體經濟性

該研究強調宏觀微觀相統一的研究視角和整體性系統性的評價思路。以微觀層面各單元內的經濟性核算和預測工作為基礎，宏觀層面則根據綠氫應用場景計算產業鏈的總平準化成本，即綠氫產業向消費者供應產品的總成本，也可視為消費者為綠氫產品支付的價格。利用產業鏈總成本可深入開展“痛點”剖析，挖掘阻礙綠氫產業規?；袌龌l展的關鍵問題；還可以進行“拐點”研判，知悉綠氫在每一個細分市場中獲得成本競爭力的時間。

2.2 核心指標：創新應用“氫氣平準化成本（LCOH）”

氫氣平準化成本（levelized cost of hydrogen，簡稱LCOH）是一種國際通用的綠氫產業經濟性評價指標。起源可追溯到平準化度電成本（levelized cost of electricity，簡稱LCOE），后者最早由美國國家可再生能源實驗室提出，用作對比和評估不同技術的發電成本，等于項目生命周期內的成本現值與發電量現值的比值。此法有兩處首創價值，一是將技術路徑作為新興產業經濟性研究的抓手，二是不需要輸入價格等現金流入參數即可測量經濟性。近年來，國際能源署、國際氫能委員會等權威機構，康明斯、西門子等國際設備供應商，都使用LCOH作為綠氫經濟性評價指標。

LCOH代表在某種技術路徑下，項目全生命周期內每制取一個單位的氫氣需要花費的平準化貨幣成本。LCOH數值越低，說明該技術路徑的制氫成本越低，即市場競爭力越高、經濟性越好。LCOH的計算見式（1）。

2.3 考察范圍：聚焦“LCOH評價單元清單”

首先，劃分“LCOH評價單元”作為經濟性評價的抓手。綠氫產業鏈經濟性研究的范圍龐大開放、時間跨度漫長，為從不確定性中盡力把握確定性，將研究對象從整個綠氫產業鏈切分到橫向各個環節、縱向各種技術路徑，命名為“LCOH評價單元”。先在每個單元里核算和預測LCOH，之后根據產業發展和業務實際，把相關單元的LCOH排列組合，便可梳理產業鏈的成本效益傳導機制，測得整體平準化成本。

其次，設定“LCOH評價單元清單”以明確和聚焦對象范圍。該文依據綠氫領域技術成熟度和產業發展程度，篩選堿性電解水（ALK）制氫、質子交換膜電解水（PEM）制氫、長管拖車高壓氣態儲運、500kg/d加氫、ALK站內制氫加氫等9個單元作為研究重點，并以灰氫、藍氫為對照，形成包括13個LCOH評價單元在內的研究清單，詳見表1。

最后，相應地創新完善LCOH計算方法。將LCOH指標拓展用于氫氣儲運和加注環節，測算儲運設備在生命周期內將單位氫氣運輸單位距離的平準化成本（元/千克·公里），以及加氫站在生命周期內加注單位氫氣的平準化成本（元/千克）。

2.4 完善體系：將“外部性”因素納入經濟性評價

為提升經濟性評價工作的系統性全面性，將外部性因素納入核算體系。主要考慮以下兩類：一是生態環境外部性，主要是指綠氫的碳減排價值，結合我國碳市場制度現狀與發展趨勢，將綠氫的碳減排價值對照為灰氫的碳排放成本，計入灰氫的LCOH；二是扶持利好政策，主要體現在加氫環節，包括加氫站建設獎勵和運營補貼，相當于為加氫業務增加一項現金流入，從而降低加氫環節LCOH。

