“双碳”目标下我国氢能产业发展路线研判

罗佐县，杨国丰

（1.中国石化集团经济技术研究院有限公司，北京 100029；2.中国国际石油化工联合有限责任公司，北京 100728）

碳达峰、碳中和目标提出之后，能源清洁化力度进一步加大，其中氢能的发展颇受关注。发达国家再一次强调加大氢能发展力度，我国的氢能也开始发力。目前全国有23个省、自治区、直辖市出台各自氢能发展规划，国家层面的氢能发展规划也在酝酿。基于此，本文拟对我国氢能产业发展现状进行梳理，对氢能发展趋势、发展路线及未来的重点工程等关键问题进行分析预判，以期对国家氢能规划制定和地方氢能发展工作提供参考。

1 氢能在“双碳”目标实施中的角色定位

1.1 我国实施“双碳”目标的国际形势

发达国家在20世纪70-80年代已经基本实现碳达峰，美国和欧盟碳达峰时间稍晚，均在2007年前后，碳排放峰值分别为59亿吨和51亿吨。当前我国的工业化进程还远未结束，碳排放还处于增长期。数据显示，2013年我国碳排放达历史高点之后曾一度出现下降，但之后随着经济刺激政策实施以及经济增长动能增强，碳排放重新出现增长，到2019年排放总量达到98.3亿吨（见图1）。当前我国提出的碳减排目标是到2030年前实现碳达峰，到2060年前实现碳中和。总体看来我国提出的碳中和目标时间点和目前多数发达国家提出的时间点基本接近或略有延后，但是我国碳中和目标是在碳排放还未达峰的状态下提出的，因此实施起来难度要远大于发达国家。特别是我国目前的一次能源消费结构中煤的消费比重还在58%左右，远高于世界平均水平和发达国家水平。为此需要尽快推进去碳减碳。在此形势下，氢能的发展走上历史舞台。

图1 主要经济体碳排放情况

1.2 氢能在我国生产和生活领域具有广泛的应用空间

从能源类型来看，在产生碳排放的传统化石能源中，我国与煤炭消费相关的碳排放占比约为80%，与石油和天然气相关的碳排放占比分别为14%和6%；从具体产业领域来看，火电的碳排放占比高达43%，油气以15%占比居第2位（其中一半以上与交通运输有关），钢铁和水泥的占比分别为12%和9%，农业、服务业、居民生活等其他领域的碳排放约占21%。在上述生产和生活领域，都可以通过发展和延伸清洁氢产业链对生产生活中的高碳行为实施不同程度的低碳替代。如通过发展可再生能源制氢可以有效减少灰氢应用，降低冶金用氢及石化行业加氢带来的碳排放；通过氢储能提高可再生能源系统稳定从而实现更大份额的绿电对火电替代；通过氢能替代传统交通燃油促进交通绿色革命等。

2 全球氢能产业发展总体趋势

2.1 发达国家走在氢能产业发展的前列

国际氢能理事会发布的《氢能观察2021》统计显示，截至2021年2月，全球已有30多个国家发布了国家层面的氢能路线图，足见世界对氢能产业的认可。其中日本政府最为积极，日本于2017年12月公布了《基本氢能战略》，计划到2030年形成30万吨/年的氢气商业化供应能力，到2050年实现“氢能社会”。2019年日本又对这一目标进行了不同程度的修订，并提出了包含交通运输、民用与商用、制氢能力等在内的详实的技术路线图。2020年6月，德国联邦政府公布了《国家氢能战略》，计划到2030年将氢能需求提升至90～110 TWh，电解制氢能力达到5 GW，可用于制造绿氢的可再生能源发电装机能力为20 TW；2035-2040年，德国将再增建5 GW的电解制氢设备。2019年11月，澳大利亚联邦政府公布了《澳大利亚氢能战略》，确立了15个发展目标、57项联合行动，旨在将澳大利亚打造成为向亚洲市场出口氢能的三大基地之一，并计划在氢安全、氢经济以及氢认证方面走在全球前列。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，旨在系统提升加拿大的氢能产业水平[1]。

