能源的清潔轉型是新一輪科技革命和產業變革的重要內容和有力支撐。氫能作為來源豐富、應用廣泛、綠色低碳的二次能源，是大國深度布局、激烈競爭的關鍵前沿領域。隨著國家層面產業規劃的推出，地方政府積極跟進，各類資本競相涌入，使得中國氫能產業呈現工藝技術創新提速、綠色制取路線多樣、投資日益活躍、產業鏈上下游聯動日趨緊密、應用場景不斷深化的發展態勢。
然而，受制于核心技術、成本控制、產能布局、行業標準和準入條件等因素，中國氫能產業發展仍面臨一系列障礙和挑戰。面向新一輪科技革命和能源革命，要以發展綠色生產力為統領，加快“制儲輸用”全產業鏈體系建設，打造氫能在化工、儲能、交通運輸等重點領域的綠色應用場景，推動氫能產業高起點布局、高質量發展，探索新型綠色能源與新興產業互促共融的發展路徑，開辟未來產業綠色新賽道，助力能源生產消費革命，為實現“雙碳”目標提供清潔低碳、安全高效的多樣化能源保障。
回溯世界范圍內工業化歷程可以發現，歷次工業革命都伴隨著能源體系重構。以煤炭和石油為代表的化石能源的大規模開發利用有力地支撐了人類社會工業化發展，能源技術革新、供給結構變化、消費方式調整不僅直接影響工業生產的成本和效率，而且關乎國家安全和民生保障。
同時，能源部門作為最大的碳排放源，面臨著日益嚴峻的減排形勢和持續趨緊的氣候治理約束。面對全球碳中和目標下不斷加劇的減排壓力，大國能源轉型提速，清潔能源投資規模擴大，風能、太陽能等新能源產業加快步入成熟期。然而，受極端天氣、自然災害、地緣政治等因素干擾，近幾年全球能源轉型出現波折，尤其是俄烏沖突對國際能源市場價格和供需關系造成嚴重沖擊，“安全、綠色、經濟”難以兼得的“能源不可能三角”效應凸顯。
需要清醒地認識到，一方面，能源轉型是實現碳中和的必由之路，減少化石能源消費已成為氣候治理和可持續發展的國際共識；另一方面，能源轉型節奏發生變化，一些國家和地區被動作出階段性調整，歸根結底在于現階段綠色“脫碳”相關技術尚未取得系統性、革命性突破，難以滿足新一輪科技革命和產業變革對“去化石能源”的要求。當然也要看到，這種局面意味著能源革命尚有巨大空間，在技術、要素、市場、制度等多個層面蘊含著重大變革機遇和亟待釋放的創新潛力。
在新一輪科技革命和全球碳中和背景下，經濟社會發展的綠色愿景呼喚清潔、高效、穩定的新型能源供給。2024年2月29日，習近平總書記在主持中共中央政治局就新能源技術與我國的能源安全進行的第十二次集體學習時強調，“我國能源發展仍面臨需求壓力巨大、供給制約較多、綠色低碳轉型任務艱巨等一系列挑戰。應對這些挑戰，出路就是大力發展新能源”。
面對“雙碳”目標重構能源體系的緊迫要求，中國必須持續推進以新能源為主體的能源結構優化，加快電力系統深度脫碳，并于2045—2050年實現凈零碳排放，進而到2060年將電力供應中的非化石電力比重提升至90%以上，一次能源消費中的非化石能源比重提高至80%以上。
清潔能源轉化技術是新能源科技創新和產業化的重要領域。其中，綠色氫能作為一種可再生的清潔高效二次能源，具有原料豐富易得、制備使用過程清潔、應用場景豐富等優勢。
近年來，科技界和產業界不斷探索推進氫能和可再生能源進一步耦合發展的創新實踐，包括引入碳捕捉封存技術助推制氫工藝“脫碳”。在促使氫能生產工藝技術更加綠色清潔的同時，也為加快氫基能源體系銜接，進而構建有別于傳統能源化工的產業集聚和生產方式提供了可行路徑。
中國高度重視氫能發展，“十四五”規劃綱要將氫能列為重點發展的未來產業。2024年頒布的《中華人民共和國能源法》進一步明確了氫能法律意義上的能源屬性，改變了氫氣長期以來僅作為危化品的產品定位，這對消除各地區氫能布局顧慮、推動氫能產業投資發展起到了引導作用。
本文剖析主要工業國布局氫能發展和政策保障的新動向，探討中國氫能產業鏈構建方向與重點應用場景。進一步地，通過行業進入方式的比較分析，識別氫能產業組織結構特征及規模化發展面臨的制約和障礙。針對氫能產業在技術、市場、標準、政策等方面存在的問題，提出加快氫能產業高質量發展、打造未來能源體系、引領能源變革、培育綠色新質生產力的推進路徑和政策建議。
01、氫能領域的大國布局與政策演進
20世紀60年代，美國通用公司運用氫氧反應發電原理，開發氫燃料電池技術，拉開了氫作為能源用途的序幕。進入21世紀，在能源安全、氣候變化和技術進步等多重因素共同驅動下，美、德、法、日等26個國家和地區相繼出臺氫能相關政策規劃，氫能特別是以綠氫為代表的低碳氫需求快速增長。國際能源署（International Energy Agency，IEA）綜合各國已有政策和2050年凈零排放情景，預測到2030年全球低碳氫需求量將達到6 500萬噸。
在需求擴張刺激下，氫能相關技術和產品的產業化進程明顯提速。國際氫能理事會和麥肯錫聯合發布的《氫能洞察2024》報告顯示，全球已公布的清潔氫能項目數量由2020年12月的228個增至2024年5月的1 572個，作出最終投資決定的項目從2020年的102個激增至2024年的434個，承諾投資額從約100億美元飆升至約750億美元。
氫能產業成為全球能源體系中創新最活躍、投資增速最快的領域之一，也是各國通過實施產業政策塑造應用場景、推動新興產業發展的又一典型行業。
1、發達工業國氫能發展的制度框架與戰略規劃
（1）美國。
