2022年上半年度新能源政策法规综述丨德恒研究

2022年上半年度新能源政策法规综述丨德恒研究

2022年上半年度新能源政策法规综述丨德恒研究,

水稻通风能去水分吗,逆变器风能发电系统,风能会议2022　　2021年，光伏发电和风电进入平价上网时代，加之“双碳”目标的提出，新能源领域的投资达到了空前的热度，新能源发展进入了一个新时代。本期我们梳理了2022年上半年度新能源政策法规，一窥新时代、新形势下新能源项目监管思路变化和监管重点。

　　水稻通风能去水分吗,逆变器风能发电系统,风能会议2022(1)用地政策进一步驱紧。如水利部发文禁止在河道、湖泊、水库内建设光伏、风电项目。又如，国家能源局等主管部门拟出台政策，要求光伏复核项目不得占用耕地和林地（之前政策是不得占用基本农田），另一方面，政策进一步鼓励、推荐利用沙漠、戈壁、荒漠等未利用地建设新能源发电项目。

　　(2)补贴监管进一步加强。2022年3月24日，国家发改委、能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》，在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作。

　　(3)户用光伏、分布式光伏、分散式风电获进一步鼓励。当前环境下制约新能源发电进一步发展的两个因素是土地资源的紧张和电网消纳能力有限。户用光伏、分布式光伏、分散式风电恰好能避开前述两个制约因素，受到政策的进一步鼓励。

　　(4)氢能规划出台。2022年3月23日，发改委及能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》，首次明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，确定可再生能源制氢是主要发展方向。

　　(5)新型储能可作为独立储能参与电力市场。2022年6月7日，国家发展改革委、国家能源局综合司发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（以下简称“《新型储能通知》”），明确了新型储能可作为独立储能参与电力市场，并系统性地为其提供规则支持。

　　2022年3月24日，国家发改委、能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》，决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，其主要内容如下：

　　截止到2021年12月31日已并网，有补贴需求的风电、集中式光伏发电和生物质发电项目；

　　1) 项目合规性：是否纳入计划、规模或者规划等管理文件相应的名单或清单，以及项目是否依法依规核准/备案等；

　　2) 项目规模：项目并网容量是否大于核准容量或年度建设规模；项目分批并网时间和对应容量以及全部容量并网时间与实际是否一致。在补贴退坡的关键时间节点，是否存在以少量机组并网代替全部机组并网投产的情况等；

　　3) 项目电量：项目补贴电量、补贴年限是否超过政策要求；项目实际年利用小时数与所在区域同类项目相比是否存在异常偏离情况等；

　　4) 项目电价：项目实际执行的上网电价，是否超过国家价格政策明确的上网电价（指导价），或是招投标或竞价确定的标杆上网电价，是否存在项目在补贴退坡关键时间节点之后投产，却享受退坡之前的补贴强度等；

　　5) 项目环境保护：生物质发电项目是否按要求完成环保设施建设，是否受到生态环境部门的违规处罚，是否违规掺烧化石能源等。

　　2022年3月30日至4月15日期间通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理系统完成相关自查信息填报；

　　对于4月15日前企业自查发现并及时整改的问题，核查时将针对违规部分核减相应补贴资金，免于或从轻追究相关责任。对于部分企业拒不开展自查，或存在信息填报不完整，准确度差、填报信息造假等情形，一经发现确认，将采取暂停补贴资金发放、核减相关补贴资金、上报企业信用不良记录、移出补贴清单等措施进行处理，并将相关情况通报组织、监察部门。

　　此次可再生能源发电补贴自査工作，虽然形式上以企业开展自查并自行填报信息为主，但其核查内容及惩戒措施都反映了三部委关注的重点事项及对于各类不合规行为的态度，需要各新能源企业，尤其是持有补贴项目的企业予以高度重视。我们理解，未来三部委或将进一步结合企业自查情况，依职权就通知所涉的各核查事项主动在全国范围内开展监管工作，存在不合规情形的企业需尽快自行整改，否则将面临补贴被取消等不利后果。

