由于世界各国国情不同，能源资源禀赋存在差异，能源结构各不相同，环境污染和碳排放压力各不相同，因此能源发展和能源转型路径必然有所不同，同样氢能发展也不可能有适合于各国国情的统一道路。
中国是世界人口大国，经济大国，能源大国，碳排放大国，必须借鉴国际经验并密切结合自身国情，深入分析氢能发展潜力，尽快找到一条氢能发展道路，建立符合科学发展和能源转型大趋势的发展模式。
一、继续完善顶层设计，进一步明确氢能的战略定位
根据中国过去改革开放和经济社会发展的经验，中央对于某个领域或产业发展需要开展顶层设计，也就是为未来发展制定一个远景或绘制一个蓝图。
也可以说，顶层设计就是为某产业设计一条未来几十年的发展路径或路线图，当然也包括制定时间表或制定分阶段目标等。
同样，对于氢能产业来说，顶层设计至关重要。
近期，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，根据规划，中国氢能产业将实现如下阶段性目标。
2025年目标：
1. 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；
2. 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产业供应体系；
3. 燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站；
4. 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年目标：
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年目标：
1. 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。
2. 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。
不过，在本人看来，上述氢能产业规划虽然有了具体内容和目标，但是总体上还远没有健全或完善，一是规划期比较短，二是重点不甚清晰，三是未来长期战略目标尚未建立，尤其是缺乏氢能产业如何与国家“双碳”战略目标相匹配的内容。
在氢能属性方面，国家应该更加强化氢能的能源属性，明确将氢能纳入到能源管理范畴，统一明确行业主管部门，理顺管理工作流程，提升管理效率。
从中长期和大能源角度来看，国家需要在未来几十年，有其是2060年以前这个长期时间段内，明确氢能在中国能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求、实施阶段和步骤、阶段性可量化指标、产业链各环节的发展重点和相关配谈政策措施等，编制氢能产业长远发展的宏伟蓝图。
目前，将氢能作为未来中国建立现代能源体系的重要组成部分，这一点似乎已经没有异议，基本上取得了广泛的共识，但需要更加明确其战略地位和作用，尤其是在未来能源转型、实现“双碳”目标、终端能源消费等方面处于何种地位、如何发挥重要作用等还需在国家战略层面上继续界定，做到完整、准确、清晰和明确。
从中国能源系统的核心问题出发，找准氢能发展的切入点，科学选择让氢能融入整个现代能源体系建设过程中的最佳合理路径。
由于氢能技术上述属性，因此各级政府应统筹经济效益、节能减碳和产业发展等诸多因素，充分利用氢能具有的“高效清洁的二次能源、灵活智慧的能源载体、绿色低碳的工业原料”等三重重要特点，通过政策支持和市场引导，逐步构建氢能在交通、储能、运能、工业、建筑等众多领域的多元化应用场景。
从国际氢能发展实践来看，主要发达国家氢能产业发展均有出发点和立足点，均考虑各自资源禀赋、产业基础、现实需要等多方面因素，大多遵循战略上积极、战术上稳健，坚守发展初衷、不盲从、不冒进的推进策略。
我们必须认识清醒，中国氢能产业与发达国家相比，仍然有较大明显差距，目前尚未实现规模商业化的临界点，因此必须稳扎稳打，短中期内不可有过高价值期待。