美國是世界上最早探索氫能開發利用技術的國家。20世紀90年代，美國先后頒布《氫研究、開放及示范法案》《氫能前景法案》，推動氫能相關技術研發。21世紀以來，美國相繼出臺了《國家氫能路線圖》《氫立場計劃》等多項促進氫能發展的政策和行動計劃，加快氫能產業化進程。2023年發布《美國國家清潔氫戰略和路線圖》，提出重點發展綠氫技術，旨在強化美國能源安全，促進制造業持續繁榮，并通過《通脹削減法案》（以下簡稱IRA法案）對符合碳排放要求的氫氣生產方給予高額稅收抵免，計劃到2030年、2040年、2050年分別實現1 000萬噸、2 000萬噸和5 000萬噸的清潔氫產能。
在力圖形成規模化產能的同時，美國注重國內氫能發展的區域布局，建立7個區域清潔氫中心，引導低成本清潔氫市場快速發展。在長期戰略布局牽引下，美國綠氫相關技術整體上處于全球領先地位，基于氫能的多能融合互補帶動了電力、交通、化工、鋼鐵等部門的協同脫碳。
在基礎設施建設和應用場景設置方面，美國擁有約2 575公里的輸氫管道以及3處儲氫地質洞穴，各種用途的氫燃料電池車保有量超過6萬臺。在工業電價較低的加利福尼亞、得克薩斯等州，補貼后的綠氫價格已基本實現與灰氫、藍氫持平。在地方政府層面，環境規制嚴格、氣候偏好突出的加利福尼亞州已建立較為完善的氫能市場。
值得注意的是，特朗普開啟第二個任期之后，在氣候變化、能源轉型等領域拋出了一系列單邊主義的“倒行性”安排，二度退出《巴黎協定》凸顯美國能源體系“脫碳”的復雜博弈和曲折進程，而其簽署暫停依據IRA法案和《基礎設施投資與就業法案》向企業提供綠氫補貼的行政法令等做法增加了美國氫能產業發展的不確定性，提高了美國國內應用市場對高碳氫的接納度，在一定程度上抑制了綠氫競爭力提升的勢頭。
（2）歐洲
歐盟早期通過清潔能源立法，支持氫能及燃料電池發展。2020年，歐盟委員會發布了《氣候中性的歐洲氫能戰略》，進一步強化了氫能領域的研發導向，在確保能源安全的同時，意圖通過綠氫滿足《巴黎協定》和《歐洲綠色協議》對終端用能部門的脫碳要求。為此，2022年5月歐盟公布REPower EU計劃，確立了到2030年達到生產1 000萬噸、進口1 000萬噸可再生氫的目標。
此外，新版的歐盟《可再生能源指令》計劃到2030年和2035年分別實現50%和70%的工業用氫向綠氫過渡。2023年，歐盟《凈零工業法案》擬出資30億美元，成立歐洲氫能銀行，為構建歐盟氫能市場、擴大氫能進口、協調氫能基礎設施建設、整合利用現有融資工具提供制度性支撐。
上述政策法規有助于歐盟發揮其在質子交換膜、電解槽等綠氫核心領域的既有優勢，從而確保歐盟作為清潔能源轉型先行者的地位，使之成為全球領先的氫能技術和標準供應方。
（3）日本
受第一次石油危機警示，日本自20世紀70年代開始出資支持氫能和燃料電池技術研發。1980年，日本成立氫能源推進機構（NEDO），逐步將氫能產業重心由基礎研究轉向工程應用和市場拓展，并通過家用燃料電池系統的小規模示范，實現了氫能技術在住宅領域的應用，取得較好的市場反饋。
在制度保障方面，日本推動氫能產業發展的政策演進十分清晰且更具連續性。2013年制定實施的《日本再復興戰略》將發展氫能源上升為國策，進而于2017年發布全球首個氫能國家戰略———《氫能基本戰略》，提出建設“氫能社會”、實現能源零污染的發展目標。
2023年新版《氫能基本戰略》進一步明確了日本建設氫能社會的具體規劃和目標，包括打造穩定、經濟、低碳的氫（氨）供給體系并創造各類應用場景提升市場需求，規劃到2030年、2040年、2050年氫氣供應能力分別達到300萬噸/年、1 200萬噸/年和2 000萬噸/年。
得益于長期的持續技術積累，日本在涉及制氫、儲氫、燃料電池電堆及關鍵配件等環節的專利數在全球占比均超過50%，并以交通用能為重點培育場景，相繼突破了燃料電池汽車領域從電堆到高壓儲氫罐的一系列技術難關。
隨著技術日趨成熟，日本對其氫能發展戰略作出了調整，轉而側重于氫能儲運和下游應用，著手打通綠氫制備的進口渠道，為此參與投資開發了多個海外制氫和儲運項目，積極謀劃布局國際氫能市場規則和標準體系構建，對完善國際化的氫能市場、形成符合行業技術經濟規律的貿易模式具有明顯的推動意愿。
2、中國氫能發展的政策支撐與目標導向
中國氫能產業起步相對較晚。2019年中央政府工作報告首次提出積極推動加氫等基礎設施建設、逐步探索制氫—儲氫—用氫的商業化模式。國家相關部門隨后密集發布了多項氫能發展支持政策，涉及氫能“制儲輸用加”全鏈條關鍵技術攻關、氫能示范應用、基礎設施建設等方面。
2022年3月，《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》出臺，氫能作為未來國家能源體系的重要組成部分、戰略性新興產業的重點方向以及構建綠色低碳產業體系、打造產業轉型升級新增長點的定位得以明確。
圍繞行業發展中長期規劃，中央層面接連發布了《氫能產業標準體系建設指南（2023版）》《關于加快推動制造業綠色化發展的指導意見》《2024年能源工作指導意見》等指導性文件，從發揮標準體系對氫能產業發展的規范和引領作用、提高氫能技術經濟性和產業鏈完備性、推動氫能技術創新試點、拓展應用場景等方面，著力完善氫能產業發展的“1+N”政策體系。
在中央頂層設計引領下，全國多地推出了氫能發展規劃，2023年至2024年上半年迎來了氫能項目集中建設的高峰期。同時，各地產業配套政策快速投放，河北、新疆、內蒙古、吉林、四川等地逐步放松對氫氣生產的管理要求，允許在化工園區外開展可再生能源制氫項目，對相關項目所要求的危化品安全生產資質也有所放寬，此舉在一定程度上降低了綠氫生產的行業準入門檻，對壓減項目的非技術成本、加速產能落地起到了積極作用。
