The Innovation Energy | 补齐氢能发展的关键拼图

图1 图文摘要

氢气燃烧不产生温室气体和污染物，被视为实现碳中和的重要能源载体。截至2024年，全球已公布510个氢能项目，氢能相关的投资与论文发表持续攀升（图2a、b），项目主要集中于欧洲、中国和美国（图2c）。然而，在截至2025年9月的前18个月内，已有52个大型氢能项目被取消，暴露出高成本与市场不稳定等问题。为此，本文从能量品质、储运功耗、生命周期排放和泄漏影响等方面，系统评估氢能的适用场景。

图2 氢能利用与科研发展趋势（a）近六年氢能投资情况；（b）2005-2024年氢能相关论文数量及增长趋势；（c）全球氢能项目及取消项目的分布

氢能的发展受到热力学、物理、化学、工程、环境及资源条件的多重约束。首先，电能转化为氢必然伴随能量品质下降。氢在空气和纯氧中的燃烧㶲系数分别为0.824和0.903；液化1 kg氢的理论最低功耗为61.53 MJ，占其低位热值的43.2%，压缩至70 MPa至少需要8.17 MJ/kg。扣除储存能耗后，氢的有效质量和体积能量密度明显低于汽油、柴油等燃料（图3）。其次，氢虽然具有较高的质量能量密度，但体积能量密度很低，即使压缩至70 MPa，其体积热值也仅为汽油的15.4%，导致储罐笨重、运输效率低和基础设施成本高。

图3 典型燃料的燃烧温度、㶲系数及净能量密度对比; (a)不同燃料在空气和纯氧中的燃烧温度与㶲系数；(b)典型燃料的体积能量密度和质量能量密度

在化学与工程层面，水分解制氢本身需要较高能耗，氢还具有较宽的可燃范围、较低的点火能和较强的渗透性，易通过接头、密封件及管壁泄漏，并可能诱发金属氢脆和受限空间燃爆。环境方面，氢虽不直接吸收红外辐射，但泄漏后会通过影响羟基自由基、甲烷、臭氧和水汽产生间接增温效应。其生命周期碳排放高度依赖制氢电源、压缩、液化和运输过程；不同制氢路径的成本与碳足迹差异显著（图4）。

图4 氢能在不同生产路径、能量基准、电力来源及终端应用下的碳排放与成本；（a）灰氢、蓝氢、绿氢和天然氢的生产成本与碳足迹；（b）汽油、液化天然气和氢的单位供能生命周期碳排放；（c）不同电力来源下绿氢的最低碳足迹；（d）不同燃料与动力系统行驶100 km的成本和生命周期碳排放

此外，绿氢生产面临淡水消耗和区域资源错配，并受到氨、甲醇等替代燃料竞争。氨在储运密度、基础设施和远距离运输等方面更具优势，可作为可再生能源的储能载体（图5）。

图5 可再生电力经氨储存至终端利用的路径构想

在电网储能中，氢能系统的理论往返效率低于75%，明显低于锂离子电池的90%—95%，因此更适合长时或跨季节储能，而非短时调峰（图6）。

图6 氢能储能路径中的能量流与转换效率

前述约束并不意味着否定氢能，而是需要明确其适用场景。氢能的优势主要体现在三类场景：直接电气化难以实现同等功能、系统受质量而非体积限制，以及储能时长和空间错配使电池或电网扩容不再经济。在难减排工业中，氢可作为钢铁直接还原等过程的化学还原剂；在长途重载运输、航空及极寒环境中，其高质量能量密度、快速加注和余热利用具有独特优势；在超过100h的长时及季节性储能中，地下盐穴储氢可降低系统成本。氢还可与电池、氨和甲醇协同，以提升功率响应并降低远距离运输成本。其规模化应用应建立在低碳电力、高设备利用率、产用协同及全链条泄漏控制等条件之上；在乘用车、建筑供热和短时储能等领域，直接电气化通常更具效率和安全优势。