作者：刘明霞1赵智勇2
单位：1. 鄂尔多斯市工业发展促进中心 2. 内蒙古电力(集团)有限责任公司内蒙古电力科学研究院分公司
引用本文：刘明霞, 赵智勇. "双碳"目标下鄂尔多斯市氢能产业发展路径研究:政策驱动与技术创新视角[J]. 储能科学与技术, 2025, 14(7): 2844-2852.
DOI：10.19799/j.cnki.2095-4239.2025.0186
本文亮点：1.本文基于政策-技术-经济（PTE）理论框架，结合鄂尔多斯市实证数据，探讨其氢能产业发展的关键问题 2.本文基于政策-技术-经济（PTE）理论框架，结合鄂尔多斯市实证数据，探讨其氢能产业发展的优化路径。
摘 要 在“双碳”目标背景下，氢能产业成为能源转型的关键载体。以鄂尔多斯市为研究对象，基于政策驱动与技术创新理论框架，探讨其氢能产业发展现状、核心问题及优化路径。通过文献分析、案例研究与成本效益模型，研究发现，鄂尔多斯市依托丰富的可再生能源和产业集群优势，初步形成“风光氢储车”产业链，但面临绿氢成本高、基础设施薄弱及技术人才短缺等瓶颈。研究指出，需通过政策协同、技术迭代与应用场景拓展，构建绿氢经济性闭环，推动氢能产业从示范迈向规模化应用，可为资源型城市低碳转型提供理论参考与实践启示。
关键词 氢能产业；“双碳”目标；绿氢经济性；政策协同
全球能源结构转型加速，氢能因其零排放特性被多国纳入战略规划。中国提出“双碳”目标后，氢能成为实现深度脱碳的重要抓手。鄂尔多斯市作为国家重要的能源保障基地和国家高质量发展战略的重要节点城市，拥有丰富的煤炭、风能、太阳能等资源，且在交通领域、能源领域、工业领域有着广阔的应用场景，为氢能产业发展提供了得天独厚的条件。本文基于政策-技术-经济(PTE)理论框架，结合鄂尔多斯市实证数据，探讨其氢能产业发展的关键问题与优化路径，以填补理论与实践的空白。
1 文献综述与理论框架
1.1 国际氢能产业发展态势及政策支持
2023年以来，主要经济体陆续重构调整国家氢能发展战略，绿氢发展正在成为全球氢能行业关注的重点。上调绿氢发展目标，美国、日本、欧盟分别更新了《氢能基本战略》《可再生能源指令》、《美国国家清洁氢能战略和路线图》，提出到2030年绿氢消费分别增至2000、1200及1000万吨水平。截至2024年底，全球电解水制绿氢累计产能为29.2~32.2万t/a。目前，国外有超50项大型绿氢项目已通过决议待建设。欧盟等发达经济体对航运、化工等领域零碳燃料、原料提出新要求，将加速推动多项万吨级绿氢项目落地开工。预计到2025年底，全球绿氢累计产能或将增至140万t/a(图1)。
2021—2025年全球电解水制氢产能
近年来，多国提出支持绿氢生产补贴政策，其导向由发展燃料电池等消费侧转向资源供给侧。美国首次公布清洁氢气生产税收抵免方案，根据制氢生命周期排放量分级给予补贴；同时，美国能源部宣布投资70亿美元，在全美建设7个清洁氢能中心。欧盟、澳大利亚等经济体为企业提供折合数十亿元人民币的制氢项目补贴。在补贴政策的支持下，预判国外绿氢项目将大范围落地，带动国外氢气制储运装备市场迎来新一波发展机遇(表1)。
表1美国不同地区氢能补贴政策(部分)
1.2 我国各省市氢能产业发展的政策情况