　　2022年5月24日，水利部印发《关于加强河湖水域岸线空间管控的指导意见》（以下简称“《指导意见》”），其主要内容如下：

　　1.光伏电站、风力发电等项目不得在河道、湖泊、水库内建设。在湖泊周边、水库库汊建设光伏、风电项目的，要科学论证，严格管控，不得布设在具有防洪、供水功能和水生态、水环境保护需求的区域，不得妨碍行洪通畅，不得危害水库大坝和堤防等水利工程设施安全，不得影响河势稳定和航运安全。各省（自治区、直辖市）可结合实际依法依规对各类水域岸线利用行为作出具体规定；

　　2.依法依规处置。统筹发展和安全，严守安全底线，聚焦河湖水域岸线空间范围内违法违规建筑物、构筑物，依法依规、实事求是、分类处置，不搞“一刀切”；

　　3.对增量问题“零容忍”。2018年底河湖长制全面建立，将2019年1月1日以后出现的涉水违建问题作为增量问题，坚决依法依规清理整治；

　　4.对存量问题依法处置。将1988年6月《中华人民共和国河道管理条例》出台后至2018年底的涉水违建问题作为存量问题，依法依规分类处理。对妨碍行洪、影响河势稳定、危害水工程安全的建筑物、构筑物，依法限期拆除并恢复原状。

　　近年来，一些地方在河湖内建设光伏、风力发电项目，影响防洪安全，违反了《中华人民共和国水法》、《中华人民共和国防洪法》、《中华人民共和国河道管理条例》等法律法规关于禁止在河道、湖泊管理范围内建设妨碍行洪的建筑物、构筑物，从事影响河势稳定、危害河岸堤防安全和其他妨碍河道行洪的活动的规定。本次《指导意见》旨在再次明确法规要求，禁止光伏电站、风力发电等项目在河道、湖泊、水库内建设。同时，《指导意见》也考虑国家能源结构优化调整的需要，不搞“一刀切”，对于湖泊管理范围内的周边区域、水库库汊等水域岸线空间，允许在科学论证、依法审批的前提下开展新能源项目建设。因此，企业在涉河涉湖地区建设项目前，需避让禁止建设区，并依法完成各项审批手续，避免产生颠覆性风险。

　　2022年5月31日，国家发改委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（以下简称“《实施方案》”），其主要内容如下：

　　1.加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设。加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，在土地预审、规划选址、环境保护等方面加强协调指导，提高审批效率；

　　2.促进新能源开发利用与乡村振兴融合发展。鼓励地方政府加大力度支持农民利用自有建筑屋顶建设户用光伏，积极推进乡村分散式风电开发；

　　3.推动新能源在工业和建筑领域应用。在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，推进多能互补高效利用，开展新能源电力直供电试点，提高终端用能的新能源电力比重。推动太阳能与建筑深度融合发展。完善光伏建筑一体化应用技术体系，壮大光伏电力生产型消费者群体。到2025年，公共机构新建建筑屋顶光伏覆盖率力争达到50%；鼓励公共机构既有建筑等安装光伏或太阳能热利用设施；

　　4.继续提高项目审批效率。完善新能源项目投资核准（备案）制度，加强事前事中事后全链条全领域监管。依托全国投资项目在线审批监管平台，建立新能源项目集中审批绿色通道，制定项目准入负面清单和企业承诺事项清单，推进实施企业投资项目承诺制，不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资成本。推动风电项目由核准制调整为备案制。以新能源为主体的多能互补、源网荷储、微电网等综合能源项目，可作为整体统一办理核准（备案）手续；

　　5.完善新能源项目用地管制规则。建立自然资源、生态环境、能源主管部门等相关单位的协同机制。在符合国土空间规划和用途管制要求基础上，充分利用沙漠、戈壁、荒漠等未利用地，布局建设大型风光电基地。将新能源项目的空间信息按规定纳入国土空间规划“一张图”，严格落实生态环境分区管控要求，统筹安排大型风光电基地建设项目用地用林用草。地方政府要严格依法征收土地使用税费，不得超出法律规定征收费用；

