《International Journal of Hydrogen Energy》：Hydrogen hubs and supply chains: a systematic review of configurations, modelling approaches, and harmonized economic performance
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氢能枢纽作为低碳氢能部署的区域规划框架应用日益广泛，但现有证据在生产配置、建模方法与经济假设层面仍呈碎片化分布。研究人员开展一项遵循PRISMA 2020规范的系统性综述，从Scopus与Web of Science数据库的10040条记录中筛选出84项关于氢
氢能枢纽作为低碳氢能部署的区域规划框架应用日益广泛，但现有证据在生产配置、建模方法与经济假设层面仍呈碎片化分布。研究人员开展一项遵循PRISMA 2020规范的系统性综述，从Scopus与Web of Science数据库的10040条记录中筛选出84项关于氢能枢纽、氢谷及集成供应链的同行评审研究。每项研究均按40个字段编码，在可比场景下将报告的平准化制氢成本（Levelized Cost of Hydrogen, LCOH）统一折算为2024年不变价美元。该领域文献时效性较强且地理分布集中，82%的研究发表于2022年之后，案例地以欧洲为主。生产环节通常被设定为内生决策变量，而储运、载体转化、电网接入、需求不确定性及长期基础设施演化的整合程度仍较低。在76项可协同化的全链条研究中，LCOH中位值为6.91美元/千克H2，大量表观分歧源于货币单位、基准年与系统边界的差异。本综述指出，亟需开展融合不确定性的集成化枢纽规划研究。
1. 引言
全球能源系统向可持续低碳模式转型已进入关键阶段，氢能不仅是替代燃料，更是可再生能源革命的核心赋能者。其作为清洁能量载体的特性，可有效解决长时储能、电网平衡及难减排工业流程脱碳的挑战，同时作为氨合成、炼油和钢铁制造等行业的关键原料，对国家净零战略具有重要意义。氢能枢纽（亦称氢谷、集群或生态系统）通过将制氢、储氢、输氢与终端需求在区域基础设施网络中协同布局，可利用空间规模效应提升共享设施利用率，降低孤立项目风险，已被美国、欧洲、亚太等地区的主流氢能战略采纳。氢能枢纽可破解基础设施成本高企、需求不确定性、监管框架不完善及跨环节标准化不足等部署障碍，其内部涵盖可再生能源电解、带碳捕集的化石路线、生物质转化及混合路径等多元制氢技术，储运方式则需根据规模、距离及终端需求选择压缩氢气、液氢、管道、氨或液态有机氢载体（Liquid Organic Hydrogen Carrier, LOHC）。需明确的是，本地电解制氢主要服务周边需求，而氨、甲醇及LOHC等化学氢载体主要用于长距离可再生能源跨洲际输送，而非本地生产的直接替代品，这一区分对枢纽配置比较至关重要。现有综述多聚焦单一维度，缺乏对制氢、储氢、分销、建模方法及经济性能的集成系统性整合。本研究通过PRISMA 2020系统性综述填补三方面空白：一是覆盖2022年以来爆发式增长的技经研究，其中2024年发表文献占比达三分之一；二是突破单一组件视角，采用集成供应链分析框架；三是通过LCOH协同化处理消除货币、基准年、系统边界等异质性干扰。研究最终纳入84篇文献，从文献计量特征、研究问题分类、枢纽配置与建模方法、LCOH协同化分析四个维度展开，为跨区域跨技术的氢能枢纽比较提供统一证据基础。
2. 方法论
本研究严格遵循PRISMA 2020声明，包含数据库检索、标题摘要筛选、全文 eligibility 评估及结构化数据提取四个阶段。检索策略针对Scopus与Web of Science工程、能源及环境领域文献，采用布尔逻辑字符串（“hydrogen”）AND（“hub”OR“valley”OR“cluster”OR“ecosystem”）AND（“production”OR“configuration”OR“economic”OR“storage”OR“distribution”OR“cost”OR“supply chain”OR“value chain”），最终检索日期为2025年8月，共返回10040条记录。纳入标准限定为同行评审英文全文，明确研究氢能枢纽或集成供应链，且包含至少一项核心供应链功能与定量技经分析；排除会议论文、社论、书籍章节、非英文文献、无全文获取权限、缺乏供应链或经济分析、混合燃料未单独拆分氢能及综述类文献。经过去重、标题摘要筛选及全文评估，最终确定84项研究纳入分析。数据提取采用标准化表格，涵盖40个描述性与定量字段，包括文献计量信息、地理范围、枢纽配置、生产路径、电解槽类型、储能方式、分销模式、建模方法、经济假设及LCOH值等。LCOH协同化处理采用国际货币基金组织年度平均汇率将原始值折算为美元/千克H2，再通过美国劳工统计局城市消费者价格指数（Consumer Price Index, CPI）调整为2024年不变价；未报告成本基准年的研究以发表年份作为代理变量，单值LCOH记为区间端点，场景范围则取中点用于汇总统计，仅报告运输或加注成本的文献被排除在全链条LCOH分析之外。
