氢能源规划，氢能源规划新能源汽车产业规划
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3月23日，国家发改委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》（以下简称《规划》）。 《规划》明确了氢的能源属性，是未来国家能源体系的组成部分，充分发挥氢能清洁低碳特点，推动交通、工业等用能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。同时，明确氢能是战略性新兴产业的重点方向，是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点。 《规划》提出了氢能产业发展基本原则：一是创新引领，自立自强。积极推动技术、产品、应用和商业模式创新，集中突破氢能产业技术瓶颈，增强产业链供应链稳定性和竞争力。二是安全为先，清洁低碳。强化氢能全产业链重大风险的预防和管控；构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。三是市场主导，政府引导。发挥市场在资源配置中的决定性作用，探索氢能利用的商业化路径；更好发挥政府作用，引导产业规范发展。四是稳慎应用，示范先行。统筹考虑氢能供应能力、产业基础、市场空间和技术创新水平，积极有序开展氢能技术创新与产业应用示范，避免一些地方盲目布局、一拥而上。 《规划》提出，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。 再经过5年的发展，到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。 到 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。 《规划》要点： 加快推进质子交换膜燃料电池技术创新，开发关键材料，提高主要性能指标和批量化生产能力，持续提升燃料电池可靠性、稳定性、耐久性。支持新型燃料电池等技术发展。着力推进核心零部件以及关键装备研发制造。加快提高可再生能源制氢转化效率和单台装置制氢规模，突破氢能基础设施环节关键核心技术。开发临氢设备关键影响因素监测与测试技术，加大制、储、输、用氢全链条安全技术开发应用。 持续推进绿色低碳氢能制取、储存、运输和应用等各环节关键核心技术研发。持续开展光解水制氢、氢脆失效、低温吸附、泄漏/扩散/燃爆等氢能科学机理，以及氢能安全基础规律研究。持续推动氢能先进技术、关键设备、重大产品示范应用和产业化发展，构建氢能产业高质量发展技术体系。 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。在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业集聚地区，优先利用工业副产氢，鼓励就近消纳，降低工业副产氢供给成本。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。 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。 根据各地既有能源基础设施条件和经济承受能力，因地制宜布局氢燃料电池分布式热电联供设施，推动在社区、园区、矿区、港口等区域内开展氢能源综合利用示范。依托通信基站、数据中心、铁路通信站点、电网变电站等基础设施工程建设，推动氢燃料电池在备用电源领域的市场应用。在可再生能源基地，探索以燃料电池为基础的发电调峰技术研发与示范。结合偏远地区、海岛等用电需求，开展燃料电池分布式发电示范应用。 不断提升氢能利用经济性，拓展清洁低碳氢能在化工行业替代的应用空间。开展以氢作为还原剂的氢冶金技术研发应用。探索氢能在工业生产中作为高品质热源的应用。扩大工业领域氢能替代化石能源应用规模，积极引导合成氨、合成甲醇、炼化、煤制油气等行业由高碳工艺向低碳工艺转变，促进高耗能行业绿色低碳发展。 制定完善氢能管理有关政策，规范氢能制备、储运和加注等环节建设管理程序，落实安全监管责任，加强产业发展和投资引导，推动氢能规模化应用，促进氢能生产和消费，为能源绿色转型提供支撑。完善氢能基础设施建设运营有关规定，注重在建设要求、审批流程和监管方式等方面强化管理，提升安全运营水平。研究探索可再生能源发电制氢支持性电价政策，完善可再生能源制氢市场化机制，健全覆盖氢储能的储能价格机制，探索氢储能直接参与电力市场交易。 推动完善氢能制、储、输、用标准体系，重点围绕建立健全氢能质量、氢安全等基础标准，制氢、储运氢装置、加氢站等基础设施标准，交通、储能等氢能应用标准，增加标准有效供给。鼓励龙头企业积极参与各类标准研制工作，支持有条件的社会团体制定发布相关标准。在政策制定、政府采购、招投标等活动中，严格执行强制性标准，积极采用推荐性标准和国家有关规范。推进氢能产品检验检测和认证公共服务平台建设，推动氢能产品质量认证体系建设。 规划原文如下
氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）
氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。为助力实现碳达峰、碳中和目标，深入推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进氢能产业高质量发展，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，编制本规划。规划期限为2021-2035年。
一、现状与形势