在此輪投資熱潮中，西北、西南等一些較為偏遠、經濟欠發達的地區成為探索綠氫補貼政策模式的主力，而從已出臺的政策來看，設備購置補貼、生產補貼、銷售及消納補貼、電價優惠和配套新能源指標獎勵等五類政策工具被廣泛采用，改善綠氫生產技術經濟性、加快產業化應用、強化重點場景、提高市場接納度的目標導向十分明確。
總體上看，中國主要從技術和市場兩方面完善氫能政策支持體系，政策實施的基本邏輯在于技術驗證與規模推廣并行，自上而下的滲透路徑較為突出。通過政策性補貼和地方試點共同推進示范項目開展，從而實現核心部件國產化，增強綠氫成本的可競爭性和市場接納度，盡快補全產業鏈缺失環節。
從短期來看，這一政策取向在推動規模化項目落地運行方面作用較為明顯，但試點項目的區域分散性以及投資、場景、市場對產業政策的高度依賴性在一定程度上制約了推廣效果，在政策工具和推進路徑方面有待開拓新思路新范式。
02、氫能產業鏈建構與重點場景塑造
隨著技術、投資、政策等多方共同發力，國內氫能產業發展的整體環境明顯改善。目前，中國已掌握氫能制備、儲運、加氫、燃料電池和系統集成等主要工藝流程，初步形成氫能“制—儲—輸—用”全產業鏈和供應鏈布局（見圖1）。
圖1 氫能產業鏈、供應鏈構成
進一步解構產業鏈上中下游的技術特征和成本構成可以發現，相較于其他未來產業，在產業鏈主要環節上，氫能具有一定的獨特性，直接影響產業發展推進路徑和政策工具的差異化選擇。
1、上游制氫環節：“脫碳”導向下的技術路線迭代與成本競爭
制氫是氫能產業鏈的上游環節，其工藝技術水平關系到中下游氫能產業鏈建設及整體運營成本，也決定了氫能與其他能源的市場競爭力。按生產原料和碳排放強度劃分，市場中氫氣產品大致可分為“灰氫”“藍氫”“綠氫”三類，這種劃分的依據直接指向氫能技術路線與“碳”的關聯度以及由此引致的制備成本差異。
灰氫是氫能制備的傳統技術路線，煤炭、石油、天然氣等化石能源及工業副產品作為制備主要原材料的工藝性質決定了灰氫制氫過程中碳排放量較高。這一技術路線現階段已經比較成熟，制取成本低廉。目前，中國煤制氫或天然氣制氫成本為10～17元/kg左右，不同類型工業副產氫的成本為4.5～21元/kg。憑借突出的成本和規模優勢，灰氫在中國當前氫源中仍居主導地位，產量占比高達99%以上。
顯然，灰氫屬于傳統能源化工產業的產品范疇，與氫能成為清潔能源、支撐碳中和的目標導向并不契合，不符合氫能的綠能定位和發展方向，應被排除在“雙碳”目標下的能源體系之外。
藍氫是灰氫脫碳的升級改造技術路線，在灰氫生產過程中借助碳捕捉和封存技術（Carbon Capture，Utilization and Storage，CCUS），能夠大幅減少藍氫制備的碳排放。已有研究表明，CCUS應用于天然氣蒸汽重整制氫工藝，碳捕獲率高達90%。
正因如此，藍氫技術路線的競爭力在很大程度上取決于CCUS的進展。而現實中，CCUS疊合于天然氣制氫或煤制氫后成本上升幅度在20%至78%之間。隨著CCUS技術的發展和成本的降低，藍氫成為氫能產業發展中的過渡性氫源具有較高的可行性。
綠氫是真正意義上可再生的清潔高效二次能源，也是未來能源體系中氫能的基本定位。目前，主要經濟體對綠氫的界定并不統一（見表1）。歐美國家主要通過設定生命周期中的碳排放閾值對氫氣產品進行綠色識別和認證，其概念具有較為鮮明的技術中立特點，更偏向于“低碳排放氫氣”，在一定程度上放寬了綠氫認證限制。
目前，中國尚未出臺綠氫及低碳氫認定的國家標準或政策文件，僅在2020年由中國氫能聯盟牽頭相關企業編寫的自愿性團體行業標準《低碳氫、清潔氫與可再生氫的標準與評價》中涉及低碳氫和清潔氫碳的認定標準問題。當下，各地政府政策語境中的綠氫仍特指可再生能源電解水制氫。
表1 歐盟、美國和中國對“綠氫”的范疇界定
注：三種用電情景包括：制氫設備直接使用可再生能源生產設施供能后所生產的氫氣；在可再生能源比例超過90%的地區采用電網供電所生產的氫氣；在碳排放強限制地區簽訂可再生能源電力購買協議后采用電網供電生產的氫氣。
廣義上綠氫制取技術主要涉及利用可再生能源電力的電解水制氫、光催化制氫、光電催化制氫、微生物制氫等方向。在最受重視的電解水制氫路線中，堿性電解水（ALK）和酸性質子交換膜電解水（PEM）技術可行性較強，可實現大規模商業化應用，其他制氫技術尚處于實驗室階段。
ALK技術相對成熟，但有潛在環境危害，且制氫過程啟動及調節速度都比較慢，與可再生能源電力適配性差。PEM技術原理與ALK基本相同，因具有可實現電流密度高、動態響應速度快、與可再生能源適配性好等優勢，近年來已成為國外氫能發展的主流路線。然而，PEM技術的設備依賴含貴金屬（鉑、銥）的電催化劑和特殊膜材料，與關鍵礦產供求格局形成復雜的原材料耦合，綜合成本較高。
從技術經濟角度來看，電解水制氫的成本由設備固定投資和電價共同決定，其中用電成本占50%～80%，設備投入和其他運行成本占20%～50%。因此，制氫成本在很大程度上取決于項目所在地的電價水平。
受高電價制約，中、東部城市群的綠氫項目成本甚至是西部地區的2倍以上，目前僅有部分省份針對電解水制綠氫給予了政策性優惠電價，但相應的頂層激勵機制仍不夠清晰。
同時，國內較早投建的綠氫項目大都采用ALK技術。這一技術路線相對穩定，但設備商價格競爭較為激烈，大部分國內企業圍繞著擴大電解槽設備體積以增加單機氫產量等方向布局技術創新，意圖以此構造產業“護城河”。