3、綠氫產業鏈各環節經濟性現狀分析

3.1 制氫環節

現階段不同制氫技術平準化成本對比詳見圖1。綠氫領域，ALK制氫和PEM制氫是現階段兩大主流技術。ALK制氫的技術成熟度更高，國產設備成本約為2500元/kW，電解槽轉化效率在65%左右，[1]在可再生電價400元/MW·h的基準情景下，ALK制氫LCOH為26.02元/千克。PEM將傳統ALK電解槽中的隔膜和電解質替換為全氟磺酸型質子交換膜，技術成熟度略低，盡管能量轉化效率接近70%，[1]但國產設備成本在8000元/kW以上，PEM制氫LCOH高達38.04元/千克。剖析綠氫成本結構可知，電費占比最高，資本支出次之，其他運營支出占比最低。以PEM制氫為例，電費占比58%，因此PEM制氫LCOH對電解槽轉化效率、電價、裝置運行時長等因素的變動很敏感，電解槽轉化效率每提高1%，PEM制氫LCOH將下降0.91%；此外，由于電解槽價格昂貴，資本支出占比32%，PEM制氫LCOH也隨設備價格顯著變化，設備降價1%，PEM制氫LCOH將下降0.37%。詳見圖2。

灰氫領域，煤制氫和天然氣制氫是兩大典型技術。煤制氫在我國應用較廣，天然氣制氫是國外主流；后者碳排放強度更低[2]。在煤價550元/噸、氣價3元/方、碳價60元/噸的基準情景下，煤制氫LCOH為15.29元/千克，天然氣制氫LCOH為19.05元/千克，見圖1。剖析灰氫成本結構可知，原料成本占比最高，碳排放成本占比偏低。天然氣成本占制氫成本75%以上，氣價下降1%，天然氣制氫LCOH將下降0.78%；氣價升至5元/方，天然氣制氫LCOH將增至27.88元/千克，高于綠氫成本。煤制氫碳排放強度更高，碳排放成本對LCOH的作用效果更強。碳價提高1%，煤制氫LCOH將增長0.16%；碳價增至500元/噸，煤制氫LCOH將增至26.40元/千克，與綠氫接近。

藍氫領域，在煤制氫和天然氣制氫的基礎上實施二氧化碳燃燒前捕集技術，是最現實可行的制取技術。現階段CCS技術成熟度較低，且未獲得政策補貼，灰氫配套CCS的成本在340元/噸CO2左右[3]，遠高于碳排放成本，藍氫LCOH遠高于灰氫。在基準情景下，煤制氫＋CCS的LCOH為22.01元/千克，天然氣制氫＋CCS的LCOH為22.00元/千克，其中CCS成本占比18%～43%。

3.2 儲運環節

在短距離場景下，利用長管拖車運輸高壓氣態氫氣是現階段最常見的技術路徑，尤其適合小規模靈活運輸?；鶞是榫跋拢L管拖車LCOH為5.97元/千克·百公里，加上氫氣加壓環節成本1.3元/千克，在150km的經濟范圍內，利用長管拖車運輸氫氣的總成本不高于10.5元/千克；之后與運距呈正比例增長，運距為500km時，運氣成本為30元/千克，見圖3。造成長管拖車運輸成本畸高的首要因素是運輸效率低下，即氣瓶工作壓力低、單車有效氫氣容量少。我國商業化長管拖車氣瓶的最大工作壓力為20MPa，單車有效氫氣容量在300千克左右，僅占總運輸重量的1%；如果將氣瓶工作壓力升至30MPa，長管拖車LCOH將降至3.93元/千克·百公里，長管拖車儲運氫氣的經濟范圍可擴展到250km。

在長距離場景下，利用管道運輸氣態氫氣、利用槽罐車運輸深冷液態氫氣，是現階段最成熟的技術路徑。其中，管道運輸是最具經濟性的大規模氫氣運輸方式，但受限于技術水平和市場需求，我國氫氣長輸管道建設相對滯后。在建設成本500萬元/km、設計壓力4MPa、輸氫能力10萬噸/年的基準情景下，[8]氫氣管道運輸LCOH為1.21元/千克·百公里，見圖3。槽罐車運輸深冷液態氫氣的規模略小，靈活性更強?；鶞是榫跋?，槽罐車LCOH為0.39元/千克·百公里，加上氫氣液化環節成本9.75元/千克，在1000km的經濟范圍內，槽罐車運輸氫氣的總成本不高于14元/千克，見圖3。