　　6.提高国土空间资源利用效率。新建新能源项目要严格执行土地使用标准，不得突破标准控制，鼓励推广应用节地技术和节地模式，用地节约集约化程度必须达到国内同行业先进水平。优化调整近岸风电场布局，鼓励发展深远海风电项目；规范设置登陆电缆管廊，最大程度减少对岸线的占用和影响。鼓励“风光渔”融合发展，切实提高风电、光伏发电项目海域资源利用效率。

　　目前，我国新能源仍存在以集中式为主，开发模式单一、项目审批手续繁杂及场地资源短缺等制约发展的因素，针对前述问题，《实施方案》着眼于解决新能源项目“立”的问题，综合通过深化“放管服”、提倡集中与分布并举及完善用地规则等措施助力新能源发展。其中，《实施方案》内容较既往政策最大的亮点是明确“推动风电项目由核准制调整为备案制”，但目前风电备案制仍停留在政策构想，未来具体如何落实还需要进一步关注具体的配套制度。由于大型风电基地投资额度高、占地范围大、也更关涉公共利益，因此，我们理解，大型风电基地项目不会过早转为备案制。备案制在当前阶段或将最先向分散式风电开放，解决以往因核准手续复杂、审批时间长导致的分散式风电投资热情不高的问题，也顺应了“千乡万村驭风行动”的推进需求。

　　2022年6月1日，国家发改委、能源局、财政部、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、农业农村部、中国气象局、国家林业和草原局联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》（以下简称“十四五能源规划”），引起了业内的广泛关注。十四五能源规划由九部委联合印发，充分体现了各领域主管部门在能源发展方面的协同合作，也符合十四五”可再生能源因高质量跃升发展，任务更加艰巨，而对资源详查、用地用海、气象服务、生态环境、财政金融等方面提出的更新更高要求。十四五能源规划重点内容如下：

　　1.2035远景目标：展望 2035 年，我国将基本实现社会主义现代化，碳排放达峰后稳中有降，在 2030 年非化石能源消费占比达到25%左右和风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的基础上，上述指标均进一步提高。可再生能源加速替代化石能源，新型电力系统取得实质性成效，可再生能源产业竞争力进一步巩固提升，基本建成清洁低碳、安全高效的能源体系；

　　2.“十四五”可再生能源发展主要目标。发电目标：2025年可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，“十四五”期间发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍；消纳目标：2025年全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平；

　　3.统筹推进陆上风电和光伏发电基地建设。发挥区域市场优势，主要依托省级和区域电网消纳能力提升，创新开发利用方式，推进松辽、冀北、黄河下游等以就地消纳为主的大型风电和光伏发电基地建设。利用省内省外两个市场，依托既有和新增跨省跨区输电通道、火电“点对网”外送通道，推动光伏治沙、可再生能源制氢和多能互补开发，重点建设新疆、黄河上游、河西走廊、黄河几字弯等新能源基地；

　　4.加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电太阳能发电基地。在内蒙古、青海、甘肃等西部北部沙漠、戈壁、荒漠地区，加快建设一批生态友好、经济优越、体现国家战略和国家意志的大型风电光伏基地项目；

　　5.有序推进海上风电基地建设。开展省级海上风电规划制修订，同步开展规划环评，优化近海海上风电布局，鼓励地方政府出台支持政策，积极推动近海海上风电规模化发展；

　　6.积极推动风电分布式就近开发。在工业园区、经济开发区、油气矿区及周边地区，积极推进风电分散式开发。重点推广应用低风速风电技术，合理利用荒山丘陵、沿海滩涂等土地资源，在符合区域生态环境保护要求的前提下，因地制宜推进中东南部风电就地就近开发。创新风电投资建设模式和土地利用机制，实施“千乡万村驭风行动”，大力推进乡村风电开发。积极推进资源优质地区老旧风电机组升级改造，提升风能利用效率；