3. 文献计量特征与研究问题图谱
文献计量分析显示，84项研究发表于2013至2025年间，82%集中于2022年之后，2024年发表33篇，2025年截至检索日发表14篇，反映该领域与国家氢能战略及大型示范项目的强关联性。《International Journal of Hydrogen Energy》载文量最高（40篇），其次为《Applied Energy》《Energy》等期刊，表明研究锚定于氢能技经分析领域。地理分布上，欧洲第一作者机构占比58%，案例地占比约60%，亚洲、中东、大洋洲、北美等地占比较低，提示汇总结果可能受欧洲资源条件、劳动力成本及融资参数影响。研究问题分类采用多标签编码，形成七大类：经济与技经评估（89.3%）、氢能供应链系统设计优化（76.2%）、方法论与工具开发（53.6%）、可再生能源集成（52.4%）、地理空间选址分析（42.9%）、储氢集成（16.7%）及电网接入评估（4.8%）。经济评估以LCOH、净现值（Net Present Value, NPV）、内部收益率（Internal Rate of Return, IRR）为核心指标；供应链优化多采用混合整数线性规划（Mixed-Integer Linear Programming, MILP）实现全生命周期成本最小化；方法论创新涵盖遗传算法管道路由优化、马尔可夫链可持续性排序框架等；可再生能源集成聚焦风光波动性管理与电解槽运行匹配；地理空间分析则结合地理信息系统（Geographic Information System, GIS）开展资源选址。值得注意的是，储氢集成与电网接入研究占比显著偏低，二者对电解槽利用率、弃电率及LCOH的影响尚未得到充分探索。
4. 氢能枢纽配置
4.1 生产与可再生能源集成
水电解是主导制氢路径，59项研究（70%）将其作为主要生产方式，另有13项研究将其作为对比方案；蒸汽甲烷重整（Steam Methane Reforming, SMR）/自热重整（Autothermal Reforming, ATR）仅4项为首要路径，生物质或煤气化2项，导致LCOH汇总结果偏向绿氢经济性。电解槽技术中，质子交换膜（Proton Exchange Membrane, PEM）电解槽占比最高（43%），碱性电解槽12%，固体氧化物电解池（Solid Oxide Electrolysis Cell, SOEC）仅1项，阴离子交换膜（Anion Exchange Membrane, AEM）未作为首要技术出现，其余研究采用美国能源部H2A等技术中立成本数据。能源来源方面，风光互补系统占比36%，纯光伏与陆上风电各9%，海上风电8%，化石-可再生能源混合系统14%。枢纽类型以绿氢枢纽为主（约三分之二），蓝氢与多颜色混合配置占比较低，后者虽能提供同研究内跨路径比较，但蓝氢与生物质路径的样本量限制了结论外推性。
4.2 储氢与替代载体
储氢是建模一致性最弱的环节。压缩气体储氢出现于46项研究（55%），为短期缓冲主流方案；液氢储氢39项（46%），多用于长距离运输与海事应用；地下储氢（盐穴、含水层、枯竭油气藏）仅16项（19%），尽管其在季节性平衡中潜力显著。替代载体中，LOHC出现13次，氨8次，甲醇与甲基环己烷较少。压缩与液氢因技术成熟度成为短期存储首选，但地下储氢仅少数研究将其作为内生变量，盐穴因密封性优势成为主要研究对象，而含水层与枯竭油气藏因地质不确定性建模较少。氨在化肥生产与船用燃料场景中无需裂解，LOHC可复用现有油轮基础设施，甲醇路径则处于探索阶段。整体而言，储氢研究多聚焦短期缓冲，季节性平衡与载体转化的内生优化不足，限制了对弃电率、电解槽容量配置的系统级评估。
4.3 分销与运输
运输方式选择受距离、吞吐量及终端形态驱动。管道运输48项（57%），卡车/拖车44项（52%），航运39项（46%），铁路29项（35%），现场消纳31项（37%）。短距离低流量场景偏好公路运输，大流量长距离则以管道为优，跨洲际贸易需根据终端需求选择液氢、氨或LOHC。现有基础设施复用（如天然气管网改造、港口设施共享）是降低成本的关键杠杆。供应链超结构分析显示，“可再生能源-电解制氢-压缩储氢-管道运输”构成当前文献的核心路径，重整、气化及地下储氢、化学载体等边缘路径研究稀疏，反映分析覆盖范围的不均衡性。
4.4 建模方法
数学优化与技经分析为主导方法，MILP、线性规划（Linear Programming, LP）及混合整数非线性规划（Mixed-Integer Nonlinear Programming, MINLP）应用于50项研究（60%）。但不确定性处理较为初级，多采用单因素敏感性分析或预设场景，随机优化、鲁棒优化及蒙特卡洛模拟应用较少，难以捕捉电价波动、可再生能源出力不确定性及政策变化的影响。仅有少量研究整合生命周期评价（Life Cycle Assessment, LCA）与技经模型，导致LCOH多反映成本绩效而非碳强度。建模工具呈现多元化，Python-Pyomo框架、GAMS、MATLAB/Simulink及HDSAM运输成本工具均有应用，但专有软件与数据不透明限制了结果复现性，亟需推广开源工具与标准化报告模板。