2024年11月8日第十四届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过的《中华人民共和国能源法》，首次将氢能写进国家法律，明确氢的能源属性，鼓励用户优先使用可再生能源，支持新型储能、智能微电网等新技术、新业态、新模式发展。同时，中央及地方陆续发布了系列支持氢能源发展的政策文件，截至2024年底，全国34个省级行政区均发布了促进氢能产业发展的相关政策，各级政府支持氢能源产业发展的决心和力度前所未有。《内蒙古自治区2025年政府工作报告》提出打造“北疆氯氢城”新名片，鄂尔多斯市作为核心节点城市，率先试点风光制氢一体化项目，政策协同效应显著，能源产业转型升级进入了难得的历史机遇期。
表2各地氢能政策汇总(部分)
鄂尔多斯市这座因煤而兴的城市，在“双碳”目标的驱动下，对氢气的需求日益旺盛，同时，技术的迭代升级也为氢能产业的发展提供了强劲动力。煤炭工业等广大下游应用场景脱碳极为困难，在化工、能源、冶金领域拥有替代化石能源的潜力，现阶段氢能源在鄂尔多斯市主要作为工业原料使用。围绕化工领域，作为传统的用氢大户，2023年化工行业对氢气的需求量383.59万t，约占全国氢气总需求量的1/10。鄂尔多斯市拥有丰富的煤化工产业基础，煤制氢技术成熟，氢气广泛应用于合成氨、甲醇等化工产品的生产；围绕能源领域，氢能作为一种清洁高效的能源载体，在交通、发电、储能等领域具有广阔的应用前景。鄂尔多斯市正在积极布局氢燃料电池汽车、氢能发电等项目，未来对氢气的需求将大幅增长；围绕冶金领域，氢气可以作为还原剂应用于钢铁冶炼，替代传统的焦炭，减少碳排放。鄂尔多斯市拥有丰富的铁矿资源，发展氢冶金产业潜力巨大。
2 基于PTE框架的鄂尔多斯市氢能产业发展解析
2.1PTE理论框架构建
本研究基于“政策驱动(Policy)-技术创新(Technology)-经济性(Economy)”三维互动视角，构建PTE理论框架(表3)，系统解析鄂尔多斯市氢能产业发展的内在逻辑。该框架通过三者的协同作用，形成“政策引导技术突破→技术提升经济性→经济性反哺政策深化”的正向循环机制，推动氢能产业从示范迈向规模化发展。
表3PTE理论框架
2.2 政策驱动(Policy)视角下的产业现状与挑战
鄂尔多斯市氢能产业的快速发展得益于国家及地方层面的政策支持。在政策驱动维度，《内蒙古自治区氢能产业发展规划(2023—2035年)》明确提出将鄂尔多斯打造为“绿氢生产基地”，并通过风光制氢指标倾斜、财政补贴等政策工具加速产业落地。全市新能源装机1.5亿kW以上的土地资源潜力，具备建设可再生能源绿氢项目的资源条件，现已建成可再生能源装机2124万kW(本地消纳1644万kW，外送480万kW)；在建1000.4万kW，获批拟建近5000万kW，占电力总装机一半以上。获批8项风光制氢一体化项目，总制氢规模近30万t/a。其中，准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目、鄂托克前旗上海庙经济开发区光伏制氢项目、鄂尔多斯市伊金霍洛旗圣圆能源风光制氢加氢一体化项目均已实现产氢，产业化进程逐步推进。
2.3 技术创新(Technology)对经济性(Economy)的传导效应
技术创新是提升绿氢经济性的核心路径。当前鄂尔多斯市电解水制氢以碱性电解槽(ALK)为主，平均效率为70%，绿氢成本约15元/kg(图2)。
碱性电解水制氢成本分析
