1、氫能在“雙碳”目標實施中的角色定位

1.1 我國實施“雙碳”目標的國際形勢

發達國家在20世紀70–80年代已經基本實現碳達峰，美國和歐盟碳達峰時間稍晚，均在2007年前后，碳排放峰值分別為59億噸和51億噸。當 前我國的工業化進程還遠未結束，碳排放還處于 增長期。

數據顯示，2013年我國碳排放達歷史高點之后曾一度出現下降，但之后隨著經濟刺激政策實施以及經濟增長動能增強，碳排放重新出現增長，到2019年排放總量達到98.3億噸（見圖1）。

圖 1 主要經濟體碳排放情況

資料來源：BP 公司，2020

當前我國提出的碳減排目標是到2030年前實現碳達峰，到2060年前實現碳中和。總體看來我國提出的碳中和目標時間點和目前多數發達國家提出的時間點基本接近或略有延后，但是我國碳中和目標是在碳排放還未達峰的狀態下提出的，因此實施起來難度要遠大于發達國家。特別是我國目前的一次能源消費結構中煤的消費比重還在58% 左右，遠高于世界平均水平和發達國家水平。為此需要盡快推進去碳減碳。在此形勢下，氫能的發展走上歷史舞臺。

1.2 氫能在我國生產和生活領域具有廣泛的應用空間

從能源類型來看，在產生碳排放的傳統化石能源中，我國與煤炭消費相關的碳排放占比約為80%，與石油和天然氣相關的碳排放占比分別為 14%和6%；從具體產業領域來看，火電的碳排放 占比高達43%，油氣以15%占比居第2位（其中 一半以上與交通運輸有關），鋼鐵和水泥的占比分 別為12%和9%，農業、服務業、居民生活等其他 領域的碳排放約占21%。

在上述生產和生活領域，都可以通過發展和延伸清潔氫產業鏈對生產生活中的高碳行為實施不同程度的低碳替代。如通過發展可再生能源制氫可以有效減少灰氫應用，降低冶金用氫及石化行業加氫帶來的碳排放；通過氫儲能提高可再生能源系統穩定從而實現更大份額的綠電對火電替代；通過氫能替代傳統交通燃油促進交通綠色革命等。

2、全球氫能產業發展總體趨勢

2.1 發達國家走在氫能產業發展的前列

國際氫能理事會發布的《氫能觀察2021》統計顯示，截至 2021 年 2 月，全球已有 30 多個國 家發布了國家層面的氫能路線圖，足見世界對氫 能產業的認可。

其中日本政府最為積極，日本于2017年12月公布了《基本氫能戰略》，計劃到2030年形成30 萬噸/年的氫氣商業化供應能力，到2050年實現“氫能社會”。2019年日本又對這一目標進行了不同程度的修訂，并提出了包含交通運輸、民用與商用、制氫能力等在內的詳實的技術路線圖。

2020年6月，德國聯邦政府公布了《國家氫能戰略》，計劃到2030年將氫能需求提升至90 ~ 110 TWh，電解制氫能力達到5GW，可用于制造綠氫的可再生能源發電裝機能力為20TW；2035–2040年，德國將再增建5GW的電解制氫設備。2019年11月，澳大利亞聯邦政府公布了《澳大利亞氫能戰略》，確立了15個發展目標、57項聯合行動，旨在將澳大利亞打造成為向亞洲市場出口氫能的三大基地之一，并計劃在氫安全、氫經濟以及氫認證方面走在全球前列。

2020 年 12 月17日，加拿大政府公布了《加拿大氫能戰略》，該戰略針對加拿大氫能發展提出8個方面的32項行動，旨在系統提升加拿大的氫能產業水平。

圖 2 全球已宣布的氫能項目地區和類型分布

（不含灰氫項目）

2.2 全球氫能消費總量及結構判斷

截至目前，全球已宣布的氫能項目共有228個，其中分布在歐洲和亞洲的項目數量占到總數的 75%，約2/3是工業和交通用氫項目（見圖 2）。《氫能觀察2021》基于全球30多個國家制定國家氫能戰略以及在運營項目判斷，溫控 2℃以內情景下，到2050年氫在全球終端能源結構中的占比將達到18%。氫的消費增長很大程度上源于成本的下降，該報告認為到2030年，部分綠氫成本將與藍氫持平甚至低于藍氫；同時提出為確保到2030年要實現綠氫成本大幅下降，至少需要在2019年基礎上再追加500億美元投資，電解槽產能至少要達到65GW。