3.3 加氫環節

站外供氫是目前我國主流的加氫站運營模式。氫氣通過長管拖車運輸至加氫站，按壓力梯次儲存在儲氫罐、儲氫瓶組等裝置中，再由加氫機加注到汽車上?，F階段，我國以35MPa的氣態加氫站為主，加注能力以500kg/d和1000kg/d居多。加氫LCOH（不含氫氣采購）由3部分構成，一是包括設備采購、安裝、設計等在內的建設投資，目前500kg/d和1000kg/d加氫站的單站建設投資總額分別在900萬元和1500萬元左右；二是包括電費、維修、人工等成本在內的運營支出；三是包括建站獎勵、經營補貼等在內的外部政策利好，綜合國內現行政策，獎勵金按建設投資總額的30%發放，經營補貼根據實際氫氣加注量按第1年15元/千克、第2年12元/千克、第3年9元/千克、第4年6元/千克、第5年3元/千克退坡發放。若滿負荷運轉，則500kg/d加氫站LCOH為5.21元/千克，1000kg/d加氫站LCOH為4.74元/千克；當前我國氫燃料電池汽車保有量僅萬余輛，市場加氫需求整體偏低，許多加氫站的實際利用率不足20%，500kg/d加氫站LCOH高達29.30元/千克，1000kg/d加氫站LCOH高達24.84元/千克，見圖4。

站內制氫是我國正在興起的加氫站運營模式。即在加氫站內完成氫氣制取、存儲、加注的全部工藝流程，免去了采購和運輸環節，提高了生產經營效率，隨著有關政策放寬，此模式將得到更廣泛應用。站內制氫LCOH同樣包含建設投資、運營支出、外部政策利好等3個部分。在設備滿負荷運轉、商業電價800元/MW·h的情景下，1000kg/d＋ALK站內制氫LCOH為47.07元/千克，1000kg/d＋PEM站內制氫LCOH為51.28元/千克。若實際利用率不足20%，則1000kg/d＋ALK站內制氫LCOH升至71.06元/千克，1000kg/d＋PEM站內制氫LCOH升至96.92元/千克；若使用400元/MW·h的綠電，則1000kg/d＋ALK站內制氫LCOH降至25.61元/千克，1000kg/d＋PEM站內制氫LCOH降至31.09元/千克。

4、綠氫產業鏈各環節經濟性前景預測

4.1 制氫環節

綠氫領域，驅動成本下降的因素可分為技術進步、規模效應和原材料降本三大類，具體表現為以下五個方面。其一，電解槽轉化效率提升，隨著關鍵材料性能提升和工藝結構優化，預計2030年轉化效率將突破70%，2060年ALK制氫轉化效率增至80%、PEM制氫轉化效率逼近85%。[1]其二，制氫設備成本下降，關鍵材料和技術國產化突破，以及電解槽批量化、標準化、智能化制造，將促進設備成本降低；預計2030年前后電解水制氫設備成本將實現減半，2060年ALK制氫設備成本降至約700元/kW、PEM制氫設備成本降至約1500元/kW。[4-5]其三，項目平均規模在市場需求托舉和單槽產能提升的共同作用下加速擴大。其四，電解水制氫裝置運行時間隨市場需求增長、綠電供應增強和儲能經濟性提高而延長。其五，可再生發電仍有客觀的技術升級和裝機擴大空間，相應電價將持續降低。預計我國可再生電價將在2030年降至300元/MW·h以內，到2060年再降低40%左右。[6-7]由此預測，綠氫制取環節正處在10年左右的“快速降本期”。ALK制氫LCOH2030年降至18.60元/千克，2060年降至10.64元/千克；PEM制氫LCOH2040年降至13.94元/千克、競爭力超越ALK制氫，并于2050年后降至10元/千克以內，成為最具經濟性的制氫技術路徑，詳見圖5。

灰氫領域，碳價將成為影響灰氫LCOH的關鍵因素；而碳價走勢與“雙碳”政策環境、交易主體多元度、交易頻度等因素有關。該文認為，2030年前為保障經濟增長和合理用能需求，我國碳價大概率不超過100元/噸；碳中和階段化石能源被加速替代，碳價將快速升高。預計在不考慮煤價和氣價變動的情況下，2030年煤制氫LCOH和天然氣制氫LCOH分別小幅升至16.67元/千克和19.52元/千克，2060年分別進一步升至20.43元/千克和20.83元/千克，見圖5。