对比煤制氢(10.2元/kg)，绿氢成本竞争力不足。然而，通过技术迭代可显著改善经济性，如电解效率提升，若引入质子交换膜电解槽(PEM)，效率可提升至80%，叠加非贵金属催化剂应用，制氢成本可降低20%；绿电价格优化，鄂尔多斯市风光资源禀赋突出(图3)，若绿电价格从0.2元/kWh降至0.15元/kWh，绿氢成本可降至12元/kg；储运技术创新，试点液态储氢(LOHC)与园区内短距离管网(如苏里格经济开发区示范项目)，可减少储运成本30%。技术突破与政策支持的协同(如《能源法》对绿证的强制消纳要求)将加速绿氢平价拐点到来。
鄂尔多斯新能源装机量
2.4 经济性(Economy)驱动的市场反馈与政策深化经济性不足制约了绿氢规模化应用
当前鄂尔多斯化工领域年需氢383.59万t，但绿氢渗透率不足5%，主因绿氢终端售价高于煤制氢(表4)。然而，碳税政策可扭转经济性天平，当碳税达200元/t时，煤制氢成本升至14.6元/kg(煤炭价格500元/t)，与绿氢成本(15元/kg)差距显著缩小。若叠加绿氢溢价，绿氢将具备市场竞争力。经济性改善反哺政策深化，2024年鄂尔多斯市出台《氢能交通补贴细则》，对氢能重卡每辆补贴50万元，推动终端需求增长，形成“技术降本→市场扩容→政策加码”的正向循环。
表4鄂尔多斯风光制氢一体化示范项目
2.5PTE框架的互动机制验证
鄂尔多斯市的案例验证了PTE框架的“三维协同”逻辑，政策引导技术突破，风光制氢指标政策驱动企业采用高效电解槽；技术提升经济性，PEM电解槽降本使绿氢逼近煤制氢成本；经济性反哺政策深化，氢能重卡规模化应用倒逼加氢站建设标准出台。三者互动推动产业从示范迈向规模化，2025年鄂尔多斯市绿氢产能预计突破50万t/a，占全国总产能15%。
3 优化路径与建议
3.1 政策协同机制设计
跨部门统筹设立氢能产业办公室，整合风光指标分配与绿氢消纳目标；构建氢能产业发展顶层协调机制，协调解决氢能产业发展中的重大问题；针对重点氢能项目，设立氢能项目推进专项工作组，采取“一对一”模式，层层压实项目责任，推动重点工作有效落地；健全氢能产业发展机制，对风光制氢企业给予风电、光伏指标配备支持，提升可再生能源制氢项目装置制氢小时数，鼓励支持企业绿电制氢，并在用地用水环节给予优先保障；加强示范引领，根据风光一体化基地建设进度，按照“就地制取，就近使用”经济性运输原则，从新能源示范基地向具备条件的化工园区优先建设一条氢能示范管道，优先在产业园区、重要交通节点布局一批加氢站，根据市场需求建设加氢母站，提高氢气输运效率，在具备条件的区域探索制氢加氢一体站建设，节约储运氢成本。
3.2 技术创新与基础设施优化
提升电解槽效率，通过产学研合作，将电解效率从70%提升至80%；管网分级建设，大规模、低成本输氢运氢正在成为我国氢能产业快速发展的阻碍。氢能产业处于起步阶段，储运环节是制约当前氢能发展的瓶颈之一。结合资源与市场分析，鄂尔多斯市当前液态储氢(LOHC)试点覆盖率不足10%，管道输氢仅占储运总量的5%；加氢站平均服务半径达50~200 km，远高于长三角地区(20 km)。鄂尔多斯绿氢工业替代应首先采用就近原则，选取近距离绿氢项目、用氢量大的工业园区进行探索，同时建议先行建设园区内管网，降低前期投资，跑通流程，为建设大规模氢气环网积累经验。后期，待管网建设运行经验及相应技术成熟后，再考虑园区间及长距离氢气管输。结合工业园区用氢情况及区域可再生能源制氢情况，可优先在优先在苏里格经济开发区试点氢能管道，降低储运成本20%。
3.3 发展模式优化