当今世界正经历百年未有之大变局，新一轮科技革命和产业变革同我国经济高质量发展要求形成历史性交汇。以燃料电池为代表的氢能开发利用技术取得重大突破，为实现零排放的能源利用提供重要解决方案，需要牢牢把握全球能源变革发展大势和机遇，加快培育发展氢能产业，加速推进我国能源清洁低碳转型。
从国际看，全球主要发达国家高度重视氢能产业发展，氢能已成为加快能源转型升级、培育经济新增长点的重要战略选择。全球氢能全产业链关键核心技术趋于成熟，燃料电池出货量快速增长、成本持续下降，氢能基础设施建设明显提速，区域性氢能供应网络正在形成。
从国内看，我国是世界上*的制氢国，年制氢产量约3300万吨，其中，达到工业氢气质量标准的约1200万吨。可再生能源装机量全球第一，在清洁低碳的氢能供给上具有巨大潜力。国内氢能产业呈现积极发展态势，已初步掌握氢能制备、储运、加氢、燃料电池和系统集成等主要技术和生产工艺，在部分区域实现燃料电池汽车小规模示范应用。全产业链规模以上工业企业超过300家，集中分布在长三角、粤港澳大湾区、京津冀等区域。
但总体看，我国氢能产业仍处于发展初期，相较于国际先进水平，仍存在产业创新能力不强、技术装备水平不高，支撑产业发展的基础性制度滞后，产业发展形态和发展路径尚需进一步探索等问题和挑战。同时，一些地方盲目跟风、同质化竞争、低水平建设的苗头有所显现。面对新形势、新机遇、新挑战，亟需加强顶层设计和统筹谋划，进一步提升氢能产业创新能力，不断拓展市场应用新空间，引导产业健康有序发展。
二、战略定位
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。
氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。以绿色低碳为方针，加强氢能的绿色供应，营造形式多样的氢能消费生态，提升我国能源安全水平。发挥氢能对碳达峰、碳中和目标的支撑作用，深挖跨界应用潜力，因地制宜引导多元应用，推动交通、工业等用能终端的能源消费转型和高耗能、高排放行业绿色发展，减少温室气体排放。
氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。以科技自立自强为引领，紧扣全球新一轮科技革命和产业变革发展趋势，加强氢能产业创新体系建设，加快突破氢能核心技术和关键材料瓶颈，加速产业升级壮大，实现产业链良性循环和创新发展。践行创新驱动，促进氢能技术装备取得突破，加快培育新产品、新业态、新模式，构建绿色低碳产业体系，打造产业转型升级的新增长点，为经济高质量发展注入新动能。
三、总体要求
（一）指导思想
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的十九大和十九届历次全会精神，弘扬伟大建党精神，立足新发展阶段，完整准确全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，以推动高质量发展为主题，以深化供给侧结构性改革为主线，紧扣实现碳达峰、碳中和目标，贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，着眼抢占未来产业发展先机，统筹氢能产业布局，提升创新能力，完善管理体系，规范有序发展，提高氢能在能源消费结构中的比重，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。
（二）基本原则
创新引领，自立自强。坚持创新驱动发展，加快氢能创新体系建设，以需求为导向，带动产品创新、应用创新和商业模式创新。集中突破氢能产业技术瓶颈，建立健全产业技术装备体系，增强产业链供应链稳定性和竞争力。充分利用全球创新资源，积极参与全球氢能技术和产业创新合作。
安全为先，清洁低碳。把安全作为氢能产业发展的内在要求，建立健全氢能安全监管制度和标准规范，强化对氢能制、储、输、加、用等全产业链重大安全风险的预防和管控，提升全过程安全管理水平，确保氢能利用安全可控。构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。
市场主导，政府引导。发挥市场在资源配置中的决定性作用，突出企业主体地位，加强产学研用深度融合，着力提高氢能技术经济性，积极探索氢能利用的商业化路径。更好发挥政府作用，完善产业发展基础性制度体系，强化全国一盘棋，科学优化产业布局，引导产业规范发展。
稳慎应用，示范先行。积极发挥规划引导和政策激励作用，统筹考虑氢能供应能力、产业基础和市场空间，与技术创新水平相适应，有序开展氢能技术创新与产业应用示范，避免一些地方盲目布局、一拥而上。坚持点线结合、以点带面，因地制宜拓展氢能应用场景，稳慎推动氢能在交通、储能、发电、工业等领域的多元应用。
（三）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。
再经过5年的发展，到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。
到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。
四、系统构建支撑氢能产业高质量发展创新体系
围绕氢能高质量发展重大需求，准确把握氢能产业创新发展方向，聚焦短板弱项，适度超前部署一批氢能项目，持续加强基础研究、关键技术和颠覆性技术创新，建立完善更加协同高效的创新体系，不断提升氢能产业竞争力和创新力。
（一）持续提升关键核心技术水平
加快推进质子交换膜燃料电池技术创新，开发关键材料，提高主要性能指标和批量化生产能力，持续提升燃料电池可靠性、稳定性、耐久性。支持新型燃料电池等技术发展。着力推进核心零部件以及关键装备研发制造。加快提高可再生能源制氢转化效率和单台装置制氢规模，突破氢能基础设施环节关键核心技术。开发临氢设备关键影响因素监测与测试技术，加大制、储、输、用氢全链条安全技术开发应用。