从发展模式来看，中国在未来较长时间，主体思路应该是技术驱动，也就是说应该以技术突破来带动产业发展和市场繁荣，坚决防范那些不切实际的市场投机和概念炒作行为，尽最大努力规避或避免出现重大的系统性和方向性风险。
二、持续制定和完善政策体系，积极引导产业快速发展
长期以来，氢能在全球能源转型中被寄予厚望，中国早在上世纪就开始关注氢能发展，也相继开展了氢燃料电池技术等领域的研究与开发和政策设计和制定，但是总体上，氢能产业在中国一直处于起步发展阶段或极其缓慢发展阶段。
方向一旦明确，政策便成为要务。
政府在氢能产业发展中，必须发挥关键作用，尤其是在产业发展初期，如果政府政策引导和作用缺失，那么无论如何这个产业都无法获得发展空间。
在政策层面，应从国家层面健全氢能产业政策体系，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。
进一步明确行业主管部门，完善监管法规与检测体系，鼓励真正有资源优势、技术实力的地区和企业互相协作，共同推动氢能产业发展。
中央政府应该积极发挥规划引导和政策激励作用，推动地方结合自身基础条件理性布局氢能产业，实现产业健康有序和集聚发展。
政府政策具有重要引导作用，同时也必须对产业有规制作用，对于可能出现的各种乱象应该未雨绸缪，及早考量，避免出现产业发展失序。
因此，各级政府应该积极引导氢能产业健康有序发展，及时将氢能纳入国家能源体系管理，进一步明确氢能的能源属性，坚决避免多头管理或无头管理。
1. 加大财政和金融支持力度
从现实情况看，中国电解水制氢在氢能结构中的占比还不到2%，可以预判，在短期内中国制氢途径将仍然依靠化石能源尤其是煤炭制氢，利用电解水制氢来保障市场需求尚需要较长一段时间。
目前，中国电解水制氢成本过高，其中电价和制氢效率是关键，在电价比较高却难以下降的前提下，在短期内电解水制氢成本难以与碳排放量较高的化石燃料制氢成本相比，在经济上很难具有竞争优势。
在可再生能源制氢领域，国家应该投入资金，强化技术攻关力度。
各级政府应该加强金融服务保障，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。
由于在全球范围内氢能产业尚处于发展初期，氢能产业的主导技术与标准等尚未完全定型，氢能技术创新依然属于高风险项目，因此国家应该建立氢能产业风险投资基金，通过风险投资模式加快技术研发和市场推广。
各地政府应该根据本地实际制定和出台政策，鼓励当地企业因地制宜，探索多元化制氢技术路线，出台和落实电解水制氢的电价优惠政策，鼓励支持能源企业参与制氢-氢能交通项目，突破可再生能源制氢领域的各种制约因素。
建议国家对基础设施建设进行补贴，支持推广油氢站合建、站内制氢-加氢母站等商业创新模式，对氢燃料电池车辆示范性运营初期给予资金补贴。
2. 建立公共服务平台
政府应该建设公共服务平台，为企业与机构提供政策、行业信息、技术分析等服务。
3. 完善市场监管体系
政府监管对于氢能产业健康发展具有重要意义，各级政府应该坚持安全发展理念，明确监管主体，完善氢能发展监管体系。
国家应该制定指导性文件，引导各个地区因地制宜、协同布局氢能产业，统筹建立氢能监管体制，创新市场监管机制，走出一条政府监管的创新之路。
4. 完善科技政策体系
加强科技科技管理部门，尤其是国家科技部和地方科技主管部门，要制定氢能产业科技政策，设立各类科研项目，扎实做好基础研究，设立氢能源与燃料电池等专项课题，建立持续性研发支持保障机制。
在科技创新体制和机制方面，需要有创新思维和做法，强化以氢能产业发展的重大需求为导向，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。
在企业微观层面，充分发挥企业作为技术创新主体的作用，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。
5. 重视人才培养
在人才培养方面，国家应该推动高校设立氢能相关专业和学科，培养氢能产业高层次研究型人才和产业职业型人才队伍。