　　7.大力推动光伏发电多场景融合开发。全面推进分布式光伏开发，重点推进工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶光伏开发利用行动，在新建厂房和公共建筑积极推进光伏建筑一体化开发，实施“千家万户沐光行动”，规范有序推进整县(区)屋顶分布式光伏开发，建设光伏新村。积极推进“光伏+”综合利用行动，鼓励农(牧) 光互补、渔光互补等复合开发模式，推动光伏发电与 5G 基站、大数据中心等信息产业融合发展，推动光伏在新能源汽车充电桩、铁路沿线设施、高速公路服务区及沿线等交通领域应用，因地制宜开展光伏廊道示范。推进光伏电站开发建设，优先利用采煤沉陷区、矿山排土场等工矿废弃土地及油气矿区建设光伏电站。积极推动老旧光伏电站技改升级行动，提升发电效益；

　　8.稳步发展生物质发电。优化生物质发电开发布局，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电，探索生物质发电与碳捕集、利用与封存相结合的发展潜力和示范研究。有序发展生物质热电联产，因地制宜加快生物质发电向热电联产转型升级，为具备资源条件的县城、人口集中的乡村提供民用供暖，为中小工业园区集中供热。开展生物质发电市场化示范，完善区域垃圾焚烧处理收费制度，还原生物质发电环境价值；

　　9.推动其他新型储能规模化应用。明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，促进储能在电源侧、电网侧和用户侧多场景应用。创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制，鼓励储能为可再生能源发电和电力用户提供各类调节服务。创新协同运行模式，有序推动储能与可再生能源协同发展，提升可再生能源消纳利用水平；

　　10.开展规模化可再生能源制氢示范。在可再生能源发电成本低、氢能储输用产业发展条件较好的地区，推进可再生能源发电制氢产业化发展，打造规模化的绿氢生产基地；

　　11.推进化工、煤矿、交通等重点领域绿氢替代。推广燃料电池在工矿区、港区、船舶、重点产业园区等示范应用，统筹推进绿氢终端供应设施和能力建设，提高交通领域绿氢使用比例。在可再生能源资源丰富、现代煤化工或石油化工产业基础好的地区，重点开展能源化工基地绿氢替代。积极探索氢气在冶金化工领域的替代应用，降低冶金化工领域化石能源消耗。

　　十四五能源规划是整个“十四五”期间我国能源发展的宏观蓝图和总体纲领，也是我国“双碳”目标提出之后的第一个能源发展五年规划。从政策导向角度，十四五能源规划的出台，深入分析了当前能源发展的环境和形势、提出了符合实际切实可行的发展目标、准确回答了能源行业在推进“双碳”工作中“减什么，怎么减；控什么、怎么控；用什么、怎么用；改什么、怎么改，建什么，怎么建”等现实问题[1]，有助于指导各部委和地方政府合理、有序推进“双碳”目标的落实，对“运动式”减碳进行纠偏。

　　此外，在具体举措角度，十四五能源规划进一步推动新能源领域“放管服”改革深化，放松可再生能源的投资管理机制，并就未来能源发展提出了多项目标、制定了多个行动计划，坚持多种新能源协同发展、分布式与集中式并举，开启了可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展的新篇章。

　　2022年4月26日，国家能源局发布《风电场利用率监测统计管理办法》（以下简称“《办法》”），以求进一步规范完善风电场受限电量和利用率监测统计工作，促进风电消纳和风电行业高质量发展，其主要内容如下：

　　1.风电场受限电量是指排除场内设备故障、缺陷或检修等自身原因影响后，风电场可发而未发出的电量；

　　2.电场每日受限电量按如下公式计算：受限电量=受限时段风电场可用机组可发电量－受限时段风电场实发电量。其中，风电场可用机组可发电量指风电场内除受场内设备故障、缺陷或检修等因素影响风电机组外，剩余可用风电机组在所处自然条件和设备状态下（不考虑电力系统运行因素影响），在相应时间内理论上可发出的电量。系统原因受限电量=受限电量－特殊原因受限电量其中，系统原因受限电量是指风电场受电力系统用电负荷及调峰能力、网架约束、安全稳定运行等因素影响可发而未能发出的电量。

