5月5日，由中国石化主办的氢能应用现代产业链高质量发展推进会暨专家咨询委员会成立大会在京召开。中国科学院院士、国际氢能与燃料电池协会理事长、清华大学学术委员会副主任、车辆与运载学院教授欧阳明高在会上指出，未来，要以绿氢制备和燃料电池为龙头，带动氢能全产业链商业化。

欧阳明高认为，在氢能技术链方面，当前技术创新核心环节是燃料电池/电解装置，必须率先突破，突破需要基础科学研究发现，当前主要是选择合理的氢储运技术路线；在氢能价值链方面，已经认知的价值是战略价值，并由此催生了氢能热，待开发的价值是商业价值，而商业价值的源头是绿氢制取的经济性；在氢能产业链方面，要以绿氢制备的商业价值为推动力，以多元化、大规模商业示范应用为龙头拉动，带动绿色氢能全产业链发展。

欧阳明高表示，燃料电池和氢能要推广，目前最大的瓶颈是成本，近年来，燃料电池发动机的成本在大幅下降，去年成本已经到3000元了，预计到2025年，可以降到1000元，2030年可以降到500元。

在电解制氢方面，全方位布局了三种电解水制氢技术，包括SOEC、PEM、AEC。欧阳明高表示，目前SOEC处于10千瓦级，从成本、寿命、研发的进度来看，还需要更长时间；PEM制氢技术在商业化应用中成本仍然较高，与此同时，AEC碱性制氢技术应用在绿氢场景下仍有较大创新与提升空间。该团队在这一领域的产业孵化企业面向绿氢领域痛点，做出了产品创新与技术突破，助力能源企业绿氢项目落地。

在绿色氢能储运与加注方面，欧阳明高指出，储运和加注是氢能产业目前主要的瓶颈。综合来看，储运的路线分为三种：短途的运输，要靠压缩氢气；长途的国际氢交易，主流方式是把氢变成氨；长途大流量的输氢，则需要管道运输。

在氢系统集成与氢储能方面，欧阳明高指出，氢能的优势和挑战都在于产业链长，每一个环节都有很多技术，面临多元化的困境。“氢能系统集成技术需要适合中国国情的集中式氢储能发电系统。”他表示，我国合适的氢发电技术路线是锅炉氢掺烧，并逐步提高掺氢比例。中国可先针对西北部大型能源基地尤其是集中式大型风电光伏基地的调峰煤电厂的灵活性改造，开展锅炉的氢掺烧。

根据国际长时储能委员会分析，未来可再生能源10%的发电量需要经过长时储能技术实现长周期转移。中国需要1.5万亿千瓦时的长时储能，其中大部分需要氢储能解决。

国情决定路线，场景定义产品。欧阳明高指出，新能源发展路线与国情息息相关，技术创新则来自于绿氢领域的实际场景需求，科技创新将长期支撑能源企业氢能事业的可持续发展。