持续推进绿色低碳氢能制取、储存、运输和应用等各环节关键核心技术研发。持续开展光解水制氢、氢脆失效、低温吸附、泄漏/扩散/燃爆等氢能科学机理，以及氢能安全基础规律研究。持续推动氢能先进技术、关键设备、重大产品示范应用和产业化发展，构建氢能产业高质量发展技术体系。
（二）着力打造产业创新支撑平台
聚焦氢能重点领域和关键环节，构建多层次、多元化创新平台，加快集聚人才、技术、资金等创新要素。支持高校、科研院所、企业加快建设重点实验室、前沿交叉研究平台，开展氢能应用基础研究和前沿技术研究。依托龙头企业整合行业优质创新资源，布局产业创新中心、工程研究中心、技术创新中心、制造业创新中心等创新平台，构建高效协作创新网络，支撑行业关键技术开发和工程化应用。鼓励行业优势企业、服务机构，牵头搭建氢能产业知识产权运营中心、氢能产品检验检测及认证综合服务、废弃氢能产品回收处理、氢能安全战略联盟等支撑平台，结合专利导航等工作服务行业创新发展。支持“专精特新”中小企业参与氢能产业关键共性技术研发，培育一批自主创新能力强的单项*企业，促进大中小企业协同创新融通发展。
（三）推动建设氢能专业人才队伍
以氢能技术创新需求为导向，支持引进和培育高端人才，提升氢能基础前沿技术研发能力。加快培育氢能技术及装备专业人才队伍，夯实氢能产业发展的创新基础。建立健全人才培养培训机制，加快推进氢能相关学科专业建设，壮大氢能创新研发人才群体。鼓励职业院校（含技工院校）开设相关专业，培育高素质技术技能人才及其他从业人员。
（四）积极开展氢能技术创新国际合作
鼓励开展氢能科学和技术国际联合研发，推动氢能全产业链关键核心技术、材料和装备创新合作，积极构建国际氢能创新链、产业链。积极参与国际氢能标准化活动。坚持共商共建共享原则，探索与共建“一带一路”国家开展氢能贸易、基础设施建设、产品开发等合作。加强与氢能技术领先的国家和地区开展项目合作，共同开拓第三方国际市场。
五、统筹推进氢能基础设施建设
统筹全国氢能产业布局，合理把握产业发展进度，避免无序竞争，有序推进氢能基础设施建设，强化氢能基础设施安全管理，加快构建安全、稳定、高效的氢能供应网络。
（一）合理布局制氢设施
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。在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业集聚地区，优先利用工业副产氢，鼓励就近消纳，降低工业副产氢供给成本。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。
（二）稳步构建储运体系
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。
（三）统筹规划加氢网络
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。
六、稳步推进氢能多元化示范应用
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。
（一）有序推进交通领域示范应用
立足本地氢能供应能力、产业环境和市场空间等基础条件，结合道路运输行业发展特点，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，有序拓展氢燃料电池等新能源客、货汽车市场应用空间，逐步建立燃料电池电动汽车与锂电池纯电动汽车的互补发展模式。积极探索燃料电池在船舶、航空器等领域的应用，推动大型氢能航空器研发，不断提升交通领域氢能应用市场规模。
（二）积极开展储能领域示范应用
发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，开展氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范，探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式，逐步形成抽水蓄能、电化学储能、氢储能等多种储能技术相互融合的电力系统储能体系。探索氢能跨能源网络协同优化潜力，促进电能、热能、燃料等异质能源之间的互联互通。
（三）合理布局发电领域多元应用
根据各地既有能源基础设施条件和经济承受能力，因地制宜布局氢燃料电池分布式热电联供设施，推动在社区、园区、矿区、港口等区域内开展氢能源综合利用示范。依托通信基站、数据中心、铁路通信站点、电网变电站等基础设施工程建设，推动氢燃料电池在备用电源领域的市场应用。在可再生能源基地，探索以燃料电池为基础的发电调峰技术研发与示范。结合偏远地区、海岛等用电需求，开展燃料电池分布式发电示范应用。
（四）逐步探索工业领域替代应用
不断提升氢能利用经济性，拓展清洁低碳氢能在化工行业替代的应用空间。开展以氢作为还原剂的氢冶金技术研发应用。探索氢能在工业生产中作为高品质热源的应用。扩大工业领域氢能替代化石能源应用规模，积极引导合成氨、合成甲醇、炼化、煤制油气等行业由高碳工艺向低碳工艺转变，促进高耗能行业绿色低碳发展。
End
近期，随着市场回暖，5G板块也逐渐走强。同花顺数据显示，6月份以来截至6月21日收盘，5G板块期间累计上涨6.01%，跑赢同期上证指数（期间累计上涨3.78%），板块内近六成个股期间跑赢上证指数，其中，广东鸿图领涨，期间累计涨幅为48.46%，科创新源、兆威机电、中青宝、伊之密、飞荣达等5只个股期间累计涨幅也均超30%，尽显强势。
值得一提的是，6月20日，中国信通院数据显示，5月国内市场手机出货量2080.5万部，同比下降9.4%。其中，5G手机1773.9万部，同比增长6.0%，占同期手机出货量的85.3%。