該報告預計到2030年全球氫能投資累計將達到3 000億美元；另一咨詢機構雷斯塔公司也持類似觀點，認為包括中國在內的全球大規模可再生能源制氫正在加速普及，到2030年各國的產業政 策以及技術進步將使得綠氫成本與藍氫持平甚至 低于藍氫；到2050年氫能成本還將進一下降，甚至低于灰氫。

綜合上述咨詢機構的觀點判斷，在可再生能源大發展形勢下，2030年之后灰氫在全球氫市場的份額將逐漸趨于下降，到2050年可能完全退出市場，屆時全球氫市場基本是藍氫和綠氫的天下。由此判斷，2030年將是氫能產業發展史上步入綠氫時代的具有里程碑意義的一年。

3、我國氫能消費及氫能產業發展路徑

3.1 氫氣消費正處在由化工原料轉向能源的過渡期

3.1.1 目前氫氣消費主要用作工業原料

近年我國氫氣產量規模逐年遞增。《中國氫能源及燃料電池產業白皮書2020》（簡稱《白皮 書》）數據顯示，當前我國氫氣產能約4100萬 噸/年，產量約3342萬噸/年，是世界第一產氫 國；到2030年，我國可再生能源制氫有望實現平 價；在2060 年碳中和情景下，可再生能源制氫規模有望達到1億噸。從氫氣來源看，化石燃料制氫是我國目前氫氣的主要來源，占比超過 3/4 （見圖 3）。

圖 3 我國制氫來源構成

資料來源：中國氫能聯盟，2021

從氫氣的應用看，化工、石油煉制和冶金是最主要的應用領域，用氫量占總量的90%~95%，交通燃料用氫目前僅萬噸左右。今后工業原料用氫還有增長空間，特別是在冶金領域。氫氣用作冶金還原氣及保護氣可以有效提升冶金產品質量。中國鋼鐵企業普遍開始可再生能源制 氫—氫能冶金立項，探尋循環經濟的可行性。

3.1.2 氫氣作為能源正在終端消費領域全面鋪開

2020年底我國有超過7000輛燃料電池商務車進入示范運營，這些車輛分布在北京、上海、廣州等36個城市，車輛數量較 2018年翻番。車型結構也發生較大變化，2020年之前氫燃料車型以中輕型客車、公交車和中輕型物流車型為主。

2020年之后由于燃料電池發動機技術進步以及效率大幅改進，適應多種場景用途的氫燃料電池車開始投入使用，進一步擴大了應用領域。燃料電池汽車數量的增長帶動相關加氫站布局。《白皮書》統計數據顯示，2020年底國內已建成加氫站128 座，是2018年的近4倍。國內加氫站“東西南北中”布局框架已基本形成。

氫氣能源屬性的界定對氫能產業推廣起到至關重要的推動作用。《中華人民共和國能源法（征求意見稿）》已將氫列為能源范疇，這是認識的重大突破。2020年10月《新能源汽車產業發展規 劃（2021–2035年）》也明確提出到2035年實現燃料電池汽車商業化應用的發展愿景，進一步明確了氫能源的應用路徑。

作為國內最大能源化工企業之一，中國石化聯合國內數家綠電企業，提出依托加油站分布優勢，計劃建立油電氣氫能源站的規劃目標。按照目前各地氫規劃的部署，以加氫站為代表的氫燃料消費終端布局預計很快會在全國大范圍普及。目前最需要跨越的是成本障礙，國內煤制氫成本9 ~ 11元/kg，工業副產氣制氫成本10~16元/kg，電解水制氫成本30~40元/ kg，電解水制氫成本最高。由于制氫成本較高，現階段加氫站氫氣售價遠高于汽油和柴油售價，是導致加氫虧損的重要原因之一。

3.1.3 上游企業開始綠氫布局

國內綠氫生產已經以不同形式在各地展開。據不完全統計，截至2020年全國有34個綠氫項目在建，其中21個位于西北和華北地區，約占項目 總量的62%。34個綠氫項目的投資方包含了15家央企、8家地方國企以及11家民營企業，初步形成了不同所有制企業組成的綠氫產業投資群。隨著各地氫能發展規劃實施落地，預計還會有更多企業進入上游氫能領域。