2.2 全球氢能消费总量及结构判断

截至目前，全球已宣布的氢能项目共有228个，其中分布在欧洲和亚洲的项目数量占到总数的75%，约2/3是工业和交通用氢项目（见图2）。《氢能观察2021》基于全球30多个国家制定国家氢能战略以及在运营项目判断，温控2℃以内情景下，到2050年氢在全球终端能源结构中的占比将达到18%。氢的消费增长很大程度上源于成本的下降，该报告认为到2030年，部分绿氢成本将与蓝氢持平甚至低于蓝氢；同时提出为确保到2030年要实现绿氢成本大幅下降，至少需要在2019年基础上再追加500亿美元投资，电解槽产能至少要达到65 GW。

图2 全球已宣布的氢能项目地区和类型分布（不含灰氢项目）[2]

该报告预计到2030年全球氢能投资累计将达到3 000亿美元；另一咨询机构雷斯塔公司也持类似观点，认为包括中国在内的全球大规模可再生能源制氢正在加速普及，到2030年各国的产业政策以及技术进步将使得绿氢成本与蓝氢持平甚至低于蓝氢；到2050年氢能成本还将进一步下降，甚至低于灰氢。综合上述咨询机构的观点判断，在可再生能源大发展形势下，2030年之后灰氢在全球氢市场的份额将逐渐趋于下降，到2050年可能完全退出市场，届时全球氢市场基本是蓝氢和绿氢的天下。由此判断，2030年将是氢能产业发展史上步入绿氢时代的具有里程碑意义的一年。

3 我国氢能消费及氢能产业发展路径

3.1 氢气消费正处在由化工原料转向能源的过渡期

3.1.1 目前氢气消费主要用作工业原料

近年我国氢气产量规模逐年递增。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》（简称《白皮书》）数据显示，当前我国氢气产能约4 100万吨/年，产量约3 342万吨/年，是世界第一产氢国；到2030年，我国可再生能源制氢有望实现平价；在2060年碳中和情景下，可再生能源制氢规模有望达到1亿吨。从氢气来源看，化石燃料制氢是我国目前氢气的主要来源，占比超过3/4（见图3）。从氢气的应用看，化工、石油炼制和冶金是最主要的应用领域，用氢量占总量的90%～95%，交通燃料用氢目前仅万吨左右。今后工业原料用氢还有增长空间，特别是在冶金领域。氢气用作冶金还原气及保护气可以有效提升冶金产品质量。中国钢铁企业普遍开始可再生能源制氢—氢能冶金立项，探寻循环经济的可行性[3]。

图3 我国制氢来源构成

3.1.2 氢气作为能源正在终端消费领域全面铺开

2020年底我国有超过7 000辆燃料电池商务车进入示范运营，这些车辆分布在北京、上海、广州等36个城市，车辆数量较2018年翻番。车型结构也发生较大变化，2020年之前氢燃料车型以中轻型客车、公交车和中轻型物流车型为主。2020年之后由于燃料电池发动机技术进步以及效率大幅改进，适应多种场景用途的氢燃料电池车开始投入使用，进一步扩大了应用领域。燃料电池汽车数量的增长带动相关加氢站布局[4]。《白皮书》统计数据显示，2020年底国内已建成加氢站128座，是2018年的近4倍。国内加氢站“东西南北中”布局框架已基本形成。

氢气能源属性的界定对氢能产业推广起到至关重要的推动作用。《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》已将氢列为能源范畴，这是认识的重大突破。2020年10月《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》也明确提出到2035年实现燃料电池汽车商业化应用的发展愿景，进一步明确了氢能源的应用路径。作为国内最大能源化工企业之一，中国石化联合国内数家绿电企业，提出依托加油站分布优势，计划建立油电气氢能源站的规划目标。按照目前各地氢规划的部署，以加氢站为代表的氢燃料消费终端布局预计很快会在全国大范围普及。目前最需要跨越的是成本障碍，国内煤制氢成本9～11元/kg，工业副产气制氢成本10～16元/kg，电解水制氢成本30～40元/kg，电解水制氢成本最高。由于制氢成本较高，现阶段加氢站氢气售价远高于汽油和柴油售价，是导致加氢亏损的重要原因之一[5]。

3.1.3 上游企业开始绿氢布局

国内绿氢生产已经以不同形式在各地展开。据不完全统计，截至2020年全国有34个绿氢项目在建，其中21个位于西北和华北地区，约占项目总量的62%。34个绿氢项目的投资方包含了15家央企、8家地方国企以及11家民营企业，初步形成了不同所有制企业组成的绿氢产业投资群。随着各地氢能发展规划实施落地，预计还会有更多企业进入上游氢能领域。