对此，接受《证券日报》
融资客也对部分5G概念股进行布局。6月份以来截至6月20日，5G板块内有84只个股期间获融资客加仓，合计加仓额为35.06亿元，紫光国微期间获加仓额*，为6.50亿元，扬杰科技（2.69亿元）、闻泰科技（2.20亿元）、创维数字（2.10亿元）等3只个股期间获融资客加仓额也均超2亿元，上述4只个股期间获融资客加仓，合计金额达13.49亿元。
“我国已建成全球规模*5G网络，其覆盖面和质量还在提升，所以，国内5G发展的网络条件基本具备。5G应用创新和5G商业模式是目前制约5G发展的主要瓶颈，这一块政策支持引导的力度在加大，一旦突破有望带动国内5G产业的超预期发展。整体看，5G技术应用还有不确定性，但巨大市场空间和明确政策支持使得5G概念板块具备反复成为市场热点的机会，尤其是在市场情绪转好的阶段。”华辉创富投资总经理袁华明在接受《证券日报》
估值来看，截至6月21日收盘，A股的*动态市盈率为17.22倍（整体法），5G板块的*动态市盈率为21.40倍，不过，5G板块内有83只个股的*动态市盈率低于17.22倍。
投资机会方面，袁华明表示，过去几年，手机市场竞争激烈、优胜劣汰，形成了几个品牌相对稳定的竞争格局，产业链上下游龙头集中特征也愈发明显。随着国内5G网络建设步伐和产业化进度加快，手机市场未来两年出现5G换机潮的机会比较大，相关头部企业有可能是主要受益者。
中国银河证券表示，我国数字经济ICT新基建不断加速，ICT基建市场需求确定性强；5G“投入期”到“收获期”转变带来5G应用拓展有望夯实，相应板块有望迎来企稳回升。
万联证券认为，中长期来看，通信行业在数字经济作为科技行业主线的大前提下，整体的市场机会已经大于风险，不少优质赛道投资价值凸显。建议投资者关注以下赛道：ICT厂商、光纤光缆、光模块、物联网模组、北斗。
持有谨慎观点的玄甲金融CEO林佳义表示，目前市场上更多是一些节点式的事件驱动，投资人需要回到企业自身性价比来判断这些事件驱动带来的股价波动机会及风险。
表：6月份以来涨幅超20%的5G概念股一览
（编辑 孙倩 策划 赵子强）
推进交通、储能、工业等领域氢能应用 “十四五”燃料电池车辆保有量约5万辆
首个中长期规划出炉 氢能产业发展驶入快车道
当前，我国可再生能源装机量居于世界首位，在清洁低碳氢能源供给上具有巨大潜力，已初步掌握氢能制备储运加注、燃料电池等关键技术。不过，我国氢能产业仍然处于发展初期，面临产业创新能力不强等诸多挑战，需加强顶层设计，引导产业健康有序发展。为此，《规划》围绕氢能制、储、输、用各关键环节，明确发展要求。
国家能源局科技司副司长刘亚芳介绍，氢气制备方面，据有关市场机构统计，我国已是世界上*的制氢国，氢气产能约为4000万吨/年，产量约为3300万吨/年，主要由化石能源制氢和工业副产氢构成，煤制氢和天然气制氢占比近八成，氯碱等工业副产氢占比约两成，可再生能源制氢规模还很小。
“解决氢从哪里来的问题是氢能产业发展的基础，不新增碳排放是发展氢能产业的前提。”国家发展改革委高技术司副司长王翔说，我国工业副产氢工艺成熟、成本较低，近期仍将是主要氢源。但从长远发展看，可再生能源制氢规模潜力更大，更加清洁可持续，随着成本下降，将成为重要氢源。为此，《规划》明确，构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。
围绕氢能应用，《规划》提出，坚持市场导向，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、工业等领域的应用，加快探索形成有效的氢能商业化发展路径。其中，在交通领域，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，有序拓展氢燃料电池大巴/卡车等新能源客货车辆的市场应用空间。在工业领域，探索开展可再生能源制氢在合成氨、甲醇、炼化、煤制油气等行业/替代化石能源的示范，促进高耗能行业低碳绿色发展。
“我国燃料电池汽车产业目前仍处于产品导入期，正在进入应用成本快速下降的成长期。根据国内外主要燃料电池厂商产品测试数据，预计今后十年燃料电池成本将大幅下降、性能稳定提升。”中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高说。（
经济参考报
文/陈贇 李铭辉，浙江国有资本运营有限公司 新疆师范大学，科学发展
能源是国民经济和社会发展的基础，是人类社会赖以生存和发展的重要物质保障，当今世界各国都十分重视能源安全战略。当前，我国正处于实现中华民族伟大复兴的关键时期，迫切需要拥有一个稳定、清洁、可靠的能源供应体系。氢能具有来源丰富、能量密度高、绿色低碳等特点，已被视为21世纪*发展潜力的能源，我国必须从国际视野出发，深入分析氢能发展情况，走出一条适合我国国情的氢能发展新路子。
一、氢能及其重要意义
氢能是指氢在物理与化学变化过程中释放的能量。16世纪瑞士医学界*发现氢气，但氢气早期主要医用于医药化工领域。1839年，人类开始研究氢燃料电池;1969年，利用碱性燃料电池(AFC)为*登月的阿波罗系统提供电力和水，并依靠液态氢作为燃料推动火箭，此后氢能开始应用于航空航天领域。1983年，加拿大巴拉德公司研发出质子交换膜燃料电池(PEMFC);1993年，这种大功率电池开始应用于公交车。Sherifetal．(2005)指出，氢能可以满足几乎所有能源特性的需求，从而形成一个解决能源问题的*性系统。氢能产业链包括制氢、储氢、运氢到应用。