然而，此類創新無法充分挖掘制氫技術潛力，使得產品帶來的降本空間和性能提升有限，難以契合國內綠氫電解項目設備招標需求中對制氫能耗等經濟性和示范性指標的偏好，且與項目實際運行中對風光電力適應性和安全性提升的需求不匹配。
在政策引導和市場預期的雙重加持下，2023年以來，國內切入與風光能源適配性更強的PEM技術賽道的企業不斷增多，新審批的大型綠氫項目中“堿性為主，PEM為輔”的制氫組合成為行業技術路線的趨勢性演進方向。
整體而言，受電解槽設備成本高企、質子交換膜等關鍵技術被國外壟斷以及電價政策不適用等因素影響，國內綠氫生產和應用成本快速、大幅下降的難度較大，中短期內綠氫的實際產量可能遠低于地方政府的發展預期，更難以支撐其在清潔能源體系和未來產業群中的戰略定位。
而從全球產業鏈上游的供給結構來看，現階段僅有0.1%的氫氣生產是通過電解生產，其他低碳氫產量僅占比0.62%，這意味著綠氫遠未進入規模化發展階段。隨著風、光等可再生能源的持續發展，未來綠電成本降低路徑還是比較清晰的，相應地綠氫產能大幅提高也是可預期的。
2、中游“儲運加”環節：安全性約束與產業配套要求
一是安全性的“強”約束。氫的儲運是連接氫氣生產側和需求側的紐帶環節，其相關技術的進步關系到產業鏈整體協同性的提升。如何在改善相關技術經濟性和靈活性的同時保證其安全性和穩定性，是決定氫能否作為能源進行大規模使用的關鍵。
由于氫氣具有易燃、易爆、易滲透的特性，氫儲運對儲運的容器、介質、技術及環境條件要求十分苛刻。目前，氫儲運方式主要有高壓氣態儲運、低溫液化儲運、管道儲運氫、液態有機化合物或無機物儲運氫、固態金屬氫化物儲運氫等，但即便是其中較為成熟的氫儲運方式，也只是存在相對較少的技術障礙，尚無能夠完全消除風險隱患的技術和基礎設施方案。
二是產業鏈空間錯配。中國氫能富集地區主要集中在“三北”等煤炭、天然氣資源豐富的地區，而氫能應用則集中于珠三角、長三角和京津冀等技術條件和產業鏈較為完整的經濟發達地區，客觀上有較強的南北長距離氫儲運需求。
美、日等國部分工業用氫已采用液氫形式儲運，這種方式的主要成本來自氫氣液化過程中的高耗能，其在大規模、遠距離的儲運場景中規模效應可觀，較其他方案更具經濟潛力。中國現下發展最成熟、應用最普遍的儲運方式仍是長管拖車高壓運氫。這種方式的實際運氫成本隨著運輸距離拉長而直線上升，運輸成本可達到氫氣供應總成本的三分之一以上，運輸效率偏低，僅適用于小規模短途運輸。同時，長管拖車運氫在面向一般社會需求時需要與加氫站對接，對相關基礎設施依賴性較強。
受制于非化工類氫能需求不足，截至2024年，中國累計建成的540座加氫站中實際運營的只有392座，加氫站利用率低，多數站點處于虧損狀態，加之建設運營投入大、資質要求嚴格，加氫站建設速度明顯滯后于各地氫能產業規劃。近年來的各地實踐表明，長距離運氫已成為氫能產業發展的關鍵經濟性障礙。除非布局大規模應用的管道運輸，利用其他運輸方式降低綜合成本較為困難。
新能源汽車產業發展經驗給出的啟示是，產業政策在引導新興產業基礎設施建設、加快形成市場配套方面能夠發揮正向激勵作用，電樁建設補貼、電價優惠、土地供給及布局規劃等政策工具對中國新能源汽車充電樁保有量增長產生了顯著促進作用，且這種政策效果短期內更為突出。
由此可見，氫能產業鏈中游的管網投資運行同樣需要強有力的政策支持。現階段，中國“西氫東送”等長距離戰略性輸氫管道工程尚處于起步階段，相關國家標準體系有待進一步完善，現已投入運營的管道項目多為大型能源和工業企業內部短距離定向封閉供應管網以及少數可摻氫輸氣管道，整體輸氫能力有限。
從這一現實條件出發，減少氫儲運環節、縮小運輸半徑是突破產業鏈中游環節發展“卡點”的合理選擇，而氫能管網化對投資、建設、運維的資金來源、主體結構、標準制定、監管方式等體系性政策供給提出了更高要求。
有鑒于此，未來應推動包括燃料電池車在內的氫能應用項目由示范城市群向氫氣富集的西北、東北等地區集聚，鼓勵制氫項目在當地尋求、發掘新的應用場景，引導加氫站建設思路向制氫、加氫一體化網絡發展轉變。
3、下游環節：多場景開發與發展路徑轉換
顛覆性技術演化、新興產業成長離不開應用場景的支撐，發現并壯大應用場景已成為顛覆性創新向產業轉化的關鍵。新興技術的應用場景具有多樣性、規模性、演進性、協同性、不確定性等特征。
通過觀察氫能產業鏈下游環節可以發現，應用場景拓展對氫能實現市場化、規模化利用至關重要，但主要經濟體的產業政策在氫能應用場景塑造方面出現了一些偏差，這進一步凸顯新一輪科技革命和產業變革下產業政策對顛覆性創新及其重大成果轉化的支撐作用可能存在局限性。
追根溯源，國際上發展氫能的初衷在于應對能源危機，減少化石能源碳排放，而氫能產業作為新興產業，從示范應用到形成覆蓋全社會的大規模產業生態，則是一個復雜的過程。
氫氣兼具能源和化工原料雙重屬性，使其可被廣泛應用于工業、交通、電力、建筑等領域，但也要清醒地認識到，并非先行者多、開發投入大的場景就必然能夠實現大規模應用。場景開發作為產業化的關鍵步驟，在很大程度上取決于是否存在大幅降本、獲得穩定商業效益的技術條件、要素組合和市場潛力。
從氫能產業發展主流路徑的演變歷程看，主要經濟體均以燃料電池車載動力、分布式發電/熱電聯供為切入點，優先發展燃料電池產業，再逐步完善綠氫制備和儲運等氫能供應環節，這一發展路徑同樣已嵌入中國氫能應用場景開發模式之中。中國最初也是通過實施“以獎代補”政策，以燃料電池核心部件技術為牽引，強調氫的能源屬性定位，后由各地因地制宜選擇制氫項目，進而完善氫氣特別是低碳氫的供應體系。