3.2 国内氢能中长期需求预测与产业发展路线

3.2.1 氢能中长期需求预测

《白皮书》预计国内可再生能源制氢有望在2030年前后实现平价，与世界同步。《白皮书》预测在2030年碳达峰情景下，我国氢气年产量将达3 715万吨，其中可再生能源制氢产量约500万吨，占氢气总产量的15%；在2060年碳中和情景下，我国氢气年产量将增至1.3亿吨左右，可再生能源制氢产量约1亿吨，绿氢占比76%。

3.2.2 氢能产业发展路线

氢能产业发展的重点任务是持续推进供给侧改革与产业链系统优化，探索适合中国国情的科学的氢能发展模式，同时为未来的氢能产业发展奠定技术与商业发展基础。加氢站布局在全国铺开后，氢能终端需求开始发力，之后围绕上游资源供给的项目投资布局及产业化推进应该成为重点。基于中国当前氢能产业发展现状，预计氢能产业发展将经历两个重要时期。

1）灰、蓝、绿氢“三氢并存”时期

当前至2030年是灰氢、蓝氢、绿氢并行发展的多氢源扩张时期。这一时期全国氢气主要供应区域仍维持现有制氢（包括专门制氢企业以及副产氢企业）项目地域分布。这一格局下，氢气的供应主要用于满足本地的工业原料需求，是在绿氢还没有大规模发展起来的形势下满足工业发展对氢原料刚需的现实格局；这一时期满足快速增长的交通氢燃料需求的氢源以灰氢为主，其积极意义在于依托灰氢探索氢能交通的商业经营模式。

国内的加氢站布局进入快速扩张期，将带动氢能交通燃料需求快速增长。风电、太阳能发电装机容量密集的“三北”地区由于存在一定程度的弃风、弃光、弃水现象，业界会考虑依托这些“废弃”电量发展一批小型绿电制氢示范项目。示范项目运营一方面可以部分替代产地附近的灰氢应用，另一方面也是为将来绿氢大规模推广应用做好技术和商业准备，属于“探路工程”。考虑到这一时期的碱性电解槽等绿氢制备关键设备还不完全具备大规模量产的条件，故业界将发展重点聚焦在建设示范项目上比较稳妥。从地域分布看，这一时期的氢能基本以“自给自足”式的就近供应为主。氢能项目虽然可能会“遍地开花”，但氢气的集输将仅限于小规模近距离。

2）蓝氢和绿氢技术迎来10年的同频共振“窗口期”

“双碳”目标提出后，CCS/CCUS技术的研发和项目推广进程显著加快，碳交易和碳税制度设计保持跟进，助推蓝氢技术应用。综合国家发改委CCS课题研究成果、《白皮书》、世界氢能理事会以及雷斯塔公司有关氢能技术公司的结论，到2030年我国的蓝氢和绿氢制备技术基本上同时达到商业应用阶段，见图4。

图4 不同途径的制氢成本

4 绿氢时代的重点工程布局

要开辟绿氢时代，氢能行业在当前及今后必须建设一批重点工程和特色工程，使之成为氢能产业的主体。从氢能发展趋势看，以下5个方面涉及到氢的产供储销体系建设，可以将其称为绿氢“五大工程”。

4.1 建设水陆结合的绿电制氢工程

西北、华北和东北组成的“三北”地区横跨东西方向，同时具备丰富的风力、太阳能资源；太阳能资源除“三北”地区富集之外，在地理上呈南北纵向分布的东中部地区亦有大量分布。基于此资源分布格局，我国可构建三北与东部“纵横结合”的两大陆上绿氢经济带，这是未来中国绿氢产业的核心，目前甘肃、宁夏及吉林已有相关规划。山西和河北及其周边地处“纵横”交汇处，是两大绿氢带的交汇地，在未来中国陆上氢经济带中可以发挥重要影响。此外西南水电、东部沿海地区海上风电制氢也是重要的制氢选项。未来海上风电输送至陆上电网具有一定难度，可考虑风电制氢。2020年中国海上风电累计装机容量达6.7 GW，占全球23%。海上风电采用电解水方式，通过管道或船舶将氢气运输到用氢地，在成本和周期上都具备一定优势；若能利用天然气管道，成本还会进一步降低。目前英国、荷兰等部分欧洲国都已经开始了海上风电制氢项目的探索。