发展氢能具有重要的意义。一是应对气候变化的需要。由于使用化石能源会带来大量二氧化碳排放，形成温室效应，对地球生态系统造成破坏，而氢能作为高密度、无污染的二次能源被认为是实现碳中和的*载体。二是促进产业升级的需要。氢能产业是科技和资本密集型产业，涉及新材料、电力装备、新能源汽车、航空航天、国防军工等诸多高端制造领域，能有效带动传统产业转型升级并催生新产业链。当前在世界经济低迷，缺乏强有力带动产业的情况下，许多国家把氢能作为未来产业进行规划和发展，以期推动本国或本地区经济发展。三是推动科技革命的需要。能源科技革命是历次工业革命的核心要素，氢能产业包括氢气的制取、储存、运输、燃料电池的研发等，需要科技的重大突破和进展，这会极大地促进带动基础工艺、基础材料等领域的发展。
国际氢能委员会近期发布报告显示，预计到2030年，全球氢能领域投资总额将达到5000亿美元。世界能源理事会预计，到2050年氢能在全球终端能源消费量中的占比可高达25%。国际能源署预测，到2070年全球对氢气的需求将达到5.2亿吨。根据2017年麦肯锡研究公布的《2050年氢发展蓝图》，氢能将创造3000万个工作岗位，减少60亿吨二氧化碳排放，创造2．5万亿美元的市场价值。全球范围内，氢能产业正经历前所未有的政治和商业势头。
二、全球视野中的氢能发展战略综述
鉴于氢能的特点和对经济社会发展的重要意义，许多国家把氢能发展上升到国家能源战略的高度来布署，我国许多省(市)也制订相关产业规划，大力推进氢能发展。
(一)世界主要发达国家的氢能发展战略
根据国际氢能理事会发布的《全球氢能观察2021》，截至2021年2月，全球已有30多个国家发布氢能路线图，许多经济体已将发展氢能产业上升为国家能源发展战略。
2017年12月，日本公布《氢能源基本战略》，计划到2030年，形成30万吨/年的商业化供应能力，将制氢成本降至3美元/公斤，建设900座加氢站，燃料电池乘用车、燃料电池公共汽车、燃料电池叉车产量分别达到80万辆、1200辆、10000辆;计划到2050年，将氢能产量提高到1000万吨/年，制氢成本下降至2美元/公斤，以氢能发电替代天然气发电，以加氢站取代加油站，以燃料电池汽车取代传统燃油汽车。
2019年初，韩国发布《氢能经济发展路线图》，提出要在2030年进入氢能社会，2040年累计生产620万辆氢燃料电池汽车，建成1200座加氢站;普及发电用、家庭用和建筑用氢燃料电池装置。把氢能经济打造成拉动创新增长的重要动力，引领全球氢能及燃料电池产业发展。2040年将燃料电池产量扩大至15GW。
2019年11月，美国燃料电池和氢能协会发布《美国氢能经济路线图———减排及驱动氢能在全美实现增长》，预测2030年氢需求量将突破1700万吨，在美国道路上将有530万辆氢燃料电池汽车行驶，全美将有5600个加氢站;2050年氢能有望满足美国终端能源需求的14%。
2019年11月，澳大利亚公布《澳大利亚氢能战略》，确定了15大发展目标、57项联合行动，旨在将澳大利亚打造成向亚洲市场出口氢能的三大基地之一，同时在氢安全、氢经济以及氢认证方面走在全球前列，到2050年氢能产业将创造1.7万个工作岗位，产值达到260亿美元。
2020年6月，德国公布《国家氢能战略》，预计到2030年电解制氢能力为5GW，2035—2040年，再增建5GW能力;为此在氢气制取和应用领域共制定了38项措施。
2020年7月，欧盟发布《欧盟氢能源战略》，计划到2050年将氢能在能源结构中的占比提高到12%～14%，加大对制氢、储氢、运氢的全产业链，以及现有天然气基础设施、碳捕集和封存技术等投资。
2020年11月，智利发布国家绿氢战略，到2030年生产世界上*的绿氢，2040年成为世界三大氢出口国之一。
2020年12月，加拿大公布《加拿大氢能战略》，该战略针对加拿大氢能发展提出8个方面的32项行动。计划到2050年实现如下目标:(1)30%的能源以氢的形式输送;(2)成为全球前三大清洁氢生产国，国内供应量超过2000万吨/年;(3)建立低碳氢供应基地，交货价格达到1．50～3．50加元/公斤;(4)超过500万辆燃料电池汽车投运;(5)建立全国加氢网络。
2021年6月，美国宣布“氢能源地球计划”，提出在10年内实现绿氢成本降低80%的目标，由目前每千克5美元降至1美元，美国能源部宣布拨款5250万美元资助31个氢能相关项目。
国际氢能委员会近期发布的报告显示，自2021年2月以来，全球范围内启动了131个大型氢能开发项目。总之，越来越多的国家将氢能规划上升到国家能源战略高度，逐步明确氢能在国家能源体系中的战略地位，通过加强顶层发展政策指引，加大研发投入力度，加快基础设施和应用示范建设，持续推动氢能产业发展。
(二)我国各地氢能发展战略
《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出，在类脑智能、量子信息、基因技术、未来网络、深海空天开发、氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。氢能成为我国布局未来产业的重要方向，各省(市)出台相关政策，制定实施方案。截至2021年8月底，我国已发布氢能发展相关政策方案的省份及直辖市共有近30个，其中，出台专项氢能整体产业发展政策的共有5省。
《北京市氢能产业发展实施方案(2021—2025年)》提出，2025年前京津冀区域累计实现氢能产业链规模1000亿元以上;规划京津冀区域氢能产业布局、京北全面布局氢能产业科技创新应用示范区、京南打造氢能高端装备制造与应用示范区;布署关键技术突破工程、京津冀氢能产业链工程、氢能全场景示范应用工、氢能产业公共服务平台建设工程四大任务。
《河北省氢能产业发展“十四五”规划》提出，到2025年氢能产业链年产值达到500亿元，基本掌握高效低成本的氢气制取、储运、加注和燃料电池等关键技术，累计建成100座加氢站，燃料电池汽车规模达到1万辆。重点建设加氢服务网络提升工程、氢能多元化利用工程、燃料电池性能提升工程、产学研用服务保障工程等八大工程，谋划布局128个氢能项目，构建“一区、一核、两带”产业格局。