采用产业链上下游整合模式，将氢能产业链的上游制氢、中游储运以及下游应用等环节进行整合，实现资源优化配置与协同发展。如“风光氢储一体化”项目；产学研合作创新模式，企业与高校、科研机构合作，企业提供实践经验，高校和科研机构提供研发能力，共同攻克氢能技术难题，推动成果转化；跨界融合发展模式，氢能产业与新能源汽车、能源存储等其他相关产业融合，拓展应用领域和市场空间，如氢能与新能源汽车产业融合推动氢燃料电池汽车发展。国际合作交流模式，积极参与国际氢能项目合作与技术交流，引进国外先进技术和管理经验。围绕主导产业积极创建国家、自治区级重点实验室和研发机构，着力解决一批关键核心技术难题，转化一批重大科技成果，引进一批高水平人才，助力“风光氢储车”产业不断升级。要加快创新平台建设，探索与国内一流高校合作，积极引进新能源领域院士专家团队探索建立“研发机构+企业+基金”等成果转移转化平台，促进创新链、产业链、资本链相通共融，打通研究成果产业化通道。推进与大企业及科研院所共建氢能创新技术平台，承担重大科技任务，提前开展氢能管网管材、管道加工、管道设备、管道施工、管道运维技术的开发，同时，对可再生能源制氢风氢耦合系统、电解水制氢、氢燃料电池以及氢能装备等产业链关键环节开展技术储备。
3.4 发展路径优化
3.4.1 煤制氢成本分析
以煤为原料制取氢气的方法有2种，一是煤的焦化，二是煤的气化。煤制氢成本主要受煤炭价格的影响，据初步测算，以制氢规模9万Nm3/h为测算基准，当煤炭价格为450元/t、500元/t、600元/t、800元/t、1000元/t时，煤制氢成本分别约为9.7元/kg、10.2元/kg、11元/kg、12.6元/kg和15元/kg，见表5。
表5煤制氢成本分析(考虑碳税)
基于表5数据，图4通过折线图对比了不同碳税情景下煤制氢与绿氢的成本变化趋势。结果显示：无碳税情景，煤制氢(500元/t煤炭)成本为10.2元/kg，显著低于当前绿氢成本(15元/kg)；碳税影响下，当碳税提升至200元/t时，煤制氢成本增至14.6元/kg，与绿氢成本差距缩小至0.4元/kg；绿氢成本潜力，若绿氢技术突破(如电解效率提升至80%、绿电价格降至0.15元/kW时)，2030年绿氢成本可降至10元/kg(图4中虚线)，低于碳税约束下的煤制氢成本(14.6元/kg)。
煤制氢与绿氢成本对比趋势图(含碳税与技术迭代情景)
3.4.2 绿电制氢成本分析
绿氢获取成本与绿电价格、制氢效率、电解槽设备价格以及电解槽工作小时数密切相关。在目前综合技术水平条件下，据初步测算，1 Nm3氢气的耗电量约5 kWh，1 kWh电的成本为0.2元，1 kg氢气的耗电量为5×11.2=56 kWh，电力成本为11.2元。根据当前已实施项目的经验看，氢气的电力成本约占氢气总成本的75%~83%。故在以上边界条件下，绿氢成本约为13.5~15.0元/kg。
同时，绿氢储运成本占售价的比重较大，考虑储运成本、资金成本后，绿氢终端售价将进一步抬高。因此在现阶段，受制于较高的绿电成本，叠加尚未体现绿色产品溢价，绿氢产业链经济性不明显。
随着绿氢制取技术的不断进步，全球可再生能源发电成本持续下降，风机、光伏组件成本快速下降，效率不断提升，电解水制氢设备利用小时数也持续上升。短期路径，到2027年底优先建设园区内管网(如苏里格开发区)，降低储运成本20%；中长期路径，预计到2030年，全球绿氢制取成本将对比2020年降低30%~50%。在技术进步和绿电价格降低背景下，据氯氢项目预设初步测算，电解槽利用小时数7000 h、制氢效率75%、电解槽系统折旧年限15 a、绿电价格0.15元/kWh考虑制氢站运行中的维护成本，碱性电解槽制氢路线的绿氢制取的成本将下探到10元/kg。基本与煤价500元/t、不考虑碳税的制氢成本相当，如果考虑碳税，绿氢制取成本较煤制氢具有竞争力。