改变以往过分关注国有企业的做法，支持有比较好基础的民营企业参与国家科技项目和高端人才培养，加强技术培训和民营企业人才培养，设置博士后科研工作站，提高民营企业科技队伍素质，承担氢能科技攻关和基础研究等科研任务。
三、聚焦关键技术升级，以技术突破驱动产业发展
国家应该围绕氢能制取、存储、运输、加注、多元应用等全产业链，加速突破关键材料及核心技术设备瓶颈，逐步降低氢能产业成本，完善有关技术标准以及检测、认证和监管体系等。
目前，中国氢能产业链上部分核心关键技术、关键材料和装备制造等尚未实现自主可控，因此应该通过产业发展联盟、国家级创新平台等机制，依托产业链龙头企业打造攻关联合体，全面提升基础研究、前沿技术和原始创新能力，尽快突破关键核心技术，加快国产化进程。
各级政府应该统筹组织优质资源，合力开展重点技术攻关，并委托相关科研机构进行全过程评估，全力推进氢能产业解决技术“卡脖子”问题。
1. 建立技术创新平台
通过联合科技攻关，可以避免分散研发和低水平重复建设等问题，进而有效提高科技研发资源的利用效率，避免国家宝贵资源的浪费。
应该抓住世界能源转型这一重大趋势和机遇，进一步加强国际科技交流与合作，积极利用国外国内两种资源，开拓国内外两个市场。
科技研发平台建设至关重要，国家应该制定政策和激励机制，积极推动建设国家级和省部级氢能科技研发平台。
明确科技研发重点领域，尤其需要重点突破可再生能源制氢、副产氢纯化以及化石能源脱碳制氢等技术，加大资金和人力投入。
2. 重点突破可再生能源制氢技术
2021年，中国氢气年产能约4100万吨，年产量约3300万吨，已经初具规模。
但是，这些氢气产量主要来自于化石能源制氢，也就是业内常说的灰氢，而且这些氢气并没有作为能源使用，而绝大部分直接作为化工原料用于石化和冶炼等行业。
最近几年来，由于受到各种因素，诸如技术成熟度不高、成本效率不足和生态环境约束宽松等制约和影响，中国可再生能源制氢也就是“绿氢”的生产并没有得到快速发展，呈现出概念多、炒作多、热度高等特征，但整体上发展十分缓慢。
在氢能关注点上，中国近年来氢能发展主要关注点是燃料电池汽车相关技术，而在氢能全产业链，包括制、输、储、用等各个环节的技术攻关和应用示范存在局限。
其实，中国氢能发展具有某些先天优势，市场空间很大，应用场景丰富，因此未来应该聚焦氢能全产业链，而不仅仅聚焦于燃料电池车的关键核心技术攻关，应该以多元化的应用场景和重大示范为突破口，统筹谋划氢能发展之道。
优化制氢工艺和流程，逐步实现制氢过程污染物的零排放。
从制氢方式未来趋势看，电解水制氢恐怕是未来重点发展方向，其中技术攻关又是重中之重，这是摆在氢能产业面前的重大选择。
国家“双碳”目标已经制定，氢能产业上游发展必须聚焦于“绿氢”制备。
国家实施“双碳”目标战略，其核心就是如何降碳和如何实现零碳，这其实为中国氢能产业发展带来了重大机遇。
中国氢能产业发展，应该有利于助推各个行业降碳脱碳和转型升级，同时也使绿氢产业有机会蓬勃发展，成为未来能源领域的一大靓丽风景线。
在此大背景下，中国氢能产业有可能借势破局，顺势而为，势如破竹，真正构建起一个蓬勃发展、清洁低碳的产业。
通过科技研发，取得重大电解水制氢技术突破，是实现中国实现大规模制氢能力的关键途径，通过规模化制氢技术突破可以有效降低制氢成本。
除此之外，国家应该重点支持在电解海水制氢、光催化制氢、微生物制氢等领域的技术攻关项目。
中国必须以逐步提升“绿氢”在终端能源消费中的占比为主攻方向，只有实现这样战略目标，氢能产业才能具有可持续性，才是未来发展方向。
3. 建立氢能重大专项
在科技创新模式上，国家可以继续采用科技重大专项模式，比如参照大飞机制造技术、高铁技术和油气重大专项等创新模式，设计和组织国家氢能重大科技专项，举全国之力，尽快突破大规模低成本制氢、高效安全储运与加氢利用等技术瓶颈，以龙头企业带动氢能整个氢能产业链各个环节的科技进步。
4. 完善和健全技术标准体系
在氢能产业技术标准方面，应该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。