《四川省氢能产业发展规划(2021—2025年)》提出，到2025年，燃料电池核心技术、氢气制储运加技术实现阶段性突破，燃料电池汽车(含重卡、中轻型物流、客车)应用规模达6000辆，培育国内领先企业25家等，布署提升创新能力、强化氢能合作、加大示范应用等重点任务。
《山东省氢能产业中长期发展规划(2020—2030年)》提出，到2025年，氢能产业总产值规模突破1000亿元，到2030年，关键技术取得重大突破，综合指标达到世界先进水平，在氢能领域形成创新引领优势，并提出产业链各环节的发展路径。
《内蒙古自治区促进氢能产业发展若干政策(试行)》提出，绿氢制取能力达到50万吨/年，氢能产业总产值力争达到1000亿元，布署推动制氢产业多元发展、开展氢能关键技术攻关、推进加氢基础设施建设、推广氢能多领域应用等重点任务。
此外，广东、重庆、浙江、河南出台了氢燃料汽车细分领域专项政策，其他大多数省份均将氢能相关发展规划纳入新能源汽车产业或整体能源发展等规划中。
三、我国氢能产业链运营实践
(一)制氢
制氢有3种技术路线:灰氢(化石能源制氢)、蓝氢(化石能源制氢+CCUS)和绿氢(可再生能源制氢)。目前，3种制氢技术路线成比例约为1∶1．6∶2。从全球看，氢能制备的主要途径还是依靠传统能源的化学重整，其中天然气重整占比约48%，真正绿色途径的电解水制氢仅占4%。而日本在电解水制氢方面发展较快，其盐水电解制氢的产能占总产能的63%。我国制氢则主要依赖煤气化制氢及工业副产氢的方式，电解水制氢上我国应用得很少，仅占1%。在政策引导和可再生电力成本下滑带动下，预计制氢将从“灰氢”逐步向“蓝氢”“绿氢”过渡。
1．化石燃料制氢
我国煤制氢的主要企业有中国石化、国家能源集团、江苏恒力集团以及山东利津石化。其中产量*的为国家能源集团，目前年产超过400万吨氢气，居世界首位，而中国石化产量为300万吨/年。天然气制氢企业主要有常州兰博净化、亚联高科技、上海华西化工等。煤制氢技术较为成熟，成本约0．55～0．83元/标准立方米，而我国天然气较依赖进口，因此天然气制氢成本较高，约0．8～1．75元/标准立方米。
2．工业副产制氢
氯碱行业的鸿兴达业和滨化股份在氢能方面已有布局，两者烧碱产能超过100万吨，副产氢可达2．5万吨/年。嘉化能源可实现氯碱副产氢1万吨，同时其产业链可实现制、储、运、加氢全覆盖。目前，我国焦炉煤气制氢龙头是拥有660万吨焦炭产能的美锦能源，副产氢气可达到5．9万吨/年。丙烷脱氢(PDH)方面，国内PDH项目计划至2023年产氢37．04万吨/年。卫星石化未来有250万吨乙烷裂解项目投产，产氢16万吨。东华能源现有副产氢5万吨，宁波二期PDH建成后达到7．5万吨。目前采用PSA技术的焦炉煤气制氢、氯碱尾气制氢等装置已经得到推广。当前氯碱工业副产氢生产成本约1．1～1．4元/标准立方米，计入PSA成本后综合成本约1．2～1．8元/标准立方米，而焦炉煤气提纯制氢综合成本约0．83～1．33元/标准立方米。
3．电解水制氢
电解水制氢有3种技术路线:碱性水电解槽(ALK)、质子交换膜水电解槽(PEM)、固体氧化物水电解槽(SOEC)。碱性水电解槽(ALK)技术较为成熟，有苏州竞立、扬州中点、天津大陆制氢等公司，单台*产气量为1000标准立方米/小时，但设备体积大以及存在污染等问题。质子交换膜水电解槽(PEM)需要采用贵金属催化剂，成本较高，目前国内单台*产气量为苏州国能圣源的设备，产量为500标准立方米/小时。我国PEM总体规模与国外仍有差距。固体氧化物水电解槽(SOEC)技术的研发国内外都在进行，主要研发机构包括日本三菱重工、东芝、京瓷;美国Idaho国家实验室、BloomEnergy公司;丹麦托普索燃料电池公司;韩国能源研究所;中国科学院、清华大学、中国科技大学等。电解水制氢不仅受制于技术，还受制于电价，据产业发展报告预测，在2030年光伏发电和风力发电成本分别降至0．2元/千瓦·小时和0．25元/千瓦·小时，电解水制氢的经济性也会随之提升。
总体而言，随着电解水制氢成本降低，传统化石能源制氢方式产量逐渐降低，并被可再生能源发电结合电解水制氢方式取代。电解水制氢方式中，PEM电解制氢处在快速发展阶段，SOEC电解技术国内外都在加快研发进度。
(二)氢气储运
为了提高氢能的储存运输效率，目前使用较多的储氢技术是高压气态储氢、液态储氢、固态储氢等，氢能运输主要采用陆上运输、海上运输以及管道运输。
1．储氢
高压气态储氢方面，国外主流压力等级为70兆帕氢瓶;而国内主要采用35兆帕氢瓶，70兆帕高压储氢还在推广阶段。当前，国内35兆帕储氢瓶生产公司主要包括中材科技、沈阳斯林达、京城股份等，其中沈阳斯林达已具备70兆帕储氢瓶生产资格。
低温液态储氢可将气态氢体积压缩至原体积的1/800，能量密度远高于高压气态氢气，但在液化以及运输的过程中会有很大的能耗。1公斤氢气液化需耗电4～10千瓦·小时，且液态氢过低的温度在储存和运输过程中也会从外界吸热造成蒸发，这对保温材料有极高的要求。目前国外储氢大多数采用低温液态储氢，其中又以美国市场占比*，亚洲市场份额中，日本占据2/3。
我国低温液氢存储方面相比国外较为落后。鸿达兴业在内蒙古自治区投资的国内首个民用液氢生产项目于2020年4月顺利产出液氢，这标志着我国液氢生产成本开始降低。有机液体储氢应用有机液体(环己烷、甲基环己烷等)与氢气进行可逆加氢和脱氢反应的原理，实现氢的储存。武汉氢阳是国内目前*一家从事有机液态储氢的公司，其开发的常温常压下液态有机储氢(LOHC)技术攻克了氢气常温常压下液态储存和运输的难题，具有脱氢温度低、储氢可逆及载体无消耗的优势。