通過比較產業化成效可以看出，中國燃料電池汽車示范進度與日本、韓國燃料電池汽車產業化推進大體上保持了同步，相關示范基本驗證了燃料電池的技術可行性和成本可控性，規模化生產及使用壽命等核心指標的表現基本上達到國際先進水平。但與此同時，國內早期政策投放及相關的產業化實踐強化了燃料電池及其相關交通應用載具的發展偏好，致使政策資源在相當長時期內向以氫燃料電池車為代表的陸地交通領域傾斜。
截至2024年，25個省份規劃到2025年推廣氫燃料電池汽車數量超過11.5萬輛，這一發展目標與中國氫氣實際消費需求結構存在偏差（見圖2），也與氫燃料電池車展現的發展潛力不一致。
圖2 2023年全球和中國氫氣消費結構
資料來源：全球數據根據IEA發布的“GlobalHydrogen Review 2024”計算；中國數據根據中商產業研究院發布的《2024年中國氫氣產量預測及消費結構分析》計算。
不可否認，氫燃料電池車推廣是氫能產業化發展中政策制定方所追求的“事倍功半”的典型場景。從其物化屬性出發，氫氣雖具有一定的能源載體屬性，卻并不適合直接作為能源的載體，特別是乘用車的能源載體。一方面是因為氫氣的體積能量密度是所有能源載體中最小的，其儲運成本高且安全隱患大；另一方面則是在陸路交通應用場景中，以綠氫為車載電池燃料必須經過“電—氫—電”兩次能量轉換，比電動汽車多出一個轉換環節，也由此產生了更多能耗。
因此，理論上氫燃料電池要達到與電車動力電池以及燃油車內燃機同等經濟性，勢必需要更大力度的研發投入。這決定了氫燃料電池車價格和使用成本會在較長時間內高于燃油車和電動車，其在陸路交通系統中的低碳生態位更是會被電動汽車牢牢占據，使其在市場上難以與其他乘用車競爭，如中美日三國氫燃料電池車的實際推廣歷程就佐證了這一判斷。重點場景中的受限在一定程度上抑制了氫能產業發展勢頭。
以美國加利福尼亞州為例，截至2024年，加利福尼亞州已建成的55個加氫站中先后關閉了11個。該州作為全球氫能應用先發地區，擁有較為完善的氫能供應網絡，但經過多年推廣，氫能乘用車仍未能得到市場的廣泛接納。
同樣的情況也出現在日本，2012—2021年，日本政府累計投入約4 600億日元扶持氫能產業發展，其中約70%的資金用于燃料電池乘用車的研發推廣及加氫站建設，對氫能乘用車技術突破起到了重要作用。然而，無論是日本政府、科技界還是產業界，顯然低估了乘用車降本以及普及加氫站的難度，在相當長時期內相關配套設施密度和氫能乘用車保有量均遠低于《氫能基本戰略》設定的目標，迫使日本政府不得不重新考慮其氫能商業化的破局方向。
從2021年以來中國五大燃料電池汽車示范應用城市群的推廣成效看，應用場景的設立和深化主要依靠政府公共服務部門和地方國企采購拉動，燃料電池乘用車累計接入規模長期徘徊在百輛左右，多數示范城市群乘用車接入量僅為個位數，市場規模和私人購買意愿相當有限。
受困于氫燃料電池汽車保有量偏少，國內加氫站等基礎設施建設運營難以獲得規模效應，接連發生關停和閑置現象，這又反過來進一步加劇了陸路交通用氫供給的短缺，削弱了氫能在這一應用場景的市場需求，導致中國氫燃料電池車產業至今難以實現商業閉環。中美日三國氫燃料電池車產業發展和政策實踐表明，氫能的應用場景不應局限于陸路交通領域，更不宜被鎖定在燃料電池賽道上。
與此同時，化工領域作為綠氫技術研發和應用的另一重要場景，卻未得到與其消費地位相匹配的政策傾斜和資金支持。實際上，自20世紀Haber法制氨以及蒸汽重整法合成甲醇被廣泛應用于工業生產后，氫氣作為原料在化工領域的重要性和強需求已在長期實踐中被檢驗和證實。
當前，國內80%以上的氫被用于氨、醇和煉化工業，而綠氫的物理化學性質與以往化工產業所用氫氣并無本質差別。基于這一現實情況，在“雙碳”目標下，應依托工業部門深度脫碳和全面綠色轉型的迫切需求，加大技術研發和資金投入力度，激活化工行業的長期氫氣應用經驗，促使新興產業與傳統產業形成充分的場景聯動，助力氫能多場景商業化、規模化應用。
值得注意的是，近年來“Power to X”概念的興起（指將可再生電力轉換為其他能源載體或產品“X”，包括氫氣、甲醇、氨等）為氫能的化工應用提供了更多可能路徑。隨著海運等領域能源“脫碳”進程提速，中國綠氫應用開始出現“綠電—綠氫—綠氨/綠醇”聯產趨勢，應用場景加快向電力和化工領域擴展。
根據能源轉換和產品轉化的不同方向，中國應加緊拓展氫能應用潛力較大的重點場景，可能包括如下方面：
一是電力領域中綠電與綠氫耦合。通過電氫間的能源轉換，利用氫的儲能屬性，實現風光電力調峰，平抑近年來快速增長的風光發電對電網造成的波動性沖擊，在保障并網安全的同時，提高風光水等可再生能源的利用率。
目前，國內對電氫耦合系統主要涉及的電解水制氫、燃料電池、儲氫和電氫接口變換器技術已有較為成熟的儲備，但如何根據電網實時需要對整個系統進行動態管理調度，包括電網與氫能在“源—網—荷”側的耦合互動、風光耦合波動性制氫、適用于電力系統的高密度儲氫、電氫耦合運行控制和設備高效運維管理等領域，仍有待深入研究和關鍵技術突破。
今后，跨界引入AI技術預測風光資源波動變化和設備潛在故障，以優化發電計劃、儲能調度和電解槽管理，為實現電氫耦合系統的數字化智能化賦能提供了最佳路徑。
二是綠氫與綠氨聯動。氨作為富氫分子，具有易于液化、不易燃爆、便于儲運等突出特點，可作為儲氫載體利用其已擁有的完備貿易和運輸體系，突破氫的運輸瓶頸，降低用氫成本和加氫站建設難度。同時，氨本身也是化肥等工業必需的重要原料，下游產品需求量巨大，但因長期使用灰氫作為氫源，合成氨工業能耗水平高且碳排放強度大。