比如，在可再生能源制氢、液态储氢、工业利用绿氢等新型氢能产业领域的技术工艺、流程、装置、设备及生产运营等各个环节，国家应该组织专业力量尽快制定诸如国际、国家或行业的标准，以此来规范氢能产业和氢能市场的健康发展。
四、继续实施重大示范工程，突出示范项目引领带动作用
未来几年，国家氢能工作的重点应该聚焦于建设重大示范工程。
中央政府应该尽快从国家层面整体谋划氢能产业重大示范工程，在技术装备领域重点部署电解水制氢、燃料电池、储氢、运氢和加氢等技术装备制造和技术攻关。
不过，中国需要在氢能多个领域进行全链条布局，但是也必须意识到，中国氢能产业总体还处于起步初期，在未来几年内应该以示范应用为主，避免盲目冒进。
在整体产业发展推进中，必须将重大科技攻关与重大示范工程密切结合起来，相互促进，循环迭代，政企结合，产学研合作，整合各自资源，发挥各方优势，共同推动技术突破和产业兴起。
根据其他产业发展和示范区建设经验，国家设立国家级和省级氢能产业示范区，创新体制和机制，探索和创新商业模式，在某些地区或企业开展先行先试工作，着力在于氢能产业前沿技术及装备制造领域。
在区域示范方面，应该科学选择区域，合理开展示范项目，要集中示范区域的优势力量，充分利用原有产业基础，推动技术和产品迭代发展，验证商业应用路径，避免多点开花，防止盲目投资，规制市场无序竞争。
打造可再生能源制氢示范区，构建氢能产学研体系，形成以氢燃料电池汽车应用为重点，带动制氢、加氢、氢能产业装备制造和研发的全产业链条。
继续支持国家燃料电池汽车示范城市群项目，挖掘、开发氢能应用场景，拓展氢能在交通、储能、工业和建筑等领域的应用，探索在重型工程机械、轨道交通、船舶、无人机等领域的示范应用。
在某些氢能资源丰富的地区，健全氢能产业链，打造氢能重点企业，扩大市场主体数量和规模，在全国范围内逐渐形成诸多具有引领性的氢能产业集群。
鼓励各地政府出台氢能产业发展政策，支持各地建设“氢进万家”示范工程，尽快在全国形成氢能产业发展的良好营商环境。
各级政府应该综合分析氢源供应、基础设施便利和应用场景等各种因素，在基础条件较好的地市尤其是在某些高速公路沿线城市开展氢能产业科技示范工程，以示范项目或示范区建设为先导，打造整个氢能产业走向全国。
从氢能应用场景来看，中国在“三北”、西南等可再生能源资源丰富地区，应该因地制宜，利用低价可再生能源开展绿氢制备和应用。
在华北、中部及南方等区域，由于受电比例高、电网调峰压力大，因此应该充分发挥氢能的调峰和储能作用，提高电网运行的稳定性和灵活性。
应该积极推动科技攻关项目试点和示范，在玉门、新疆、青海、大庆、吉林等风、光资源丰富的地区，推进清洁、低碳、低成本氢能制备产业的体系建设，逐步形成绿氢制备产业的规模化发展。
在京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区，应该结合氢燃料电池汽车示范城市群建设，重点推动氢燃料电池车及氢能“制储输用”等示范应用。
在中东部及南方区域，由于经济承受能力相对较强，可以优先开展燃料电池热电联供在商业建筑和工业园区等应用，促进氢电热等异质能源互联互通。
在未来较长时期，国家应该因地制宜，分地区、分批次、分重点的推进氢能典型场景应用示范。
根据中国东北、华北北部和西北地区（简称“三北”地区）绿氢规模发展与东部沿海“海氢上岸”整体布局，积极引导氢能在化工、炼钢、交通、储能、发电等高能耗、高排放产业的能源替代，逐步替代部分化石燃料。
要开发和利用氢能低碳制备、氢能交通、天然气输送管道掺氢等技术，发挥氢能在能源互联媒介和高效耦合的特性，推动氢能与电力、热力等能源的互联互补，实现氢能在工业园区、社区、写字楼和交通领域等领域的推广利用。
五、加强统筹协调，科学合理布局全产业链
根据中国氢能联盟预计，到2025年，中国氢能产业产值有望达到10000亿元。
到2050年，中国氢气需求量将接近6000万吨，实现二氧化碳减排约7亿吨，氢能在终端能源体系中占比超过10%，产业链年产值达到12万亿元，成为引领经济发展的新增长极。
