当前，我国氢能储运体系整体仍处于“补短板、强能力、建体系”的关键窗口期。与会专家普遍认为，储运环节是制约氢能由“能用”走向“好用、广用”的瓶颈之一，其技术成熟度、经济性与安全性，直接决定氢能大规模应用的可行边界。

    经过“十四五”时期的技术攻关、示范验证与产业培育，我国多技术路径并行的储氢体系已初步成型。在高压储氢领域，35MPa（兆帕）气态储氢技术已完全成熟并实现工程化应用，70MPa Ⅳ型储氢瓶实现国产化量产，质量储氢密度达到国际先进水平。液态储氢方面，我国在低温液化、绝热保温与系统集成等关键技术上持续突破，液氢制取与运输装备国产化进程明显加快。固态储氢则在储氢材料研发、吸放氢动力学调控及工程化验证方面取得阶段性进展。

    但需要注意到，氢能储运环节仍面临多重现实压力。从基础设施布局来看，同济大学教授明平文指出，我国氢能基础设施尚未形成网络化联通，整体呈现“单区域、单线路、单点位”的示范特征。随着运输距离拉长，系统可及性与安全风险显著上升，对装备可靠性、运行管理与标准体系提出更高要求。

    从经济性看，氢气储运成本占比依然偏高：高压气态管束车百公里运输成本3～8元/千克，运输经济半径在100～200公里，超过该范围，成本会快速攀升；液氢运输与长输管道建设对技术成熟度和前期资本投入要求极高，叠加设备维护与人工成本持续上升，运营主体普遍面临较大压力；管道运输成本可降为百公里0.1~0.5元/千克，具备显著的规模经济优势。业内预计，随着一批重点输氢工程投运，国内具备实质性进展的输氢管道总长度将超过7000公里，未来在华北、华东等用氢需求集中的区域，氢能综合使用成本有望明显下降。

    与会专家认为，未来一段时期，我国氢能储运将呈现“高压、液态、固态、管道多路径并进”的发展格局，通过技术迭代、标准完善与重大工程牵引，逐步构建安全、高效、低成本的氢能储运网络体系。

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    中国石化积极推进内蒙古乌兰察布10万吨/年风光制绿氢一体化项目前期工作，将打造跨区域、长距离输氢示范工程。该项目全长超过1000公里，设计压力6.3兆帕，一期输氢规模达10万吨/年，远期规划提升至50万吨/年，管道建成后将稳定向雄安新区、石家庄炼化、天津石化、燕山石化等重点区域及企业供应绿氢。