引入綠氫替代，有助于滿足中國合成氨工業發展低能耗、低碳排放技術路線轉型的緊迫需要。中國作為世界上最大的合成氨生產國和消費國，氫合成氨和氨制氫相關技術成熟可靠，相關生產線調整和改造難度可控。近年來，各級政府和國內市場對綠氨項目的認可度加深。
截至2024年，中國已明確基于綠氫合成綠氨的項目共計57個，其中4個已經試車成功或初步投產，相應規劃產能近1 500萬噸/年，已接近往年國內合成氨產量的40%，對未來驅動合成氨工業深度脫碳具有重要意義。
三是綠氫與綠醇聯動。這一聯動的契機來自“雙碳”目標下國內對新增傳統甲醇生產項目在原料和規模方面的限制增多。同時，歐盟以《歐盟海運燃料條例》為依據，對船運碳排放啟動了剛性罰款機制并得到了國際海事組織的跟進，倒逼以馬士基為代表的國際航運巨頭加快尋求綠醇作為綠色替代燃料，海運業綠色溢價的支付意愿不斷強化。
供需兩端的低碳轉型為中國綠氫制甲醇釋放了需求空間和更加明確的預期，低碳甲醇領域逐步形成多技術路線并行的發展格局，但對比仍占據主流路線的傳統煤制甲醇工藝技術，綠氫耦合制醇的技術路線在降本和產業化等方面有賴于綠氫價格的實質性下降。
03、氫能行業準入特征及面臨的主要問題
在未來產業群中，相較于以人工智能為代表的以數字技術為核心支撐的產業，氫能產業整體上對高端科創要素和頂尖創新團隊的倚重相對弱于AI、量子信息等領域，主要呈現重資源重資本重技術“三密集”的鮮明行業技術經濟特征，這也為不具備一流科創資源和高層級人才集聚條件的地區提供了發展未來產業的現實選擇。
一些風光資源豐富但高端人才供給受限、創新生態不夠完備、城市美譽度不足的地方政府將氫能產業視為發展未來產業的重要機遇，爭取項目落地、布局基礎設施的意愿十分迫切。
然而，在2023—2024年由國家規劃帶動、以海運應用場景為牽引的投資熱潮中，一些氫能項目遭遇“由熱轉冷”的發展困境，促使我們更加客觀、全面地看待氫能產業獨特的技術范式和組織結構，以及由此決定的產業鏈不同環節、行業不同發展階段的政策訴求，進而識別出制約氫能產業高質量發展的關鍵堵點和難點。
1、氫能產業的進入特征與組織結構：基于新能源和新能源汽車比較的視角
作為重要的綠色產業賽道，中國新能源和新能源汽車產業發展雖經歷了起伏和波折，但總體來看稱得上是政產學研協同推動戰略性新興產業創新發展的成功范例。將氫能與這兩個產業的組織結構進行比較可以發現，氫能產業具有更高的進入條件，至少在行業發展早期，技術成熟度和產業化難度對企業進入更具挑戰性，導致一些在新能源、新能源汽車等戰略性新興產業中取得積極成效的政策工具在氫能領域難以復制其成功經驗。
對比光伏和新能源汽車行業的存續企業規模和分布可知，現階段在中國氫能產業的市場主體結構中，科研和技術供給方占據行業的絕對主導地位，而服務于下游應用端的企業規模和數量較為有限，表明政策引導或市場自發形成的需求還未形成規模，行業發展整體上仍處于產業技術體系的創建期。值得注意的是，氫能企業的長期存續率明顯低于光伏和新能源汽車企業，產業鏈主要環節的技術經濟性未達到臨界點，這固然與產品屬性及發展階段的差異有關，但也表明氫能產業發展對政府補貼更為倚重。
進一步比較分析光伏和新能源汽車產業早期政策引導階段的發展情況可知，氫能注冊企業數量也顯著少于二者，這在一定程度上表明氫能產業存在較高的進入門檻，主要可以歸結為兩方面的原因。
一方面，進入新發展階段，中國新興產業蓬勃發展，新興產業具有的顛覆性特征引發技術外溢，賦能傳統產業和其他新興產業，進而全面實現生產率提高，但新興產業固有的不確定性給政府精準識別藍海賽道帶來了挑戰。
面對諸多不確定性，各地在推動前沿科技創新和未來產業發展上，往往以廣撒網、擇機選優的模式為策略邏輯。受制于有限的政府財力和行政資源，氫能產業難免與其他新興產業爭奪政策資源。
作為資源資本技術“三密集型”領域，氫能產業的從業資質要求較高，加之項目建設周期長，技術迭代相對較慢，短期內難以形成確定性預期和重要技術成果，在與那些已充分開展商業化部署、具備實質性帶動效應的未來產業賽道的競爭中處于劣勢。
從目前各地實施的氫能產業扶持方式來看，地方政府對可領取補貼的項目標準以及補貼獎勵金額的上限設置了較多限制，雖輔以項目審批、資質許可放寬、路權優待等非補貼性激勵措施，但支持力度仍有所保留，并不足以使綠氫等核心產品像以往光伏等產品一樣快速將市場價格拉低至平價水平。
這種政策傾向在一定程度上有助于規避氫能產業發展的風險，減少沉沒成本，但對于無論是依靠技術創新的實體企業還是有意通過政府補貼進入該領域的社會資本而言，政策氛圍及其激勵力度顯然不足。
另一方面，由于長期以來大規模氫氣需求僅派生于化工領域長流程的內部循環之中，缺少強勁、持續的外部需求支撐，氫能產業生態和供求格局較為封閉。國家對氫能在未來工業減碳進程和能源消費結構中的戰略定位，需要圍繞綠氫生產改造氫能供應體系。
一般來說，實現與化工等下游大規模需求端的高效耦合，涉及電力、控制、化工等多領域的跨界合作。然而，從示范項目的建設和運行情況來看，氫能大規模生產應用面臨跨行業、跨技術協同的種種障礙，如不同領域的技術專業性強、有效交流機制缺位、行業上下游之間存在嚴重的信息不對稱等。
以作為綠氫生產核心技術的電解槽技術為例，以往主要用于在穩定電源下滿足半導體、醫藥、浮法玻璃等領域的小規模、高純度用氫需求，并未經過波動電源下長時間、大規模、持續運行的產業化檢驗。綠氫示范項目主導方的大型能源企業對此把握不到位，項目投運后，風光發電的波動性與電解槽穩定運行功率范圍要求之間發生錯配，導致項目設計和設備選型頻現失誤。