3.2 國內氫能中長期需求預測與產業發展路線

3.2.1 氫能中長期需求預測

《白皮書》預計國內可再生能源制氫有望在 2030年前后實現平價，與世界同步。《白皮書》預測在2030年碳達峰情景下，我國氫氣年產量將達3715萬噸，其中可再生能源制氫產量約500萬噸，占氫氣總產量的15%；在2060年碳中和情景下，我國氫氣年產量將增至1.3億噸左右，可再生能源制氫產量約1億噸，綠氫占比76%。

3.2.2 氫能產業發展路線

氫能產業發展的重點任務是持續推進供給側改革與產業鏈系統優化，探索適合中國國情的科學的氫能發展模式，同時為未來的氫能產業發展奠定技術與商業發展基礎。加氫站布局在全國鋪開后，氫能終端需求開始發力，之后圍繞上游資源供給的項目投資布局及產業化推進應該成為重點。基于中國當前氫能產業發展現狀，預計氫能 產業發展將經歷兩個重要時期。

1）灰、藍、綠氫“三氫并存”時期

當前至 2030 年是灰氫、藍氫、綠氫并行發展的多氫源擴張時期。這一時期全國氫氣主要供應區域仍維持現有制氫（包括專門制氫企業以及副產氫企業）項目地域分布。這一格局下，氫氣的供應主要用于滿足本地的工業原料需求，是在綠氫還沒有大規模發展起來的形勢下滿足工業發展對氫原料剛需的現實格局；這一時期滿足快速增長的交通氫燃料需求的氫源以灰氫為主，其積極意義在于依托灰氫探索氫能交通的商業經營模式。

國內的加氫站布局進入快速擴張期，將帶動氫能交通燃料需求快速增長。風電、太陽能發電裝機容量密集的“三北”地區由于存在一定程度的棄風、棄光、棄水現象，業界會考慮依托這些“廢棄”電量發展一批小型綠電制氫示范項目。示范項目運營一方面可以部分替代產地附近的灰氫應用，另一方面也是為將來綠氫大規模推廣應用做好技術和商業準備，屬于“探路工程”。

考慮到這一時期的堿性電解槽等綠氫制備關鍵設備還不完全具備大規模量產的條件，故業界將發展重點聚焦在建設示范項目上比較穩妥。從地域分布看，這一時期的氫能基本以“自給自足”式的就近供應為主。氫能項目雖然可能會“遍地開花”，但氫氣的集輸將僅限于小規模近距離。

2）藍氫和綠氫技術迎來10年的同頻共振“窗口期”

“雙碳”目標提出后，CCS/CCUS技術的研發和項目推廣進程顯著加快，碳交易和碳稅制度設計保持跟進，助推藍氫技術應用。綜合國家發改委CCS課題研究成果、《白皮書》、世界氫能理事會以及雷斯塔公司有關氫能技術公司的結論，到2030年我國的藍氫和綠氫制備技術基本上同時達到商業應用階段，見圖4。

圖 4 不同途徑的制氫成本

資料來源：IEA，2019

4、綠氫時代的重點工程布局

要開辟綠氫時代，氫能行業在當前及今后必須建設一批重點工程和特色工程，使之成為氫能產業的主體。從氫能發展趨勢看，以下 5 個方面涉及到氫的產供儲銷體系建設，可以將其稱為綠 氫“五大工程”。

4.1 建設水陸結合的綠電制氫工程

西北、華北和東北組成的“三北”地區橫跨東西方向，同時具備豐富的風力、太陽能資源；太陽能資源除“三北”地區富集之外，在地理上呈南北縱向分布的東中部地區亦有大量分布。基于此資源分布格局，我國可構建三北與東部“縱橫結合”的兩大陸上綠氫經濟帶，這是未來中國綠氫產業的核心，目前甘肅、寧夏及吉林已有相關規劃。山西和河北及其周邊地處“縱橫”交匯處，是兩大綠氫帶的交匯地，在未來中國陸上氫經濟帶中可以發揮重要影響。

此外西南水電、東部沿海地區海上風電制氫也是重要的制氫選項。未來海上風電輸送至陸上電網具有一定難度，可考慮風電制氫。2020年中國海上風電累計裝機容量達6.7GW，占全球23%。海上風電采用電解水方式，通過管道或船舶將氫氣運輸到用氫地，在成本和周期上都具備一定優勢；若能利用天然氣管道，成本還會進一步降低。目前英國、荷蘭等部分歐洲國都已經開始了海上風電制氫項目的探索。