　　（一）因台风、地震、洪水、覆冰、泥石流等不可抗因素导致的风电场出力受限；

　　（二）风电场处于并网调试阶段或自动发电控制系统（AGC）测试阶段、风电场以临时方案接入系统时输送功率超过输变电设备送电极限、风电场出力超出场站并网调度协议载明的装机容量等情况下造成的出力受限；

　　（三）风电场由于并网技术条件不满足相关标准要求，或违反并网管理要求等原因进行整改造成的出力受限；

　　（七）因风电场外重大工程施工、重大社会活动、执行特殊保电任务导致的出力受限。多种特殊原因同时产生受限电量时，统计时按照主要原因归纳为上述某一类情况；

　　3.风电受限电量计算方法主要釆用机舱风速法，各地区风电场根据设备条件差异也可结合实际釆用样板机法、测风塔外推法等其他经过验证的计算方法；具体可由风电企业与所属电网调度机构协商确定；

　　4.风电场定期向电力调度机构提供风电场受限电量计算所需的基础数据和满足质量、精度要求的实时运行数据；

　　5.风电场发电数据报送以单个风电场为单元。各风电场于每月5日前将风电场上月月度发电信息表报送至相应电力调度机构，同时在国家可再生能源信息管理平台和全国新能源电力消纳监测预警平台填报。

　　风电的发电量存在周期性和波动性的特点，因此，为便于更好地掌握风电实际发电情况、受限电量情况和实际利用率，需要通过科学准确的方式进行测算并将数据结果进行报送。为此，《办法》明确了受限电量的含义、计算方式以及报送要求。《办法》的亮点在于，从受限电量计算方法来看《办法》与此前执行的《风电场弃风电量计算办法（试行）》采用的样板机法不同，《办法》要求“主要采用机舱风速法，各地区风电场根据设备条件差异也可结合实际釆用样板机法、测风塔外推法等其他经过验证的计算方法”，新修订的计算方法的变化将更准确、更接近实际的限电量。

　　2022年6月15日，自然资源部办公厅、国家林业和草原局办公室、国家能源局综合司联合印发《关于支持光伏发电产业发展规范用地用林用草管理有关工作的通知》（征求意见稿）（以下简称“《用林用草通知》”），其主要内容如下：

　　1.鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏，主要为沙漠、戈壁、荒漠等地区建设大型光伏基地；鼓励利用采煤沉陷区、露天矿排土场、关停矿区等现状建设用地发展光伏产业；

　　2.严格控制光伏发电项目占用耕地和生态保护红线。新建、扩建光伏项目一律不得占用永久基本农田、基本草原、Ⅰ级保护林地、自然保护地核心保护区、东北内蒙古重点国有林区等，项目选址避让生态保护红线、具有特殊自然景观价值区域、天然林保护工程区、国家沙化土地封禁保护区等；

　　3.实行光伏复合项目用地差别化管理。利用农用地复合建设的光伏发电项目（以下简称光伏复合项目）不得占用耕地和林地，在此基础上积极探索“农光互补”的有效途径。使用农用地不超过项目总用地面积的50%，对其中的光伏方阵、采用直埋电缆敷设方式的集电线路可不办理用地手续。除桩机用地外，严禁硬化地面、破坏耕作层，光伏方阵间隔应合理设置，尽量避免对农业生产造成影响。大型光伏基地项目及光伏复合项目的场内道路用地可按乡村道路用地管理；

　　4.改进草原上光伏复合项目建设。光伏复合项目涉及占用草原的，省级能源、自然资源、林草等部门应当在科学评估本地区草原资源与生态状况基础上，合理确定光伏复合项目的具体适建区域、用地方式、建设标准、作业要求和监管措施，避免对生态造成严重影响；

　　5.实施用地用林用草联审机制。对于符合国土空间规划和用途管制要求、纳入国家大型光伏基地建设范围的项目，各地要求建立项目审批协调联动机制，统筹保障用地用林用草合理需求。

