综述：氢作为综合能源系统战略推动者的未来：技术发展、障碍与政策影响

《Energy Strategy Reviews》：The future of hydrogen as a strategic enabler in integrated energy systems: Technological developments, barriers, and policy implications

本文综述系统探讨了氢在综合能源系统（IES）中的关键作用，聚焦其全产业链（生产、储存与运输）的技术进展与挑战。文章指出，氢凭借其高能量密度（120 MJ/kg）和零碳排放潜力，是连接电力、热力与交通部门，实现深度脱碳的关键媒介。当前，蒸汽甲烷重整（SMR）仍是主流制氢方式（占全球产量75%），但其伴随高CO2排放（9–12 kg CO2/kg H2），需结合碳捕集与封存（CCS）技术以生产“蓝氢”。电解水制氢（“绿氢”）技术，特别是质子交换膜（PEM）和碱性电解（AE）技术，正随着可再生能源成本下降而快速发展，其成本预计将从当前的3.7–11.7美元/千克降至2030年的1.5–2美元/千克。在储存方面，高压气态储氢（350–700 bar）、低温液态储氢（-253 °C）及固态储氢（如金属氢化物）等技术各有优劣，需根据应用场景（如移动交通、电网调峰）进行选择。运输环节则涉及管道、液氢槽车及化学载体（如氨）等多种模式，其中管道运输成本最低（约0.2–0.7美元/千克），而液氢运输则适用于长距离、大容量场景。文章最后强调，氢能的大规模应用仍面临成本、基础设施及政策法规等多重挑战，需通过技术创新、规模化部署及政策支持协同推进。

　　

氢能：综合能源系统的“万能钥匙”

在全球能源转型的浪潮中，综合能源系统（Integrated Energy Systems, IES）正成为提升能源利用效率、保障能源安全与实现碳中和目标的关键路径。在这一宏大图景中，氢能凭借其独特的物理化学性质，正从一种单纯的能源载体，演变为连接电力、热力、工业与交通等不同能源部门的“万能钥匙”。它不仅能有效解决可再生能源的间歇性与波动性问题，还能为难以电气化的“硬脱碳”领域（如钢铁、化工、航空）提供清洁解决方案。

1. 氢的生产：从“灰”到“绿”的蜕变

氢的生产是氢能价值链的起点，其技术路径的选择直接决定了整个系统的碳足迹。

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  蒸汽甲烷重整（SMR）： 这是目前全球最主要的制氢方式，技术成熟且成本较低。然而，其最大的痛点在于高碳排放，每生产1千克氢气会伴随产生9–12千克的二氧化碳。为了应对这一挑战，业界正积极发展“蓝氢”技术，即在SMR过程中结合碳捕集与封存（CCS），可将碳排放量大幅降低至1–4千克。例如，加拿大的Quest CCS项目每年可捕集超过100万吨二氧化碳，展示了该技术的巨大潜力。
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  电解水制氢： 这是生产“绿氢”的核心技术，当电力来源于可再生能源时，整个过程可实现零碳排放。目前主流的电解技术包括碱性电解（AE）、质子交换膜电解（PEM）和固体氧化物电解（SOEC）。其中，PEM电解因其响应速度快、效率高（65%–80%）而备受关注，尤其适合与波动性大的风光发电配合。随着技术进步和规模效应，绿氢的成本正快速下降，预计到2030年，其成本有望降至1.5–2美元/千克，具备与化石燃料制氢竞争的实力。
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  生物质制氢： 这是一种利用生物质（如农业废弃物、城市垃圾）通过气化或热解技术生产氢气的途径。该技术不仅实现了废弃物的资源化利用，还因其碳循环特性而具有负碳排放的潜力，是构建循环经济的重要一环。

2. 氢的储存：能量“搬运工”的“集装箱”

氢是自然界最轻的元素，其极低的体积能量密度（0.0899 kg/m3）给储存带来了巨大挑战。为了将能量“打包”并高效运输，科学家们开发了多种储存技术。

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  高压气态储氢： 这是目前应用最广泛的技术，通过将氢气压缩至350–700 bar的高压，储存在由碳纤维复合材料制成的气瓶中。该技术成熟度高，但能量密度相对较低，且压缩过程会消耗约10%–15%的氢气能量。
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  低温液态储氢： 通过将氢气冷却至-253 °C的极低温度，使其液化，可以大幅提高体积能量密度。这项技术常用于航天领域，但液化过程能耗巨大（约占氢气能量的30%–40%），且储存过程中存在“蒸发损失”（Boil-off），需要复杂的绝热技术来维持低温。
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  固态储氢： 这是一种前沿技术，利用金属氢化物或吸附材料（如MOFs）在常温常压下“吸收”氢气。这种方式安全性高，体积能量密度大，但目前的挑战在于储氢材料的重量较大（影响重量能量密度），且吸放氢的速率和循环寿命仍需进一步提升。

3. 氢的运输：打通能源的“最后一公里”

将氢从生产地安全、经济地运送到用户手中，是氢能产业化的关键环节。

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  管道运输： 这是长距离、大规模输送氢气最经济的方式。欧洲已拥有约1600公里的专用输氢管道。一个更具成本效益的策略是“掺氢”，即在现有的天然气管道中混入一定比例（如20%）的氢气，这被视为向纯氢管道过渡的桥梁。
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  液氢槽车运输： 适用于长距离、小批量的运输场景，例如将液氢从港口运往加氢站。其优势在于运输效率高，但成本也相对较高。
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  化学载体运输： 这是一种极具潜力的长距离运输方案。例如，将氢气转化为氨（NH₃）或液态有机氢载体（LOHCs）。氨作为成熟的化工产品，拥有完善的全球运输和储存设施，且能量密度高。LOHCs则可以在常温常压下以液态形式储存和运输，安全性好，但需要额外的化学反应设备来释放氢气。

4. 挑战与未来：通往氢能社会的“路线图”

尽管氢能前景广阔，但其大规模发展仍面临三大核心挑战：

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  成本挑战： 绿氢的生产成本目前仍高于化石燃料制氢，需要持续的技术创新和规模化效应来降低成本。
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  基础设施挑战： 从制氢、储氢到运氢，整个产业链的基础设施尚不完善，需要巨大的前期投资。
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  政策与标准挑战： 氢能的安全标准、市场机制、碳核算方法等政策法规体系尚不健全，需要政府、企业和社会各界共同努力，构建一个支持氢能发展的良好生态。

展望未来，氢能的发展将遵循一个清晰的“三步走”路线图：在近期（2025–2030年），重点是技术示范和基础设施建设；在中期（2030–2040年），实现规模化部署和跨部门耦合；在远期（2040年以后），最终实现氢能在全球能源体系中的深度整合，为人类社会的可持续发展提供强大动力。