绿氢的远距离、大规模输送可通过输氢、输电两种方式开展。前者是利用可再生能源电力就地制氢，通过输氢管道将绿氢跨区域输送至需求侧消纳；后者是利用特高压输电技术跨区域输送可再生能源电力，在需求侧通过电制氢满足当地绿氢需求。在不同输送距离的场景中，输氢与输电的经济性不同。随着输送距离增加，输氢管道建设、运维等成本明显增加。我国特高压输电技术较为成熟，在远距离、大规模等特定能源输送场景中，特高压输电代替管道输氢具有更好的经济性。

综合考虑输送场景、经济性等因素，需要通过电氢耦合的方式来实现未来我国各地区绿氢供需平衡。2030年前，以区域内部绿氢输送为主，少部分绿氢需要跨区域输送。2030年后，需要综合考虑可再生能源基地分布、输电通道与输氢管道最优容量配置，因地制宜开展电氢协同规划建设。

制订分阶段发展路径推动电氢耦合发展

在新型电力系统中应用氢能需要统筹安全、技术、经济等因素，结合我国能源转型及氢能产业发展各阶段面临的挑战，按照发展时序，制订分阶段发展路径，才能充分发挥氢能对新型电力系统的灵活调节作用，并实现电氢耦合发展。

2030年前，建议开展电氢耦合技术攻关及典型场景下的工程示范，推动宽范围、大容量、高效率、低成本、模块化电解水制氢技术装备的工程化商业化应用，实现可再生能源电力电解水制氢工程规模化发展，促进可再生能源消纳。

2030至2045年，建议进一步加强储氢、氢能发电技术研究，推动低成本、高密度、大容量储氢技术工程化商业化应用，实现电制氢、氢发电、热电联供等特定场景下工程规模化部署，让氢能的调峰调频作用得到更大发挥。随着新型电力系统建设不断推进，氢能产业链逐步完善，可再生能源电力制氢成为重要的可调节负荷。同步规划可再生能源发展、电网输送通道建设、输氢管道建设及电制氢项目建设，形成可再生能源电力电解水制氢与电网协同互动的建设格局。

2045年后，建议开展大规模、长周期、跨季节氢储能工程应用，支撑电力系统季节性电力电量平衡。氢能制取、储运、发电等各个环节与新型电力系统源、网、荷各个环节深度耦合。采用可再生能源电力进行电解水制氢，逐步成为氢能的主要来源。因地制宜建设氢储能电站，利用氢储能特性实现电能跨季节长周期大规模存储，支撑电力系统安全稳定运行。