问题——从“热度上升”到“规模落地”仍有关键短板；随着各地持续出台支持政策、示范城市群加快推进、社会资本明显增多，氢能产业关注度提升。但业内普遍认为，氢能要从局部示范走向广域应用，必须直面储存运输不够经济、安全体系有待完善、关键材料和装备依赖度较高等现实难题。特别是“制—储—运—加—用”链条中，一旦储运与终端供应无法形成稳定能力，即便上游制氢成本下降，也难以真正转化为终端竞争力。 原因——技术路线多元但“卡点”集中，系统性协同不足。多位院士在研讨中指出，当前常温高压气氢、深冷液氢、固态储氢、有机液体储氢等路线并行发展，产业探索活跃，但大容积高压储氢瓶组、高压压缩与液化装备、低温泵等核心设备仍存在短板，国产化率和可靠性提升空间较大，工程化能力与规模化制造能力尚需补齐。同时，绿氢供给与风光资源分布、用氢场景与产业布局之间存在空间错配，电力系统调节能力与氢能转换储存体系仍需更紧密耦合，导致“有电难用、用氢不稳”的矛盾在部分地区显现。 影响——成本曲线下行带来窗口期，应用边界加速外扩。与会专家认为，燃料电池和电解制氢装备的成本下降正在改变产业预期：一上，燃料电池系统价格持续下探，为交通、分布式发电等场景深入打开空间；另一方面，电解槽市场快速扩容，叠加可再生能源装机增长，绿氢部分地区已具备接近竞争条件。院士们提出，若关键环节实现规模化制造、材料国产化与系统集成优化，绿氢不仅可服务国内能源转型，也有望在国际市场形成新的外向型产品能力。同时，在数据中心、通信基站等对稳定电源需求较高的场景，氢能作为长时储能与能量转换载体，可与分布式能源系统形成互补，为“零碳供能”提供新的技术路径。 对策——以“降本、保供、强标准、重安全”为主线打通全链条。其一，突破储运瓶颈，优先推动关键装备与材料的工程化攻关，提高安全冗余与监测水平，完善从生产、充装到运输、使用的全流程管理。其二，围绕成本红线形成明确路线图。专家提出，若要在交通等领域与传统燃油体系同台竞争，终端用氢价格需进一步下降，需通过可再生能源制氢、催化材料减量替代、站网共建共享以及规模化复制等方式共同发力。其三，强化氢电协同，推动新型能源体系建设。建议依托大型能源企业和科研机构组建联合创新平台，建设可再生能源制氢基地，提升电力消纳与调峰能力，形成“资源—技术—市场”的闭环。其四，协调二氧化碳捕集利用与氢能发展。针对我国能源结构特点，有专家强调，二氧化碳的封存与资源化转化同样紧迫，可将捕集的二氧化碳与绿氢耦合制取化学品和燃料，实现减排与产业增值并重。其五，布局前沿基础研究，特别是在电解水与燃料电池关键催化体系上，加快原创性突破，降低对贵金属材料的依赖，夯实长期降本的技术底座。其六，加快标准与监管体系建设，推动检测认证、设施选址、运营规范、应急处置等制度完善，为产业扩张提供可预期的规则环境。 前景——从示范走向规模需要“两手抓”：技术突破与制度供给并进。业内预计，未来一段时期将是氢能产业由点到面扩张的重要阶段：工业领域，氢冶金、化工原料替代等可能率先形成规模需求；能源领域，氢储能有望在高比例可再生能源地区承担更重要的调节角色；交通领域，干线物流、港口矿区等场景或继续成为燃料电池商业化的重点突破口。另外，固态储氢等新技术正在加速走出实验室，若在安全性、循环寿命与成本上实现工程化验证，可能改变部分区域的储运模式，带动新的装备与供应链体系形成。
氢能发展已从愿景走向现实。十位院士的集体发声，既是对现状的深刻洞察，也是对未来的科学指引。从技术突破到产业升级，每个环节都关乎“双碳”目标的实现。我国已拥有全球最大的制氢规模和最完整的产业链基础，下一步需通过政策、技术和资本的协同发力，推动氢能从示范走向规模化应用，使其真正成为支撑可持续发展的清洁能源。