4.2 依托天然气管网跨区域输氢工程

1）氢气跨区域流动包含四大流向

未来除绿氢产地自身消费之外，资源禀赋及发展水平差异导致的跨区域流动可能发生，具体包括北氢东输、西氢东输、海氢上岸以及东氢外送4个流向，形成全国范围的氢资源保障体系[6]。北氢东输工程主要输送“三北”地区氢气至东中部地区，西氢东输工程主要输送西南的水电制氢至东中部，海氢上岸工程主要考虑海上风电制氢在东部发达地区直接消费。但是理论上讲上述输氢通道运输方向应该都是可逆的。如果外部条件发生变化，东部的氢气也有输送至中部、西部的可能。类似天然气西气东输工程运行至今，出现了南气北输。天然气管网输送方向变更的主因在于东部地区的气源随着国际市场变化供应变得更加充分，将来的氢气输送也存在类似动因。东部地区同样也有较为丰富的可再生能源，若再考虑天然气制氢以及海上风电制氢力度加大等因素，东部出现氢气供应富足的可能性存在。

2）建设气氢一体化输送管网工程

目前我国气氢拖车运输技术成熟，是普遍采用的运氢方式，但这种运输技术效率低，仅适用于小规模及200公里以内的短途运输。目前40吨长管拖车一次只能运输400 kg氢气，不能满足大规模、长距离运氢需求[7]。一旦产业发展规模扩大，管道输氢就成了首选，但专门的氢气管道建设成本巨大。因此将氢气掺入到天然气，组成掺氢天然气（HCNG），再通过现有天然气管网输送至目的地之后再行分离的方式被认为是未来大规模输氢的最佳选择之一，这应该也是将来中国绿氢经济时代的主流氢气输送方式。世界氢能理事会的研究报告显示，管道输氢提供了最具成本效益的输氢方式。管道输氢能够以输电线路1/8的成本输送10倍的能量，并可有效利用天然气基础设施。当前至2030年是我国实现碳达峰的关键时期，这一时期的系列“煤改气”对于碳排放的达峰有重要影响。与之相关的天然气输送工程包括干线、支线以及村村通、县县通工程计划会进入快速实施期。天然气管网的丰富和完善事实上为将来的输氢创造了条件。特别需要指出的是，国内的东北、西北、华北是重要天然气产地，也是天然气中亚管线、中俄东线以及未来可能建立的过境蒙古的中俄天然气管线的必经之地，是未来的绿氢富集地，应统筹地区天然气与氢输送，按照输氢输气管网一体化要求建设天然气管网工程。

4.3 上马氢储能成为重点工程之一

1）氢储能是支撑绿电系统稳定的重要途径

国家提出建立新能源为主体的新型电力系统之后，电力系统稳定性的建设成为重中之重。增强电力系统稳定性举措应来自以下几个方面：第一层保障是新能源系统自身体系的稳定能力提升，包括发展核电、地热发电等稳定性新能源以弥补风电、太阳能发电的间歇性不足；第二层保障是发展各种储能项目；第三层保障是依托以气电为主的火电调峰。储能技术的应用可以有效进行能源余缺调剂，同时提高新能源的渗透率，被称为电力系统的“调节剂”。氢能作为绿色能源载体，可以一次性获得并可以长期储存，可以通过氢能燃料电池的技术整合成为电、热、气网一体化的结合点，是大规模消纳新能源，实现电网和气网互联互通且具柔性的重要途径。目前欧盟、加拿大、美国等都在开展氢储能项目试验，我国在安徽六安等地区也建立了相关示范项目。2020年全球氢总储量达到1亿立方米左右，总功率达100 MW，预计2030年全球氢总储量达到400亿立方米，功率总量达1×105MW[8]。出于保持新型电力系统“硬稳定”考虑，我国应该发展依托弃风、弃光、弃水电量以及需求谷电量的氢储能工程。氢储能较其他储能方式虽然具有转换效率低的不足，但其储能规模大、周期长且稳定的优势则是其他物理、化学储能形式所无法比拟的。因此，当电力系统稳定与效率出现矛盾的时候，必要的效率牺牲换来的是整个系统的稳定，产生的社会效益同样具有经济价值。若考虑弃电制氢则不存在效率损失问题。