藍氫領域，CCS成本是影響藍氫LCOH的關鍵因素。隨著二氧化碳捕集效率的提升，預計未來20年，我國CCS成本將較快下降，2040年降至250元/噸CO2以內；在碳中和階段后半程，CCS成本還將在規模效應下持續下降，預計到2060年降為200元/噸左右。[3]由此預測，藍氫LCOH在碳中和目標下呈下降趨勢、但降幅有限，預計2030年降至20元/千克左右，2060年降至17元/千克左右，見圖5。若無政策扶持或二氧化碳利用盈利，藍氫將始終不具備成本競爭力。

4.2 儲運環節

短距離場景下，長管拖車運輸經濟性提升主要受運輸效率影響。儲氫瓶工作壓力的提高不完全是技術問題，近中期主要將其看作政策因素，遠期與市場需求和商業模式有關。由此展望，長管拖車LCOH降幅明顯，經濟范圍不斷拓展，預計200km儲運成本2030年降至10元/千克左右，2060年降至4元/千克左右。

 長距離場景下，因氫氣特性對管材、閥門、工藝、工程等要求嚴苛，盡管氫氣運輸規模隨市場需求培育持續增長，管道運輸經濟性下降空間有限。綜合測算，管道LCOH2030年降至0.86元/千克·百公里，2060年降至0.56元/千克·百公里。槽罐車運輸經濟性方面，規模效應下氫氣液化的電耗水平將在未來20年較快下降，2030年降至12度電/千克以內，2040年降至10度電/千克左右；2060年為8度電/千克左右，[5]帶動1000km深冷液態氫氣儲運總成本降至9元/千克以內。

 4.3 加氫環節

 加氫經濟性的提升將主要由設備成本下降和設備利用率提高驅動。預計加氫站設備成本將隨著技術國產化和制造規?；蠓陆担?040年后有望實現減半。預計設備利用率將隨著氫能交通產業規模擴大而提升。用全國氫氣年度交通總需求量除以同年全國加氫站總加注能力，氫氣總需求量為燃料電池汽車保有量、百公里氫耗、年均行駛里程等變量的乘積，總加氫能力又等于在營加氫站數量和設計能力的乘積，由此測得我國加氫站平均設備利用率在2025年增至21%、2030年為27%、2040年為38%、2050年為56%、2060年為80%。[7][9]由此預測，2030年500kg/d加氫站LCOH小幅降至27元/千克、1000kg/d加氫站LCOH小幅降至22.72元/千克，原因是在技術進步、市場培育推動加氫環節成本下降的同時，補貼政策停止使得成本反彈；預計2040年后加氫LCOH快速下降，2050年降至10元/千克左右，2060年進一步降至10元/千克以內。

 對于站內制氫加氫一體化模式，經濟性將在制氫技術進步和氫能交通市場壯大雙輪驅動下迅速提升。2030年，1000kg/d＋ALK站內制氫LCOH降至62.05元/千克、1000kg/d＋PEM站內制氫LCOH降至71.47元/千克；預計2050年前，兩種技術路徑實現平價競爭，LCOH在45元/千克左右；2060年站內制氫LCOH將降至40元/千克以內，見圖6。

 5、綠氫產業鏈整體經濟性“痛點”分析及“拐點”研判

 5.1 綠氫煉化產業鏈

 綠氫煉化的內涵很廣，是指依托煉化基地開發大型可再生能源發電—制氫—儲氫—利用項目，促進煉油化工行業深度脫碳、綠色發展。該文重點分析綠氫替代化石能源制氫的前景，因此所指綠氫煉化產業鏈，是從可再生能源制氫至氫氣進入用氫裝置前為止，包括制取和儲運2個環節?；鶞是榫跋?，大規模綠氫煉化項目通常就地制氫、就地消納，儲運成本忽略不計，綠氫制取LCOH等同于綠氫煉化產業鏈總成本。觀察圖5可知，當前我國綠氫煉化產業鏈總成本區間在25～40元/千克，制取效率偏低、成本偏高是造成綠氫煉化產業鏈經濟性瓶頸的主要“痛點”。與灰氫相比，預計綠氫煉化產業鏈將在2035年左右迎來經濟性“拐點”，灰氫成本將被碳價抬升至17～20元/千克；2040年綠氫煉化產業鏈的成本競爭力將全面超越灰氫。