5. 平准化制氢成本：汇总分析
81项研究报告LCOH相关指标，76项可协同化为全链条美元/千克H2口径。整体中位值为6.91美元/千克H2，四分位距5.02-11.22美元/千克H2。分类型看，绿氢枢纽中位值6.91美元/千克H2（56项），蓝氢枢纽1.60美元/千克H2（3项），混合配置7.77美元/千克H2（17项），蓝氢样本量较小限制了直接技术对标。生产路径方面，电解制氢中位值7.21美元/千克H2，SMR/ATR为2.50美元/千克H2。电解槽技术中，PEM电解槽LCOH中位值7.86美元/千克H2，碱性电解槽9.37美元/千克H2，多技术比较研究为6.56美元/千克H2，差异源于系统规模、资源禀赋及财务假设的混淆。能源来源方面，生物质路径中位值最低（3.79美元/千克H2，3项），陆上风电6.13美元/千克H2，风光互补8.20美元/千克H2，后者较高值源于更复杂的供应链边界设定。储氢方式对比显示，多方案比较研究中位值6.83美元/千克H2，压缩储氢8.37美元/千克H2，液氢6.79美元/千克H2，地下储氢6.49美元/千克H2（2项），储氢的经济价值需通过集成模型评估而非简单中位数比较。区域层面，欧洲案例中位值最高（8.62美元/千克H2，46项），亚洲6.14美元/千克H2，中东6.50美元/千克H2，北美3.79美元/千克H2；国家尺度上，美国、澳大利亚、摩洛哥等资源禀赋优越地区成本低于4.5美元/千克H2，法国、意大利等欧洲国家则高于10美元/千克H2。时间序列分析未发现2018-2025年实际LCOH显著下降趋势，这源于近期研究更多纳入复杂边界条件与详细财务参数，而非技术进步停滞。
6. 讨论与结论
6.1 核心发现综合
四项跨领域发现值得关注：一是研究范式从孤立技经评估转向集成供应链优化，76%的研究将至少两项核心功能设为联合决策变量，26%覆盖全链条，MILP成为主流方法；二是文献强烈偏向绿氢系统，电解制氢占70%，绿氢枢纽占比三分之二，蓝氢、生物质及多路径配置的实证基础薄弱；三是储氢与载体建模弱于生产环节，生产多为内生变量，而储氢规模、载体转化及电网接入常被外生固定；四是绿氢枢纽成本仍处高位且情境依赖性显著，全链条LCOH中位值6.91美元/千克H2，无明确下降趋势，反映研究边界拓展对成本估算的抵消效应。
6.2 文献评估与研究缺口
LCOH表观分歧主要源于报告规范差异，协同化处理后剩余变异多由系统边界与案例地驱动。供应链建模的非对称性导致无法回答季节性储氢规模优化、弃电削减潜力及载体选择对交付成本的影响等核心问题。供应链超结构揭示研究覆盖的局限性，“可再生能源-电解-压缩储氢-管道运输”路径主导，核能、生物质耦合生产、地下储氢及化学载体进口链等可行设计空间探索不足。具体研究缺口包括：地理多样性不足，非洲、南美及东南亚等资源丰富地区案例稀缺；地下储氢与替代载体未作为内生变量；动态与不确定性优化欠缺，静态模型难以捕捉长期演化；成本分析与碳排放、关键材料约束脱节；数据与工具透明度不足，阻碍跨研究对标。
6.3 政策与产业启示
首先，国家氢能战略需将储运基础设施投资与生产环节同步规划，集成储氢设计可降低弃电率并优化电解槽容量。其次，现有基础设施（天然气管网、枯竭油气藏、港口设施）复用是重要降本杠杆，挪威-德国Europipe II管道改造与科西嘉褐地平台案例已验证其经济性。第三，绿氢LCOH普遍处于4-10美元/千克H2区间，远高于灰氢1-2美元/千克H2的基准，2020年代后期需求将依赖政策拉动，化肥、甲醇、特种钢、航空航海燃料及炼油等可承受低碳溢价的行业将成为早期核心用户。
6.4 优势与局限
本综述遵循PRISMA 2020规范，样本筛选严格，LCOH协同化处理提升了可比性，并将储运作为一级分析单元。局限性在于检索限于Scopus与Web of Science的英文文献，可能遗漏非索引语言成果；灰色文献排除导致产业前沿证据缺失；部分研究未报告成本基准年，以发表年份代理引入偏差；采用美国CPI而非化工装置成本指数（Chemical Engineering Plant Cost Index, CEPCI）进行通胀调整可能影响资本密集型项目的准确性；区域亚组样本量不均限制地理比较效力。
6.5 总结展望
氢能枢纽已从概念演变为国家脱碳战略的核心要素，本研究通过系统性综述构建了配置模式、建模方法与经济性能的集成证据基础。未来需通过地理多元化案例、储运环节内生优化、动态多周期建模、成本-排放-材料协同分析及数据透明化，推动领域从碎片化案例向累积性政策证据跨越，这将决定氢能枢纽能否在2030年代以可接受成本支撑大规模脱碳目标。