由于中国地缘辽阔，不同区域资源禀赋和产业基础等相差甚大，因此各地区应从各自资源禀赋、技术能力、产业基础、市场空间以及及地方财力等多方面系统谋划，突出自身优势，理性布局氢能产业，坚决避免跟风盲从和同质化、低水平重复投资。
由于目前氢能产业发展尚处于初级阶段，产业链各个环节的成本居高不下，因此各个地区应该走差异化发展道路，需要发挥区域优势或现有企业优势，走特色发展之路，走区域资源优势之路，走技术创新之路，防止走大规模重复之路。
应该充分利用氢能的特点和优势，发挥其在可再生能源消纳、增强能源系统灵活性与能源网络智能性等方面的重要作用，更好地与既有的各种能源品种相互耦合和互动，各种能源全面协调发展，推动整个能源转型过程，建立全新的现代能源体系。
加强统筹协调，处理好氢能政策与市场机制、氢能技术与氢能市场、氢能供应与氢能需求、氢能发展与区域经济社会发展、氢能发展与其他能源发展之间的相互关系，正确在上述各个方面做到协调、统一、和谐，避免出现彼此失衡。
从技术创新本身来看，氢能技术尤其是电解水制氢和燃料电池技术等，属于高端技术，集尖端材料、先进工艺、精密制造于一身，兼具高附加值和高门槛等属性。
从氢能应用场景趋势看，未来空间和领域比较广泛，比如可以依托燃料电池技术，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。
另外，氢能还有可能在“难以减排的领域”，比如在工业原料、高品位热源、重卡、船舶、应急保障电源等领域得到大规模应用。
从产业链来看，在氢能产业，中国必须逐步构建制氢、储氢、运氢、加氢、用氢等氢能产业体系。
对于地方政府来说，在谋划氢能产业发展过程中，应该遵循“需求导向”原则，“自下而上”布局生产、储运及相关基础设施建设，推动氢能供应链各环节协同发展，避免某个环节的“单兵突进”。
中国具有广阔的沙漠、戈壁、荒漠、草原及海域资源，可以提供丰富的太阳能、风能、潮汐能等可再生能源资源，具有发展“绿氢”制备产业的先天优势。
当然，在上游制氢领域，国家必须引导制氢产业从“灰氢”逐步转向“蓝氢”，最终彻底过度到“绿氢”，如此才符合未来能源转型和实现“双碳”目标的大趋势。
在储运氢方面，应该因地制宜，实行差异化发展，比如氢的长距离储运应该以天然气管道掺氢或新建纯氢管道输氢为主，而中短距离应该以如氨等多种储运技术结合为主。
在储氢和运氢方面，通过技术创新，探索固态、深冷高压、有机液体等氢储运方式，统筹推进氢能储运基础设施建设，超前布局中长距离输氢管网建设，在港口码头与高速公路服务站建设加氢站网络，逐步构建便捷和低成本的氢能储运网络。
随着氢能上游技术突破进程不断加快，可以通过储氢和输氢网络将上游制氢与下游用氢之间相互交联在一起，在工业、交通和建筑等领域大规模普及绿氢利用。
可以预见，在“双碳”目标背景下，能耗双控将逐步向碳排放双控转变，新增工业项目的碳约束将越来越强，绿氢必将成为工业领域氢原料替代的重要途径。
在燃料电池方面，随着技术进步和突破，可以助力交通产业实现转型。
在化工领域，如炼油、合成氨、甲醇生产以及炼钢行业，绿氢应该逐步取代灰氢。
在传统能源密集型产业，氢能应该代替化石能源作为能量载体进行供能。
在建筑领域，采用绿氢的分布式冷热电联供系统，可以实现有效的节能减排效应。
在电力系统，氢能作为一种能源储存介质，可以为可再生能源并网消纳提供重要途径，从而支撑新型电力系统建设。
众所周知，风电、光伏等新能源具有随机性、波动性的特点，对电力系统调峰带来较大压力。
在电网调峰方面，目前电力系统调峰常用方式有调峰火电、抽水蓄能和电化学储能等，而氢能具备大规模、长周期储能优势，可以成为一种新型调峰手段。
通过可再生能源制氢和氢能发电，实现电-氢-电模式，可以为电网提供灵活调节资源，满足电网系统长、短期的调峰需求。
在可再生能源消纳方面，可再生能源制氢为大规模风电、光伏项目开发增添了一种新的就近消纳手段。
风光制氢相当于自带用电负荷解决部分新能源消纳问题，同时将波动的新能源电力转化为可长时间存储的氢能，形成“风光氢储”一体化新能源开发模式，进而助力新能源的消纳。