固态储氢方式利用某些金属较强的捕捉氢气的能力，实现氢的储存。这些金属不需要很高的温度和压力便能吸收大量的氢气，生成金属氢化物，而再次对其加热便能将吸收的氢气释放。常用的储氢材料有稀土类化合物、钛系化合物、镁系化合物以及钒、铌等金属合金。国内固态合金储氢还在研发阶段，主要企业有应用稀土材料的北京浩云金能、厦门钨业，镁基材料的镁源动力、镁格氢动。
2．运氢
当前无论国内还是国外，采用车辆运氢占大多数，只是国内大多为高压气氢运输，国外液氢技术较为成熟的国家大多采用液氢槽车运输。液氢槽车运输的方式单趟可运输更多的氢，经济性更高。即便采用运量较大的液氢槽车进行运输，其单趟氢运量也仅在数吨以内，而采用液氢运输船进行海上运输，单趟氢运量可达到百吨甚至更多，这种运氢方式相比液氢槽车单趟可运输更多的氢能。近年来，日本开展的海上氢能供应项目较多，澳大利亚、新西兰、挪威、文莱等国均开展海上供氢项目。但这些项目均为有机液态储氢而非低温液态储氢。国内在海上运氢方面尚未有应用。
管道运输氢气的方式是成本*的运输方式，最适宜大规模、长距离的氢气运输，但此方式依赖于整体用氢系统规模的成型。输氢成本随着管道长度增加而降低，管道长度从25～500公里，输氢单位成本可从2．75元/公斤·百公里下降至0．48元/公斤·百公里;当运输距离达到300公里以上时，单位成本降至0．5元/公斤·百公里。国内已有少量的氢气运输管道，如中国石化济源—洛阳输氢管道全长25公里，巴陵—长岭输氢管道全长42公里，年输气量分别为4．42万吨和10．04万吨。
对3种运氢方式的单位成本进行对比发现，管道运输是单位成本*的方式，而运输距离在300公里内，高压气氢管束车运输单位成本较低，300公里以上液氢槽罐车单位成本要低于管束车。随着氢能应用端的扩张，氢能需求增大，长距离供氢管网和液氢海上船舶运输均为未来发展方向。
(三)氢能应用
1．加氢站
截至2020年末，我国已建成加氢站118座(不含已拆除的3座)，在建和拟建加氢站有167
座，数量上广东和上海占据前两位。目前国内加氢站保有数量较国外存在些许差距，且国内加氢站全部采用高压气态氢气，受制于政策及技术问题，没有采用液氢加氢站。但国外，如美国，液氢加氢站技术较为成熟，后续建设液氢加氢站数量将超过高压气态加氢站。国内从事加氢站建设的企业主要有舜华新能源、国富氢能、氢枫能源、海德利森、中极氢能、雄韬股份等。
2．氢燃料电池
氢燃料电池不同于传统热机，能量转换效率不受到卡诺循环的限制，可达到40%～60%，且具有震动小、无噪声、无污染等优点。氢燃料电池应用范围广泛，小至便携式电源、可移动电源，大到氢燃料电池动力船舶、氢燃料电池发电站。当前，氢燃料电池应用最多的领域是小型无人机和氢燃料电池汽车，在船舶应用上还没有达到成熟阶段，多个国家正在开展氢燃料电池在大型船舶上的应用研究。
在车用燃料电池技术上，国外较为领先，以日本为代表，本田和丰田均有较为成熟的氢燃料电池汽车产品。目前国内电堆供应商主要有捷氢、新源动力、广东国鸿、潍柴动力等。捷氢于2020年发布的金属板电堆，功率密度达3．8千瓦/升，实现双极板和膜电极***自主化与国产化、－30℃低温启动和6000小时耐久测试。大同氢雄研发的130千瓦大功率燃料电池发动机已经进入量产。
在船舶应用方面，中国船级社在2019年中国国际海事展上发布了500千瓦内河燃料电池货船的AIP原理认可，属于国内首例，国际领先，此船储供氢和动力系统由中船动力研究院有限公司设计。当前，欧美各国已将采用氢燃料电池作为动力源的中型、大型船舶方案列为下一步的工作目标。
2020年，氢能在我国多元化应用示范取得积极进展。在工业领域，全球*规模的太阳能电解水制氢储能及综合应用示范项目在宁夏宁东能源化工基地开工，该项目是我国煤制烯烃行业首个引入绿氢的项目;同年11月，特诺恩与河钢集团签订合同，开工建设绿氢直接还原铁工厂。在能源领域，2020年9月，江苏铧德氢能获得我国首张燃料电池热电联产系统认证，并于当年10月将产品出口到欧洲市场;同月，弗尔赛燃料电池发电系统亮相西安交大信息物理融合能源系统联合实验室平台。氢能在其他方面的应用仍然较少，如依托燃料电池技术，建立分布式能源网络，实现区域或城市电力、热能和冷能的联合供应等。未来，氢能有望在“难以减排领域”，如工业原料、高品位热源、重卡、船舶、应急保障电源等领域等得到大规模应用，完成这些领域的脱碳。
四、我国氢能产业链的技术水平及与世界的差距
虽然我国氢能发展取得了显著成效，但在技术水平上，在许多方面与世界先进水平还有较大差距。
在副产氢高纯净化方面，我国具有成套技术装备，处于世界先进水平;电解水制氢方面，碱性电解槽我国整体处于*水平，但PEM制氢与世界先进水平有差距。国内氢能储运方式主要为高压气态储氢结合管束车运输，且主要采用35兆帕高压储氢罐，70兆帕储氢罐初步实现量产;国外以低温液态储氢结合液氢槽车运输居多，其中又以美国市场占比*，以低温液氢巨头公司AP和PRAX为代表。我国加氢站基本采用高压气态储氢，储量有限，国外已有30%加氢站储存液氢。国内车载储氢瓶压力主要采用35兆帕，国外多为70兆帕;国内氢气运输基本采用20兆帕长管拖车，运量小，运输半径有限，成本较高，国外采用45兆帕长管拖车以及液氢槽车。
燃料电池系统、电堆、压缩机等已基本实现国产化，氢气循环泵、增湿器2020年底可小批量供货，质子交换膜、气体扩散层等正在小批量验证，车载氢系统的高端碳纤维及部分管件取得了突破性进展。但燃料电池催化剂、隔膜、碳纸、空压机、氢气循环泵等主要依赖进口;高活性催化剂、高强度高质子电导率复合膜、碳纸、低铂电极、高功率密度双极板等尽管已达国外商业化产品水平，但多停留于实验室和样品阶段;燃料电池电堆及系统在全工况下的性能验证有待提高，可靠性、耐久性等与国际先进水平相比存在差距。氦制冷循环设备虽已掌握核心技术，但尚未达到量产水平;氢气品质检测和氢气泄漏等重要测试装备欠缺，权威检测认证机构尚未形成。
