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我國制定了到2030年非化石燃料發電占40%的目標，同時到2030年底實現風力和太陽能光伏發電1200GW的目標。
全球最大綠氫項目——新疆庫車綠氫示范項目將于2023年裝機投運，項目將全部采用光伏和風電等可再生能源發電制氫，制氫規模達到每年2萬噸，制氫成本低至18-20元/kg，已具備大規模商用經濟性；未來，在能源電價、電解槽成本下降、制氫效率提升等多重因素驅動下，國內綠氫制備成本還將進一步下降。
當綠氫成本降低到20元/kg以下時，綠氫相對傳統能源，能在重型交通、高品質供熱（＞400℃）領域有商業的競爭優勢；而要作為氫基原料，如煉鐵、合成甲醇、合成氨等，綠氫成本必須下降到10元/kg以下。
長距離、大規模儲運氫氣的成本瓶頸在短期內難以得到突破，同時制氫資源分布以及用氫場景技術經濟性等方面存在較大差異。內蒙古、河北、河南等地陸續發布風光制氫一體化示范、電力源網荷儲一體化和多能互補試點等項目清單，自主化探索本地制氫用氫區域化發展模式。
西氫東輸
氫能作為應用廣泛的二次能源，將在全球能源轉型中扮演重要角色。在氫能產業的發展中，管道輸氫的解決氫儲運的重要舉措。截至2022年末，全球氫氣輸送管道總里程已超過5000公里。國內方面，以中石油、中石化為代表的企業紛紛布局輸氫管道，計劃建設輸氫管道總里程1000公里。2022年，寶鋼輸氫管道項目、寧夏寧東天然氣摻氫項目、中石油甘肅省首條中長距離輸氫管道項目、寧東基地首條輸氫管道項目等陸續竣工投運。
2023年，中石化宣布投資205億元用于內蒙古烏蘭察布——北京燕山石化的輸氫管道和可再生能源發電綜合項目，包括陸上風光制氫一體化工程和輸氫管道，輸氫管道長度為400公里。其中新能源建設規模254.6萬千瓦（風電174.2萬千瓦、光伏80.4萬千瓦），制氫能力10萬噸/年。輸氫管道將連接烏蘭察布制氫廠和位于北京的燕山石化，管道年輸氫量可達10萬噸。項目開工時間2023年12月，投產時間2027年6月。
從西部將可再生能源制取的低廉電力，運送至電價相對較高的東部地區，氫氣作為儲能載體。長距離管道氫氣輸運價格也將大幅下降，從而推動氫氣的平價進程，并加速氫能在能源、工業、交通等領域的應用。
清明集中式制氫+近中距離運輸節氣
可再生資源局部優勢但分布不均的區域，以“集中式制氫+近中距離運輸”模式，實現可再生氫的加速滲透，如華北北部。一方面推動氫能與現有能源資源進行耦合，提高資源利用效率，實現最小化制氫成本，另一方面通過中距離運輸，滿足交通等場景下經濟性要求。
傳統工業基礎好且人口稠密、可再生資源有限的區域，大規模制備可再生氫的成本較高，將以“工業副產氫+分布式制氫+短距離運輸”模式支撐氫能發展，如東部沿海部分地區。初期考慮經濟性，以區域內優質副產氫資源進行過渡，并以制氫加氫一體站等小規模、分布式站點制可再生氫為重要補充。
傳統產業轉型升級的需求和可再生資源自然稟賦相匹配的區域，將成為可再生氫的重要發展基地，裝機規模相對較大，可獲取較低成本的可再生氫，如西北、西南、東北地區。重點利用豐富且具備成本競爭力的風光資源開展本地化可再生氫制備，以副產氫作為補充，用于滿足不同應用場景需求。
遠洋氫能貿易
國內LNG產業的企業開展國際氫能供應鏈和氫貿易具有得天獨厚的優勢，在貿易渠道和平臺、接卸儲存基礎設施、下游市場等方面可以實現LNG產業與國際氫能供應鏈和氫能產業的融合、協調、高質量發展。
下一步，隨著氫能全產業鏈成本進一步降低，尤其是制氫、氫氣液化、氫-氨轉換過程的成本，力爭把全產業鏈整體成本降低至低于30元/kg，2030年進一步降低至低于25元/kg，至此國際氫能供應鏈將具備市場競爭力，國際遠洋氫能貿易將有望蓬勃發展。