 電價對綠氫煉化產業鏈經濟性產生影響。我國可再生能源儲備豐富但分布不均，受技術水平影響，不同品種的可再生電力價格存在差異；受資源稟賦影響，不同區域的可再生電力成本也有差別。[11]西北部地區太陽能發電成本低至200元/MW·h以內，綠氫煉化產業鏈總成本低至16元/千克左右，在計入灰氫碳排放成本的情況下，預計經濟性“拐點”將在2025年之前到來。東部沿海地區，海上風電成本接近500元/MW·h，綠氫煉化產業鏈總成本被抬高至29元/千克以上，預計經濟性“拐點”將在2040年左右出現。見圖7。

 運輸成本對綠氫煉化產業鏈經濟性產生影響。我國綠氫供需存在嚴重的空間不匹配，大規模制氫工廠建在可再生資源豐富的西部北部地區，而煉油化工企業多分布在沿江沿海地區。隨著綠氫煉化產業的發展，綠氫大規模、跨區域運輸將日益頻繁，儲運成本將構成綠氫煉化的另一“痛點”，對產業鏈經濟性形成挑戰。若制氫工廠距煉化工廠500km，制氫電價低于200元/MW·h，以管道運輸，則綠氫煉化產業鏈總成本約為22元/千克，預計經濟性“拐點”在2030年之前到來；若以槽罐車運輸，則綠氫煉化產業鏈總成本接近28元/千克，預計經濟性“拐點”在2035年之后到來。見圖8。

 灰氫成本也對綠氫煉化產業鏈經濟性產生影響。碳價是灰氫前景展望中最大的不確定因素。高碳價情景下，碳排放成本將成為灰氫發展新的“痛點”，煤制氫LCOH將從目前的15.65元/千克增至2060年的23.15元/千克，綠氫煉化產業鏈經濟性“拐點”預計出現在2030年前后。低碳價情景下，煤制氫LCOH將從目前的14.96元/千克增至2060年的17.84元/千克，綠氫煉化產業鏈經濟性“拐點”預計出現在2035年之后。若不計入碳排放成本，煤制氫LCOH將從目前的12.85元/千克緩降至2060年的10.40元/千克，綠氫煉化產業鏈經濟性“拐點”預計將推遲至2050年前后出現。詳見圖9。

 5.2 綠氫交通產業鏈

 綠氫交通是指用氫燃料電池汽車替代燃油車，在遠期或是特定場景下替代電動車，助力交通領域的碳中和進程。該文所指綠氫交通產業鏈，是從可再生能源制氫到加注到燃料電池汽車，包括制取、儲運、加注3個環節。

 基準情景下，我國加氫站運營以站外供氫模式為主，包括12種綠氫交通產業鏈業務組合方案，詳見表2。制氫環節包括ALK制氫和PEM制氫2種技術路徑；儲運環節包括直接用長管拖車運至加氫站的近距離情況，也包括先用管道或槽罐車將氫氣運至中轉站、再由長管拖車分配至加氫站的長距離情況；加注環節包括500kg/d和1000kg/d兩種加注能力的35MPa加氫站。此時，綠氫交通產業鏈總成本等于3個環節平準化成本的加和。

 當前我國綠氫交通產業鏈總成本區間在58～85元/千克，具體見圖10；遠高于氫燃料電池汽車示范應用城市群35元/千克氫氣零售價目標。綠氫交通產業鏈經濟性“痛點”主要存在于3方面，一是綠氫制取成本偏高，因此現階段氫能交通領域主要使用工業副產氫；二是氫氣長距離儲運成本畸高，占據產業鏈總成本的12%～25%，而成品油儲運成本（指貿易商成本）僅占產業鏈總成本8%左右；三是加氫成本占比在30%以上，規模越小的加氫站加注成本越高。