　　用地问题一直是新能源项目开发建设所关注的核心问题，用地不合规易引发颠覆性风险。此次《用林用草通知》提出了复合项目不得占用耕地和林地且使用农用地不超过项目总用地面积的50%，以及大型光伏基地用林用草需进行联审等更为严格的监管要求，虽仍在征求意见阶段，但已能反映出政府部门逐步收紧新能源项目用地监管的趋势。因此，我们建议，各新能源企业对对此保持关注，并在项目选址和建设过程中，避让耕地，谨慎占用林地、草地。

　　2022年6月7日，国家发展改革委、国家能源局综合司发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（以下简称“《新型储能通知》”），其主要内容如下：

　　1.新型储能可作为独立储能参与电力市场。具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。按照《国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）有关要求，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能；

　　2.鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。各地根据市场放开电源实际情况，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式；

　　3.加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰。加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。鉴于现阶段储能容量相对较小，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加；

　　4.充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务。鼓励独立储能按照辅助服务市场规则或辅助服务管理细则，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务；

　　5.进一步支持用户侧储能发展。各地要根据电力供需实际情况，适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间；

　　6.建立电网侧储能价格机制。各地要加强电网侧储能的科学规划和有效监管，鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。

　　《新型储能通知》明确了新型储能可作为独立储能参与电力市场，并系统性地为其提供规则支持，有利于新型储能独立地位的确立，避免储能项目难以并网的尴尬，并进一步释放储能的商业价值激发业主投资储能项目的积极性从而推动储能市场进入良性发展循环。

　　2022年3月23日，发改委及能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》（以下简称“《氢能规划》”），为2021-2035年氢能发展提供指引，其主要内容如下：

　　1.氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，推动氢能、电能和热能系统融合，促进形成多元互补融合的现代能源供应体系；

　　2.发展目标：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。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，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。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，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用；

　　3.结合资源禀赋特点和产业布局，因地制宜选择制氢技术路线，逐步推动构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系。在风光水电资源丰富地区，开展可再生能源制氢示范，逐步扩大示范规模，探索季节性储能和电网调峰。推进固体氧化物电解池制氢、光解水制氢、海水制氢、核能高温制氢等技术研发。探索在氢能应用规模较大的地区设立制氢基地；

　　4.以安全可控为前提，积极推进技术材料工艺创新，支持开展多种储运方式的探索和实践。提高高压气态储运效率，加快降低储运成本，有效提升高压气态储运商业化水平。推动低温液氢储运产业化应用，探索固态、深冷高压、有机液体等储运方式应用。开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范。逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系；

　　5.坚持需求导向，统筹布局建设加氢站，有序推进加氢网络体系建设。坚持安全为先，节约集约利用土地资源，支持依法依规利用现有加油加气站的场地设施改扩建加氢站。探索站内制氢、储氢和加氢一体化的加氢站等新模式；

　　6.坚持以市场应用为牵引，合理布局、把握节奏，有序推进氢能在交通领域的示范应用，拓展在储能、分布式发电、工业等领域的应用，推动规模化发展，加快探索形成有效的氢能产业发展的商业化路径。

　　《氢能规划》首次明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，确定可再生能源制氢是主要发展方向，充分展现国家层面对氢能产业的重视，也正式理清了氢能的能源地位，有利于引导氢能产业进入发展快车道。

　　为顺应国际经济发展潮流，响应国家“双碳”政策导向，德恒上海办公室设立清洁能源业务组。

　　清洁能源业务组由德恒上海办公室李增力律师、李德庭律师、沈莉莉律师等多位深耕能源领域的合伙人组成，曾为ENGIE、中石化、中国电投、港华能源、中海油、新加坡能源、三井物产、中华电力、华润电力、上海燃气、隐山资本等国内外知名能源企业及能源投资机构提供法律服务，对光伏、风电、生物质发电以及氢能等领域具有深刻的了解。

　　清洁能源业务组将围绕“清洁能源”的主题，为客户在清洁能源项目开发、建设、融资、运营、收购及争议解决等各环节提供全方位、一站式的法律服务，并开展政策研究以及学术探讨等活动。

　　此外，业务小组始终关注业界发展，对于绿色电力交易、绿证制度以及储能系统等热点问题时有分析或著述，以飨业内同侪。