4.2 依托天然氣管網跨區域輸氫工程

1）氫氣跨區域流動包含四大流向

未來除綠氫產地自身消費之外，資源稟賦及發展水平差異導致的跨區域流動可能發生，具體包括北氫東輸、西氫東輸、海氫上岸以及東氫外送4個流向，形成全國范圍的氫資源保障體系。

北氫東輸工程主要輸送“三北”地區氫氣至東中 部地區，西氫東輸工程主要輸送西南的水電制氫 至東中部，海氫上岸工程主要考慮海上風電制氫 在東部發達地區直接消費。但是理論上講上述輸 氫通道運輸方向應該都是可逆的。如果外部條件 發生變化，東部的氫氣也有輸送至中部、西部的 可能。

類似天然氣西氣東輸工程運行至今，出現了南氣北輸。天然氣管網輸送方向變更的主因在于東部地區的氣源隨著國際市場變化供應變得更加充分，將來的氫氣輸送也存在類似動因。東部地區同樣也有較為豐富的可再生能源，若再考慮天然氣制氫以及海上風電制氫力度加大等因素，東部出現氫氣供應富足的可能性存在。

2）建設氣氫一體化輸送管網工程

目前我國氣氫拖車運輸技術成熟，是普遍采用的運氫方式，但這種運輸技術效率低，僅適用于小規模及200公里以內的短途運輸。目前40噸長管拖車一次只能運輸400 kg氫氣，不能滿足大規模、長距離運氫需求。一旦產業發展規模擴大，管道輸氫就成了首選，但專門的氫氣管道建 設成本巨大。因此將氫氣摻入到天然氣，組成摻 氫天然氣（HCNG），再通過現有天然氣管網輸送至目的地之后再行分離的方式被認為是未來大規模輸氫的最佳選擇之一，這應該也是將來中國綠氫經濟時代的主流氫氣輸送方式。

世界氫能理事會的研究報告顯示，管道輸氫提供了最具成本效益的輸氫方式。管道輸氫能夠以輸電線路 1/8 的成本輸送10倍的能量，并可有效利用天然氣基礎設施。當前至2030年是我國實現碳達峰的關鍵時期，這一時期的系列“煤改氣”對于碳排放的達峰有重要影響。與之相關的天然氣輸送工程包括干線、支線以及村村通、縣縣通工程計劃會進入快速實施期。

天然氣管網的豐富和完善事實上為將來的輸氫創造了條件。特別需要指出的是，國內的東北、西北、華北是重要天然氣產地，也是天然氣中亞管線、中俄東線以及未來可能建立的過境蒙古的中俄天然氣管線的必經之地，是未來的綠氫富集地，應統籌地區天然氣與氫輸送，按照輸氫輸氣管網一體化要求建設天然氣管網工程。

4.3 上馬氫儲能成為重點工程之一

1）氫儲能是支撐綠電系統穩定的重要途徑

國家提出建立新能源為主體的新型電力系統之后，電力系統穩定性的建設成為重中之重。增強電力系統穩定性舉措應來自以下幾個方面：第一層保障是新能源系統自身體系的穩定能力提升，包括發展核電、地熱發電等穩定性新能源以彌補風電、太陽能發電的間歇性不足；第二層保障是發展各種儲能項目；第三層保障是依托以氣電為主的火電調峰。儲能技術的應用可以有效進行能源余缺調劑，同時提高新能源的滲透率，被稱為電力系統的“調節劑”。

氫能作為綠色能源載體，可以一次性獲得并可以長期儲存，可以通過氫能燃料電池的技術整合成為電、熱、氣網一體化的結合點，是大規模消納新能源，實現電網和氣網互聯互通且具柔性的重要途徑。目前歐盟、加拿大、美國等都在開展氫儲能項目試驗，我國在安徽六安等地區也建立了相關示范項目。2020年全球氫總儲量達到1億立方米左右，總功率達100MW，預計2030年全球氫總儲量達到400億立方米，功率總量達1×105 MW。

出于保持新型電力系統“硬穩定”考慮，我國應該發展依托棄風、棄光、棄水電量以及需求谷電量的氫儲能工程。氫儲能較其他儲能方式雖然具有轉換效率低的不足，但其儲能規模大、周期長且穩定的優勢則是其他物理、化學儲能形式所無法比擬的。因此，當電力系統穩定與效率出現矛盾的時候，必要的效率犧牲換來的是整個系統的穩定，產生的社會效益同樣具有經濟價值。若考慮棄電制氫則不存在效率損失問題。