 若僅以車輛行駛產生的能耗成本對比，預計綠氫交通產業鏈經濟性“拐點”將在2040年后到來。在商用車領域，氫燃料電池汽車的首要競爭對手是柴油車，預計2040年前后獲得成本競爭力；在乘用車領域，氫燃料電池汽車主要與電動車競爭，經濟性拐點預計將晚于2050年出現。詳見圖11。

 交通用氫需求的擴大不僅能直接作用于產業鏈末端，提高加氫設備利用率從而降低成本，還能溯及綠氫交通產業鏈上游，發揮規?；g接降低綠氫制取和儲運成本。若綠氫交通市場發展快于預期，使加氫設備利用率在基準情景基礎上增加1倍，以1000kg/d加氫站為例，加氫環節成本將下降50%以上，帶動綠氫交通產業鏈總成本降至45～68元/千克，成本競爭力大幅增強。照此推算，綠氫交通產業鏈總成本將在2030年降至35元/千克左右，2050年降至20元/千克左右。氫燃料電池汽車的燃動成本有望在2035年前后與柴油商用車平價競爭，也就是說，綠氫交通產業鏈經濟性“拐點”將提前至2035年前后到來。

 6、綠氫產業高質量發展建議

 第一，建議以經濟性為基礎，科學規劃各階段綠氫產品定位和產業發展重點?，F階段綠氫產業處于市場導入期，產品定位側重滿足交通領域商用車等特殊需求及高附加值化工原料的增量需求，后者對高成本綠氫的承受力更強，產業發展重點在于技術和裝備攻關、基礎設施建設和綠氫煉化、綠氫交通、氫能冶金等領域的示范應用。到2030年，綠氫產業進入快速成長期，綠氫開始規?；娲米鞴I原料的存量灰氫，產業發展重點轉為確保規?；l展下的供應鏈安全穩定。2040年，綠氫產業進入成熟期，綠氫成為主流的氫氣來源廣泛用作工業原料、交通能源和儲能手段。2050年，綠氫產業邁向躍升期，綠氫實現與化石能源的平價競爭，作為終端能源品種推廣應用，屆時產業發展重點在于保障終端用能安全和進一步提升綠氫利用效率。

 第二，建議以產業制造為基石，加快關鍵技術攻關和裝備國產化進程，支撐我國綠氫產業鏈做大做強。科技進步是促進綠氫產業提質降本的第一驅動力，未來5–10年是綠氫領域的“創新窗口期”。一方面，要加強科技研發頂層規劃，重點是準確識別具備市場化前景、符合我國產業實際的綠氫技術研發方向，盡早集中優勢資源進行創新攻關和產品制造，避免在減碳價值低、經濟前景差的科研方向上走過多彎路，進而減少未來產業化階段同質產品惡性競爭的風險與損失。另一方面，從產業全局來看，交通領域的用氫規模相對有限，要促進科研平臺與產業基地有機銜接，鼓勵研發端在綠氫應用場景，特別是工業領域的應用場景上多做文章，在直接替代灰氫、直接用作燃動之外，研發端亟需為綠氫應用開發更多可能，讓綠氫在工業領域綠色低碳高質量發展進程中發揮潛能，帶動綠氫產業在更廣闊平臺上謀求更大發展。

 第三，建議以基礎設施建設為抓手，按照共建共享原則營造健康有序的綠氫產業生態?；A設施是能源產業培育發展的先行領域，也將構成能源企業的一項核心競爭力。然而，綠氫長輸管道等基礎設施是具有準公共產品性質的重資產，目前市場對綠氫認知有限、需求不足，若交由某一企業投資管理長輸管道等重資產設施，微觀上會形成企業成本負擔和經營風險，宏觀上不利于產業快速發展和有序競爭。建議由政府部門或大型央企牽頭，積極聯合綠氫產業鏈上的各類市場主體，包括制氫工廠、設備商、貿易商、車企、物流公司等等，通過靈活多樣的形式進行廣泛深入合作，共建綠氫基礎設施，共享綠氫社會紅利。