同時，一些地方政府和企業為搶占先機，在對生產模式等關鍵問題認識不足、項目技術經濟性論證不充分的情況下匆忙上馬氫能項目，削弱了示范效果。
以上分析表明，從整體上看，政策力度不足以及行業內外的信息不對稱導致氫能產業生產端在復刻光伏、新能源汽車等戰略性新興產業“寬進入、強競爭”的發展路徑和成功經驗方面存在一定障礙，從而對產業政策的針對性、適用性、創新性提出了更高要求。
2、氫能產業發展面臨的問題
關于新興產業早期培育的制度供給要求，產業經濟學給出了充分的理論依據，而世界范圍內產業政策的豐富實踐也提供了經典范例和經驗支持。其中，較為突出的難點在于政策投放的時序和力度能否與市場需求形成良性互動。這恰恰是現階段中國氫能產業投資布局和產業化面臨的現實壓力。氫能產業政策與市場需求的不適配之處主要表現在四個方面。
第一，發展扶持政策不全面，氫能標準規范有待完善。當前，國家和地方雖已出臺氫能產業支持政策，但政策體系不夠健全，貫通氫能全產業鏈發展的頂層設計尚未完全到位。
在技術人才培養和引進、制氫電價補貼機制等方面缺乏系統性和連貫性，氫能在工業、發電、儲能等領域的替代性應用、關鍵基礎設施項目建設審批等層面的支持政策亦不明朗，監管部門在落實氫能項目時職責不夠明確，跨部門、跨領域協調障礙重重，建設項目審批、驗收標準不一，阻礙了綠氫項目推進。
《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》提出了氫能發展的戰略定位和發展目標，行業、地方和企業方面也已制定上百項涵蓋技術規范、工作要求、試驗方法和測試方法的行業標準和技術要求，但整體來看，政策供給過于碎片化，氫能制、儲、運、加、用各環節還沒有形成全行業認可的規則程序。
在國際標準建設方面，國際標準化組織發布了55項ISO氫能相關標準，中國對相關工作的參與不夠深入。
第二，核心技術存在差距，部分關鍵材料供應自主化水平有待提升。在氫能產業全球競爭格局中，美國、日本、歐盟布局更早，技術攻關和工程應用已取得先發性進展，中國氫能領域整體上處于技術研發和資源投入階段，質子交換膜、車載儲氫容器、長距離管道輸氫技術等氫能制儲運加相關設備和技術正在加緊追趕國際先進水平。
即便在電解槽等國內發展較為成熟的裝備制造領域，除個別頭部企業啟用部分自動化產線外，品控和實際性能還參差不齊，技術成熟度和應用可靠性仍落后于領先國家。
同時，受氫能關鍵材料及設備零部件工藝復雜、性能要求苛刻、技術突破周期長等因素影響，一些關鍵技術和產品長期被歐美日等技術先發國家和地區所壟斷，包括碳紙、催化劑在內的氫燃料電池基礎材料和零部件仍依賴進口，應用成本高昂且存在供應鏈安全風險。
第三，生產與消費錯位，綠氫基礎設施建設短板突出。中國氫能發展區域布局的資源和市場空間錯配問題突出，導致綠氫儲運難度大，應用成本增加。氫儲運網絡、工業副產氫純化系統等支撐設施不足，國家層面尚未形成統一的規劃、建設、審批流程。
相關基礎設施管理機制和整體布局滯后阻礙了氫能規模化、商業化發展，全產業鏈體系上下游難以形成有效聯動，抑制了氫能在綠色化工、長途重載物流等方面的優勢發揮。
第四，綠氫生產應用難度大，作為綠色能源的競爭力不足。目前，中國以電解水技術為主的利用清潔能源制氫的效率偏低，多處于示范階段，產量長期不足國內整體氫產能的1%，相關項目建設周期長、成本高。在運項目設備開工時間少，且因工程系統調節優化難度大，產能爬坡慢，與發展氫能促進能源轉型的需求還有較大差距，這種狀況進一步導致綠氫及其下游產品的成本遠高于同類型傳統產品，技術經濟性較差、市場接受度低，嚴重制約綠氫生產和應用的發展。
國內綠氫項目主要依靠可再生能源強制配儲機制推進，存在“重配輕用”問題，實際應用規模難以擴大，行業整體發展過于依賴電解和儲運技術的突破以及碳稅等平價機制的落地，迫切需要推出更加合理有效的行業規劃和扶持政策。
04、氫能產業高質量發展的推進方略
回顧21世紀以來全球能源轉型的進程，清潔能源技術的巨變有目共睹。伴隨著成本大幅下降，可再生能源投資風險顯著降低，在越來越多的國家和地區，光伏和風電已成為最具價格競爭力的電源。與這些“技術—市場—政策”協同效果顯著的綠色賽道相比，氫能產業化仍在經歷“知易行難”的階段，這種情況在新興經濟體中表現得更為突出。目前有30個不同收入水平的新興市場制定了氫能發展戰略，但政策供給總體上不足以支撐氫能發展所需的監管框架、需求側激勵和基礎設施路線圖。
與已經具備價格競爭力的可再生能源領域不同，綠氫尤為需要在政策、監管、基礎設施規劃和市場開發方面協同推進，方能吸引大規模投資。然而，由于激勵措施和市場確定性沒能“入位”，全球范圍內私人資本進入動力不足，綠氫項目風險依然高企。
從國內氫能產業發展狀況來看，在經歷2019—2024年的示范應用之后，各界對于氫能應用的認識不斷加深，氫氣供應價格和應用需求開發在實現氫能產業鏈閉環中的關鍵作用得以凸顯。燃料電池車銷量下滑引發的“祛魅效應”以及綠氨、綠醇等綠氫下游衍生產品的市場需求迸發，在促使氫能業界切身體會到培育非化工氫能需求難度較大的同時，也通過試點示范進一步明確了氫能在未來能源結構中的合理定位。
政府和產業界開始重新審視先前確定的氫能應用方向，不再對先發國家的氫能應用推廣路徑亦步亦趨，將氫能應用由純氫擴散至氫基各類衍生產品，表明中國氫能推廣正從燃料電池支撐的陸路交通熱度“退燒”中逐漸趨于理性，產業發展目標更加務實。
