产业链发展不平衡不协调。从上游看，“氢源不绿”“氢源不够”。2022年中国可再生能源（能源行业分析报告）制氢在氢能产量中占比较小。从中游看，“储运不畅”“供需不接”。大规模低成本氢能运输技术尚未突破，储运成本在氢气终端售价中占比较高。正在建设中的西北新能源大基地是未来的绿氢大基地，但当地消纳能力有限，而氢能应用场景丰富的东部地区往往缺氢。从下游看，交通领域应用多，工业、储能、发电等领域应用相对少。
产业链供应链关键技术材料和装备仍依赖进口。我国氢能产业装备自主化发展迅速，但在大规模氢液化、高压力储氢容器、燃料电池等关键技术和零部件领域仍需进口。特别是绿氢，需要加快质子交换膜、催化剂等材料创新，推进PEM制氢、储氢加注设备、氢内燃机等装备创新和应用。
商业化应用面临高成本难题。成本高是制约绿氢生产规模化的核心因素。中国氢能产业规模化发展路径、市场化商业模式等仍处于持续探索阶段，目前产业链各个环节成本都不同程度地偏高。
外部挑战日益严峻。进口方面，近年来国际竞争、技术封锁及贸易管控等对我国关键零部件和材料进口渠道的稳定性和可控性带来潜在风险。出口方面，则受到贸易保护主义的影响。目前我国电解槽“出海”已成为新趋势，在产能、技术、成本及供应链方面具有较明显的竞争优势。美欧相继出台相关法案对本土清洁低碳氢制备给予财政补贴或税收抵免，这给我国电解槽出口带来严峻挑战。根据欧美碳关税法案，未来我国与欧盟的氢能贸易须与欧盟碳排放配额定价机制挂钩。加强氢能领域碳排放标准对接，成为我国氢能产业发展面临的新形势。
政策有待完善。氢能的能源属性尚未得到有效落实。将氢气作为“危化品”管理，抬高了氢气的制取和储运成本。加氢站等基础设施归口管理、氢能全链条安全监管部门在一些地区尚不明确，项目持续运营面临较大挑战。氢能标准与检测认证体系滞后，已发布的标准相较于氢能产业化发展所需要的完善体系仍有一定缺口。电解水制氢成本的三分之二以上是电价，而目前针对可再生能源制氢的电价政策、用电模式不能适应产业发展。