2）氫儲能工程布局方向：建設布局西北、華 北、華東、西南地區的氫儲能工程

按照2019年度全國棄風、棄光、棄水電量1000 TWh估算，被棄電量至少可以制得200億 ~300 億立方米氫氣。“三北”、東部以及西南地區是未來中國綠電的主力供應地，保障新型電力系統穩定很大程度是保障“三北”地區風光電、東部光伏以及西南水電系統穩定性。在上述地區建設一定數量的氫儲能工程是理論上的系統穩定舉措之一。

氫儲能工程選址應堅持資源導向和區域協調原則，在“三北”與東部交匯地河北及山西等地區，在風電大省內蒙古、河北、山西、新疆等地，在光伏大省山東、河北以及水電大省四川、云南、廣西等地均可以考慮建設一批氫儲能項目，東部沿海地區也應考慮建設一批氫儲能項目。由于氫儲能發電在能量轉換過程中產生損失，因此氫儲能工程氫源應嚴格遵守來自綠氫原則，徹底杜絕藍氫轉換帶來化石能源增長壓力。我國重點地區非化石能源發電裝機容量分布見圖5。

圖 5 我國重點地區非化石能源發電裝機容量分布

4.4 重分布式天然氣制氫工程

1）依托天然氣制氫豐富氫源供應具有可行性

綠氫成為主體氫源之后，藍氫并不會完全失 去市場，理想的格局應是形成綠氫為主，“藍 綠”互動的良性格局。未來隨著非化石能源發展 力度加大以及全球能效水平的持續提升，天然氣價格最終呈下行態勢，依托天然氣外加CCUS技術制取一定數量的藍氫可能性完全存在。

2）布局一批天然氣管線沿線分布式制氫項目

布局基于天然氣制氫的藍氫項目重點考慮兩個區域。一是依托國內天然氣管網沿線地區氣源供應的管網沿線布局項目，如西氣東輸、川氣東送工程等中東部管網沿線地區。西部及華北、東北有大量可再生電力項目，沒有發展藍氫的必要。制氫的基本思路應該是盡可能通過綠電制取綠氫， 藍氫在某種程度上是一種補充。

二是依托東部沿海的LNG接收站氣源優勢，根據需要建設一定數量的天然氣制氫項目，同時基于制氫帶動近距離氫氣運輸及消費。將來在內地的中部地區及上海、廣東、山東、福建、江蘇等LNG氣源供應充分地區均可建立起相應的基于天然氣制氫的藍氫項目，形成氫氣供應“藍綠”互動格局。

4.5 打造全國范圍氫走廊干線工程

首先建議依托陸上高速公路網，形成跨區域的氫走廊主線。在主線帶動下，發展支線。創建跨區域氫走廊應充分依托資源分布優勢，盡可能因地制宜實現資源就近消費，節省氫的使用成本。

結合陸上資源分布，可以考慮以下4條線：創建 “橫貫三北”地區交通氫走廊工程，依托使之成為連接西北、華北、東北氫交通線，并繼續向海外絲綢之路經濟帶地區延伸，不久前全線貫通的京新高速就是很好的氫走廊選擇；建設東部沿海地區氫走廊，實現交通能源升級，助力東部跨越；創建長江經濟帶氫走廊，將長江經濟帶氫走廊延伸至大西南地區，與“三北走廊”形成呼應；創建連接西南、西北的氫走廊，形成全國陸上氫走廊閉環。

其次是建設水上氫走廊。《國家綜合立體交通網規劃綱要》數據顯示，到2035年，全國“四縱 四橫兩網”高等級航道將達到2.5萬公里左右。“四 縱”主要包括京杭運河、江淮干線、浙贛粵、漢湘桂4條跨流域水運通道；“四橫”主要包括長江干線及主要支流、西江干線及主要支流、淮河干線及主要支流、黑龍江及主要支流4條跨區域水運通道；“兩網”包括長三角高等級航道網和珠三角高等級航道網。中長期內氫作為交通能源，可在水運發揮重大影響，應同時建設陸上和水上氫走廊。

5、發展我國氫能產業的建議

氫能產業的發展是一項全新事業，需要國家、企業、民眾共同積極參與。針對目前氫能產業在我國的發展基礎、能源發展目標等多項因素考慮， 需要政策支持并開展相應的產業組織形式調整， 為此建議如下：