当前中国氢能车辆构成主要以非乘用车为主，如氢能巴士和轻型/中型氢能卡车。截至2019年底，中国氢能巴士保有量4297辆，占全球的96．4%，轻型/中型氢能卡车1807辆，占全球的98．5%，而氢能乘用车不足百辆，仅占全球的0．4%。
五、促进我国氢能发展的对策建议
国际氢能委员会联合主席伯努瓦·波捷表示，氢能已成为许多经济体碳中和投资计划的核心要素。国际氢能委员报告显示，自2021年2月以来，全球范围内启动了131个大型氢能开发项目;预计到2030年，全球氢能领域投资总额将达到5000亿美元。
世界许多公司都加大对氢能产业的投资。航运巨头马士基的母公司A．P．穆勒控股投入2000万欧元，投资一家使用可再生能源生产绿氢的模块化电解槽供应商;荷兰皇家壳牌集团在德国投资约2000万欧元用于10兆瓦的绿氢电解槽项目;韩国现代汽车投资约7．6万亿韩元(约合64亿美元)用于与氢相关的研发和设施扩建;沙特NEOM新城投资50亿美元用于绿氢制造项目。
2020年我国氢能产业投融资规模为712亿元，在氢燃料电池产业链的投融资金额达515亿元，部分先发地区产业集聚效应初步形成，汇聚产值规模突破千亿元。据不完全统计，截至2020年10月，国务院国资委监管的96家央企中，开展氢能相关业务或布局的央企有26家，数量占比为27%。中国石化提出将氢能全产业链作为新能源发展的核心业务，锚定建设*大氢能公司，大量布局建设供氢中心和加氢站等;国家电投集团布局可再生能源制氢及燃料电池全产业链的研发;国家能源集团布局从氢到加氢站的氢能利用全产业链;中车集团布局氢燃料电池客车、氢能源有轨电车等。
(一)制定发展战略
我国已出台多个文件促进氢能发展。2020年6月，国家市场监督管理总局正式发布GB/T38914－2020《车用质子交换膜燃料电池堆使用寿命测试评价方法》、GB/T28816－2020《燃料电池术语》和GB/T38954－2020《无人机用氢燃料电池发电系统》3项燃料电池国家标准。中国氢能联盟还发布了全球首个“绿氢”团体标准，采用生命周期评价方法建立了低碳氢、清洁氢和可再生氢的量化标准及评价体系。然而，与发达国家相比，我国缺乏氢能发展的整体顶层设计，以及战略规划、专项规划和政策体系。氢能产业发展时间表、路线图、施工图尚待明确，氢气仍被纳入危化品进行管理，加氢站审批难度较大，对氢能产业发展形成制约。必须加快明确在“双碳”背景下的氢能产业发展思路，确定氢能产业在能源体系中的角色定位、阶段性可量化指标、产业链各环节的发展重点，构建促进氢能产业良性发展的体制
机制。
(二)完善政策体系
一是加强制度创新供给，在项目基础设施建设用地、规划选址、安全、环保等方面完善政策措施。二是建设公共服务平台，为企业与机构提供政策、行业信息、技术分析等服务。三是加快建立氢能产业标准体系，建立氢能产品检验监测和认证体系;坚持安全发展理念，明确监管主体，完善氢能发展监管体系。四是加强金融服务保障，加大金融业对氢能产业发展的支持力度，拓展股权投资、供应链金融、融资租赁等综合性金融服务，引导和鼓励有条件的各类资本设立燃料电池汽车产业基金。五是推动国际技术合作，融入国际氢能社区，借鉴国际氢能经济发展*实践。
(三)加大技术攻关
我国燃料电池的关键材料包括催化剂、质子交换膜及炭纸等材料主要依赖进口;关键组件制备工艺急需提升，膜电极、双极板、压缩机、氢循环泵等与国外相比存在较大差距。耐高温连接板材料以及集成系统等亟须加大研发力度。这些产业发展的“痛点”，也是机遇。要扎实做好基础研究，设立氢能源与燃料电池重大专项，建立持续性研发支持保障机制。以重大需求为导向，协同开展基础性研究和科技攻关，依托骨干企业、高校、科研院所组建氢能与燃料电池国家实验室。对于企业在品种、规格或技术参数等有重大突破、具有自主知识产权但尚未取得市场业绩的首台(套)或首批次的装备、系统和核心部件，给予研发激励等相关措施。推动高校设立氢能相关专业，培养氢能研究型人才和产业工人队伍。支持民营企业承担氢能科技攻关和基础研究。
(四)拓展产业应用
完善加氢站等基础设施建设，改造加油站和加气站，并合建加氢站，如上海嘉定区规划的15座加氢站中，油氢合建站占70%以上;佛山南海区氢能产业发展规划要求新建、迁建加油站必须合建加氢站。氢能在工业领域深度脱碳、分布式能源储能、航空和船舶运输等领域应有更大作为。
氢能飞机、氢能船舶作为新能源交运设备，在技术与市场两方面对我国而言都是较大的机遇，深空深海装备同样如此。加快建设从微型热电联供至大型电站化热电联产，并逐步实现氢能社会的构建。德国已开发运行十多个氢储能示范项目，不断拓宽氢能应用领域，包括供应周边加氢站、直接燃烧发电、使用燃料电池技术发电、与二氧化碳反应制取甲烷等“电转气(PtG)”技术应用场景。
(五)防止盲目投资
2020年，全国共有超过30个地方政府发布了氢能发展相关规划，涉及加氢站数量超过1000座、燃料电池车数量超过25万辆;相关企业也在加速涌入和扎堆布局，大量项目密集上马。氢燃料汽车行业当前仍处于起步的初级阶段，推广主要依赖政府采购和补贴，推广1000辆氢燃料汽车需高达30亿～40亿元的资金投入，这需要政府较为富余的财力。另外，我国氢燃料汽车产业还面临诸多技术“短板”，核心技术尚未突破，部分零部件和关键材料尚未国产化。跟风上马氢能及燃料电池项目，重复、低效投资将引发同质化企业的恶性竞争。
实现2030年碳达峰与2060年碳中和的目标，必然与氢能产业的发展、氢能生态的建立密切相关。氢能产业发展有利于实现我国能源转型，有利于形成我国新经济增长点，有利于实现我国绿色发展目标，为此，要加快发展、科学发展。
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