2）氢储能工程布局方向：建设布局西北、华北、华东、西南地区的氢储能工程

按照2019年度全国弃风、弃光、弃水电量1 000 TWh估算，被弃电量至少可以制得200亿～300亿立方米氢气。“三北”、东部以及西南地区是未来中国绿电的主力供应地，保障新型电力系统稳定很大程度是保障“三北”地区风光电、东部光伏以及西南水电系统稳定性。在上述地区建设一定数量的氢储能工程是理论上的系统稳定举措之一。氢储能工程选址应坚持资源导向和区域协调原则，在“三北”与东部交汇地河北及山西等地区，在风电大省内蒙古、河北、山西、新疆等地，在光伏大省山东、河北以及水电大省四川、云南、广西等地均可以考虑建设一批氢储能项目，东部沿海地区也应考虑建设一批氢储能项目。由于氢储能发电在能量转换过程中产生损失，因此氢储能工程氢源应严格遵守来自绿氢原则，彻底杜绝蓝氢转换带来化石能源增长压力。我国重点地区非化石能源发电装机容量分布见图5。

图5 我国重点地区非化石能源发电装机容量分布

4.4 重分布式天然气制氢工程

1）依托天然气制氢丰富氢源供应具有可行性

绿氢成为主体氢源之后，蓝氢并不会完全失去市场，理想的格局应该是形成绿氢为主，“蓝绿”互动的良性格局。未来随着非化石能源发展力度加大以及全球能效水平的持续提升，天然气价格最终呈下行态势，依托天然气外加CCUS技术制取一定数量的蓝氢可能性完全存在。

2）布局一批天然气管线沿线分布式制氢项目

布局基于天然气制氢的蓝氢项目重点考虑两个区域。一是依托国内天然气管网沿线地区气源供应的管网沿线布局项目，如西气东输、川气东送工程等中东部管网沿线地区。西部及华北、东北有大量可再生电力项目，没有发展蓝氢的必要。制氢的基本思路应该是尽可能通过绿电制取绿氢，蓝氢在某种程度上是一种补充。二是依托东部沿海的LNG接收站气源优势，根据需要建设一定数量的天然气制氢项目，同时基于制氢带动近距离氢气运输及消费。将来在内地的中部地区及上海、广东、山东、福建、江苏等LNG气源供应充分地区均可建立起相应的基于天然气制氢的蓝氢项目，形成氢气供应“蓝绿”互动格局。

4.5 打造全国范围氢走廊干线工程

首先建议依托陆上高速公路网，形成跨区域的氢走廊主线。在主线带动下，发展支线。创建跨区域氢走廊应充分依托资源分布优势，尽可能因地制宜实现资源就近消费，节省氢的使用成本。结合陆上资源分布，可以考虑以下4条线：创建“横贯三北”地区交通氢走廊工程，依托使之成为连接西北、华北、东北氢交通线，并继续向海外丝绸之路经济带地区延伸，不久前全线贯通的京新高速就是很好的氢走廊选择；建设东部沿海地区氢走廊，实现交通能源升级，助力东部跨越；创建长江经济带氢走廊，将长江经济带氢走廊延伸至大西南地区，与“三北走廊”形成呼应；创建连接西南、西北的氢走廊，形成全国陆上氢走廊闭环。

其次是建设水上氢走廊。《国家综合立体交通网规划纲要》数据显示，到2035年，全国“四纵四横两网”高等级航道将达到2.5万公里左右。“四纵”主要包括京杭运河、江淮干线、浙赣粤、汉湘桂4条跨流域水运通道；“四横”主要包括长江干线及主要支流、西江干线及主要支流、淮河干线及主要支流、黑龙江及主要支流4条跨区域水运通道；“两网”包括长三角高等级航道网和珠三角高等级航道网。中长期内氢作为交通能源，可在水运发挥重大影响，应同时建设陆上和水上氢走廊。