5.1制定氫能發展規劃，做好頂層設計安排，協調好區域發展規劃

做好2030年前后綠氫進入快速發展期的準備，將綠氫產供儲銷體系建設全面納入近期規劃，相關工程發展提前規劃實施。《國家創新驅動發展 戰略綱要》《能源技術革命創新行動計劃（2016 – 2030年）》等國家級規劃明確了氫能產業的戰略地位，有必要通過規劃予以進一步落實。

目前國內氫能規劃呈“自下而上”特點，地方對發展氫能非常積極，但國家層面規劃欠缺。建議國家出臺《氫能中長期發展規劃》，針對氫能產業鏈發展優劣勢作出系統評估，就未來氫能產供儲銷體系作出系統部署安排，對照2030年作為綠氫時代分界線，提出各個階段氫能的發展目標和地方分解重點工程計劃。盡快制定國家層面氫能發展規劃也有利于對地方發展氫能發展規劃作出統籌協調，防止出現氫能產業低水平重復建設。

5.2加大科技創新與政策扶持力度

當前氫能產供儲銷各環節均不同程度存在技術短板。加強氫能產業鏈關鍵核心技術攻關，如低成本制綠氫技術、氫儲能發電技術、天然氣摻氫運輸及分離技術、燃料電池技術等。氫產業涉及制氫、儲能發電、電網氣網耦合等諸多環節，對氣候波動高度敏感，系統運行非常復雜，需要高水平的智能優化集成技術支撐。

目前業界熱議且在部分地區發展規劃中已有涉及的基于智能化的新能源云技術就是當前及今后一個時期重點攻關方向。加快核心關鍵技術研發突破是氫能產業能否實現高質量發展的重中之重，為此需要創建產學研用主體聯合攻關機制。完善財政補貼和科技攻關支持政策，加大氫能關鍵材料及核心技術研究，加快核心技術成果轉化；建立氫能產業發展基金，探索氫能產業支持政策；在綠氫資源富集區加大燃料電池汽車、加氫站、氫走廊的推廣建設。

5.3繼續加強氫能標準體系制定和推廣

我國近些年出臺近100 項氫能技術標準，標準數量高出日本、韓國、美國等氫能發達國家。但這些標準多集中在終端的燃料電池技術、檢測、安全等相關領域，制氫、儲運、加注等關鍵領域標準缺乏，對氫能產業技術創新和市場突破形成制約。

氫能全產業鏈管理涉及國家多個職能部門， 需統籌各部門予以系統推進，建立完整、先進的 涵蓋制氫、儲運、終端消費全產業鏈氫能規范標 準。特別是今后的發展涉及氫氣身份由化工原料 向能源轉變，需要在能源消費諸多領域明確操作 和運行規則，需要有系列標準支持。一旦標準規 則發展起來了，氫能產業化便可實現在管理和技 術方面“有法可依”，這對于今后的產業化推進非常重要。

5.4組建央企牽頭的氫能產業聯盟

央企是國民經濟的重要支柱，業務覆蓋了氫能產業鏈的各個環節，理當是未來氫能革命的重要推動者。國務院國資委監管的97家央企中，開展氫能相關業務或布局的央企已有26家，數量占比達1/4。

目前的綠氫項目試點中，央企已經位居前列。借鑒美國和日本等氫能領先國家的經驗，結合我國制度優勢，組建氫能產供儲銷跨產業聯盟，進一步加大氫能產業鏈各環節協作力度，打造氫能產業自主創新生力軍，共同提升氫能產業鏈關鍵材料、設備和技術的國產化率。借助聯盟的力量，聯合油氣、煤炭、新能源發電、電網企業、氫能裝備等領域行業龍頭企業，形成依托生產要素共享的發展合力，縮短重點技術的研發周期以及投資項目投運周期，促進氫能產業跨越式發展。

6、結語

氫作為終極能源，其生產和消費水平提升是我國和世界能源革命的重要組成部分，是我國實現碳達峰、碳中和戰略的現實選擇。我國能源結構低碳化程度低，實現碳達峰、碳中和目標形勢嚴峻，大力發展包括氫能在內的清潔能源，促進能源結構低碳化、零碳化的任務非常迫切。為此需要制定國家層面的氫能發展規劃，就氫氣產供儲銷做出部署，協調和統籌全國氫能發展。在此形勢下，明確氫能發展目標，制定氫能發展路線， 規劃重點工程具有重要的現實意義。