氫能產業的早期發展，包括其中遭遇的波折和障礙總體上符合新興產業成長周期性變化的一般規律，也凸顯了顛覆性創新和未來產業培育必須克服的不確定性。
同時，研究發現，拋開因氫能作為能源革命重要支點的高預期而對其賦予的各種光環，氫能產業在某種意義上可以稱得上是相對“傳統”的新興產業，其“技術—經濟”范式在未來產業群中有一定的獨特性，這種獨特性在很大程度上源自氫能的能源化工產品屬性及其對傳統資源的依賴。
實際上，氫能產業發展面臨的難題集中在制取、輸配、應用三個領域，制備環節并不存在難以逾越的技術難關。相較于技術創新的難度，基礎設施投入和生產體系的完善似乎更具挑戰性，這意味著氫能產業推進路徑在很大程度上是可以由項目投資拉動的，通過推動生產和應用規模不斷擴大，促使“干中學”效應發揮正向作用，催生相關應用領域的邊際技術革新，實現跨領域技術磨合，進而改善應用技術的經濟性，形成產業生態良性循環，這種發展路徑恰恰是國內地方政府熟悉和擅長的。
正是基于這一技術經濟和要素構成特征，一些不具備高端要素集聚條件的地方政府將氫能視作接入未來產業賽道的為數不多的目標選擇，也為在氫能領域延續低水平重復建設的發展模式埋下了隱患。從長遠來看，中國氫能產業實現高質量發展，將對能源體系重構和大國競爭下戰略價值的關注切實轉換為持續涌現的綠色新質生產力，應在低成本制氫技術創新、供應體系完善、綠氫規模化利用等方面做好文章。
第一，科學開展頂層設計，統籌產業發展資源。現階段各地方政府出臺的氫能規劃繁多，氫能發展技術路線、資源調配路線、氫能應用方向并不明朗。
國家層面的氫能制、儲、運、加、用等工業體系建設，仍需組織各方專家對氫能行業在技術、應用、產業鏈布局規劃、項目設計等方面開展更充分的論證，全面評估氫能在能源轉型、實現“雙碳”目標及帶動各地區產業發展等方面的作用。科學研判“西氫東輸”“北氫南送”“海氫登陸”等重大工程實施的可行性，根據各地資源稟賦匹配相應的項目資源，完善氫能發展專項戰略，激發氫能上下游產業鏈的發展活力和信心，統籌各地區發展資源，建立跨界協同的產業鏈體系。
同時，參考先發國家氫能技術標準，適度前瞻制定中國氫能安全標準和監管制度，盡快建立統籌協調機制，明確相關部門在氫能行業監管方面的權責，努力完善氫能項目審批、建設、驗收流程，及時建立安全事故防范及應急響應機制，有效管控氫能產業發展中的風險隱患，確保氫能產業安全、健康發展。
第二，加大氫能關鍵環節技術研發力度，探索引入跨界發展思維和技術范式。綠氫關鍵技術的突破與成本降低是促進氫能需求增長的決定性因素。針對氫能產業各環節技術經濟性不足且部分關鍵部件依賴國外供應的問題，要加大對關鍵領域補鏈強鏈的政策支持力度，加快研發基于“電—氫”耦合的“水風光儲氫”及氫基衍生產品一體化聯產技術，突破可再生資源就地轉化制氫的技術瓶頸，強化氫能成本下降的市場預期。
在場景開拓方面，升級優化傳統氫氣利用工藝技術，積極探索氫能在化工、煉鋼、交通等高能耗高排放行業的減碳、脫碳應用技術。通過研發補貼和稅費減免政策，鼓勵高校和科研機構開展脫碳氫能技術研發，培養氫能行業急需的關鍵人才，搭建企業、高校和科研機構產學研合作平臺，建立跨部門協調機制。
引導企業抓住全面綠色轉型的戰略機遇期，借鑒日本成立氫能供應鏈技術開發聯盟的做法，汲取中國光伏、新能源汽車等新興產業打造高效可靠供應鏈的經驗，發揮AI等跨界技術在輔助技術迭代創新中的獨特優勢，面向綠氫制備、氫能化工、CCUS技術、燃料電池研發等核心技術攻關，加快構建產業生態圈，促進上下游企業協同合作，形成發展合力。
第三，建立氫能應用示范區，拓展應用場景。應用模式創新是氫能產業化的必由之路，也是獲得市場認同的關鍵步驟。可以考慮在已有“綠氫”項目落地的“三北”及東南沿海等地進一步優化區域供氫設施，建立綠色氫能示范應用區。以促進科技成果轉移轉化為抓手，重點支持示范區內應用場景構建和商業模式創新，積極嘗試氫能的跨領域合理使用，拓展氫能技術在工業、民用、公共服務中的應用場景，積累用氫經驗，逐步完善氫能全產業鏈綜合示范。
主管部門應督促項目運營方充分披露相關信息，為社會資本參與綠氫產業鏈建構提供可靠參考，推動氫能初創企業快速發展，加快形成產業集聚。
第四，加強國際合作，追蹤前沿技術，積極參與氫能國際規則制定。從發展現狀來看，全球氫能市場還未形成，各國技術開發和產品應用各有側重。深化國際合作能夠促進研發成本共擔、應用場景共建共享，有利于建立統一的國際氫能源標準和規范體系。需要強調的是，氫能作為新一輪科技革命和產業變革下能源體系重構的重要方向，推動相關領域的合作對于強化綠色轉型國際共識、推動全球氣候協同治理具有突出的現實意義。
為此，要在吸收借鑒先發國家技術創新、戰略布局、制度保障措施的基礎上，搭建氫能應用多邊合作平臺，用好聯合國氣候變化框架公約、國際氫能經濟和燃料電池伙伴計劃、清潔能源部長級會議等合作機制，實現國內外氫能技術和政策的信息互通，密切跟蹤國際最新技術發展趨勢，挖掘氫能潛在應用技術空白領域；
充分發揮中國可再生能源豐富、產業基礎好的有利條件，主動融入國際氫能產業鏈、供應鏈體系，支持中國企業與國外先進企業合作，開展前瞻性海外市場布局，降低研發成本，形成產能優勢；
積極推動與共建“一帶一路”國家在制氫基地、加氫站、輸氫管道等領域的區域合作，探索推進氫能基礎設施的互聯互通和氫能貿易；
深度參與國際規則和標準制定，著力提升中國在氫能國際標準體系構建中的影響力。