5 发展我国氢能产业的建议

氢能产业的发展是一项全新事业，需要国家、企业、民众共同积极参与。针对目前氢能产业在我国的发展基础、能源发展目标等多项因素考虑，需要政策支持并开展相应的产业组织形式调整，为此建议如下：

1）制定氢能发展规划，做好顶层设计安排，协调好区域发展规划

做好2030年前后绿氢进入快速发展期的准备，将绿氢产供储销体系建设全面纳入近期规划，相关工程发展提前规划实施。《国家创新驱动发展战略纲要》《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》等国家级规划明确了氢能产业的战略地位，有必要通过规划予以进一步落实。目前国内氢能规划呈“自下而上”特点，地方对发展氢能非常积极，但国家层面规划欠缺[9]。建议国家出台《氢能中长期发展规划》，针对氢能产业链发展优劣势作出系统评估，就未来氢能产供储销体系作出系统部署安排，对照2030年作为绿氢时代分界线，提出各个阶段氢能的发展目标和地方分解重点工程计划。尽快制定国家层面氢能发展规划也有利于对地方发展氢能发展规划作出统筹协调，防止出现氢能产业低水平重复建设。

2）加大科技创新与政策扶持力度

当前氢能产供储销各环节均不同程度存在技术短板。加强氢能产业链关键核心技术攻关，如低成本制绿氢技术、氢储能发电技术、天然气掺氢运输及分离技术、燃料电池技术等。氢产业涉及制氢、储能发电、电网气网耦合等诸多环节，对气候波动高度敏感，系统运行非常复杂，需要高水平的智能优化集成技术支撑。目前业界热议且在部分地区发展规划中已有涉及的基于智能化的新能源云技术就是当前及今后一个时期重点攻关方向。加快核心关键技术研发突破是氢能产业能否实现高质量发展的重中之重，为此需要创建产学研用主体联合攻关机制。完善财政补贴和科技攻关支持政策，加大氢能关键材料及核心技术研究，加快核心技术成果转化；建立氢能产业发展基金，探索氢能产业支持政策；在绿氢资源富集区加大燃料电池汽车、加氢站、氢走廊的推广建设。

3）继续加强氢能标准体系制定和推广

我国近些年出台近100项氢能技术标准，标准数量高出日本、韩国、美国等氢能发达国家。但这些标准多集中在终端的燃料电池技术、检测、安全等相关领域，制氢、储运、加注等关键领域标准缺乏，对氢能产业技术创新和市场突破形成制约。氢能全产业链管理涉及国家多个职能部门，需统筹各部门予以系统推进，建立完整、先进的涵盖制氢、储运、终端消费全产业链氢能规范标准。特别是今后的发展涉及氢气身份由化工原料向能源转变，需要在能源消费诸多领域明确操作和运行规则，需要有系列标准支持。一旦标准规则发展起来了，氢能产业化便可实现在管理和技术方面“有法可依”，这对于今后的产业化推进非常重要。

4）组建央企牵头的氢能产业联盟

央企是国民经济的重要支柱，业务覆盖了氢能产业链的各个环节，理当是未来氢能革命的重要推动者。国务院国资委监管的97家央企中，开展氢能相关业务或布局的央企已有26家，数量占比达1/4。目前的绿氢项目试点中，央企已经位居前列。借鉴美国和日本等氢能领先国家的经验，结合我国制度优势，组建氢能产供储销跨产业联盟，进一步加大氢能产业链各环节协作力度，打造氢能产业自主创新生力军，共同提升氢能产业链关键材料、设备和技术的国产化率。借助联盟的力量，联合油气、煤炭、新能源发电、电网企业、氢能装备等领域行业龙头企业，形成依托生产要素共享的发展合力，缩短重点技术的研发周期以及投资项目投运周期，促进氢能产业跨越式发展。

6 结语

氢作为终极能源，其生产和消费水平提升是我国和世界能源革命的重要组成部分，是我国实现碳达峰、碳中和战略的现实选择。我国能源结构低碳化程度低，实现碳达峰、碳中和目标形势严峻，大力发展包括氢能在内的清洁能源，促进能源结构低碳化、零碳化的任务非常迫切。为此需要制定国家层面的氢能发展规划，就氢气产供储销做出部署，协调和统筹全国氢能发展。在此形势下，明确氢能发展目标，制定氢能发展路线，规划重点工程具有重要的现实意义。