表6与图5从技术、政策、经济性三个维度量化了绿氢降本路径的关键参数：技术突破，电解效率提升(70%→80%)可降低制氢成本1.5元/kg；政策支持，绿电价格补贴(0.2→0.15元/kWh)可降本1.2元/kg；储运优化，液态储氢(LOHC)与短距离管网试点可降低储运成本2元/kg。三者协同作用下，绿氢总成本可从当前15元/kg降至10.3元/kg(表5)，实现与煤制氢平价。
表6绿氢降本路径参数分解
绿氢降本路径各维度成本降低幅度
3.5 应用场景拓展
绿氢-化工耦合：鄂尔多斯是国家四个现代煤化工产业示范基地之一，可以依托绿氢替代，发展煤基多联产产业，开辟大规模化石能源替代和二氧化碳超低排放的绿色化工新路径。鄂尔多斯市煤化工产业主要集中在苏里格经济开发区等7个产业聚集区。仅苏里格经济开发区，拥有中天合创360万t/a煤制甲醇、137万t/a煤制烯烃，中煤鄂能化100万t/a煤制甲醇、100万t/a合成氨、175万t/a尿素等重点项目，目前氢气需求量约为383.59万t/a，主要通过企业煤制氢自行解决。
全市化工包括现代煤化工、煤焦化、氯碱化工、天然气化工等现代煤化工企业105户，总产能近5600万t。各类副产品总产能近270万t。其中现代煤化工企业37户，产能2451万t，煤焦化企业13户，产能1600万t，氯碱化工13户，产能979万t，天然气企业4户，产能343万t。其中煤制气、煤制甲醇、煤制尿素产能居全国第1位，建成世界唯一百万吨级煤直接液化示范工厂，鄂尔多斯市煤化工产业存在巨大的绿氢替代空间。
氢能交通网络：2030年前建成50座加氢站，覆盖主要矿区与物流枢纽。2021年，鄂尔多斯市作为参与城市加入了燃料电池汽车示范应用上海城市群，重点开展氢能多源互补供给示范应用和燃料电池重卡示范应用推广，是国内最大的中长途、中重型燃料电池货车、重卡及矿卡应用场景所在地之一。据统计，鄂尔多斯市运煤重型卡车、工程货车约33万辆，每年更新超6000辆，鄂尔多斯市推进氢能交通产业，蕴藏巨大机遇。仅以鄂尔多斯市伊金霍洛旗为例，该旗从事短倒运输的重卡约8万辆，目前，全旗已规划布局建设36处加氢充电合建站，已建成2000 m3/h的绿氢工厂1座，并有5座固定加氢站、6座撬装式加氢站投入运营，分布在工矿园区、运煤专线及城镇核心区，已经实现近300辆氢能重卡的投运，每辆车每年可以减少二氧化碳排放近5000 t。鄂尔多斯在氢能交通方面的政策环境，绿氢制取的自然资源条件，短倒运输、矿用车辆等丰富应用场景，均为鄂尔多斯市氢能交通的发展提供了扎实的产业基础。
4 结论
鄂尔多斯市氢能产业发展需突破成本与制度双重约束。通过PTE框架下的政策协同、技术创新与场景深化，可逐步实现绿氢经济性闭环。未来研究可进一步量化政策干预效果，探索氢能-电网协同模式。
通讯作者：刘明霞（1984—），女，硕士，高级工程师，研究方向为氢储能，E-mail：309199859@qq.com。
第一作者：刘明霞（1984—），女，硕士，高级工程师，研究方向为氢储能，E-mail：309199859@qq.com。
中图分类号：TK 02
文章编号：2095-4239（2025）07-2844-09
文献标识码：A
收稿日期：2025-02-26
修回日期：2025-04-28
出版日期：2025-07-28
网刊发布日期：2025-07-14
