氢气化学反应释放能量的二次能源，需通过工业过程从水或化石燃料中提取，其核心优势在于零碳排放潜力和超高能量密度——单位质量热值达汽油的3倍，燃烧或通过燃料电池反应后仅生成水，彻底规避应用端碳排放。当前全球氢气需求已接近2024年的1亿吨规模，同比增长2%，但95%仍由传统化石燃料制氢（灰氢）满足，绿氢（可再生能源电解水制氢）占比不足5%，主要集中于炼油、化工及工业领域，新兴应用如交通、储能仅占不足1%。

全球氢气产业布局呈现显著区域化特征。中国作为最大生产消费国，占全球需求近三分之一，已建成459座加氢站并规划超800万吨/年绿氢产能，长三角、珠三角形成产业集群；欧洲通过“氢能银行”机制和Barmar管道等基础设施推动蓝氢与绿氢发展，电解槽产能达10吉瓦；美国与中东凭借低成本化石燃料和可再生能源优势，分别布局低碳氢能项目与出口枢纽；日韩则聚焦燃料电池技术突破及进口价值链构建。然而，低排放氢能发展仍面临多重阻力——2024年全球低排放氢产量虽增长10%，但占比仍不足1%，且近期出现项目延期潮，成本高昂、需求与监管不确定性及基础设施滞后是主要掣肘。

低排放制氢的核心路径分为蓝氢与绿氢两类。蓝氢通过化石燃料制氢结合碳捕集与封存（CCUS）技术，可减少50%～78%碳排放，但成本增加18%～40%；绿氢则依赖可再生能源电解水，技术路线包括碱性电解槽（成本低但效率75%）、质子交换膜电解槽（效率高但依赖贵金属催化剂）及高温固体氧化物电解槽（效率超90%但材料耐久性待突破）。当前绿氢成本达33.7元/千克，是灰氢的3倍，主要受制于电力成本（占60%～80%）、电解槽设备投资及规模效应不足——IEA数据显示，2030年低排放氢能潜在产量预期已从4900万吨/年下调至3700万吨/年。

成本高企的根源涉及多重技术难点。电解槽效率提升需突破非贵金属催化剂、宽功率波动适应能力及耐久性瓶颈；储运环节面临氢脆现象、高压储氢瓶材料限制及液氢蒸发损耗挑战；燃料电池电堆功率密度需提升至4.5kW/L以上，膜电极与催化剂仍依赖进口。此外，可再生能源波动性要求电解系统具备快速启停能力，而缺水地区需开发海水直接电解或工业废水制氢技术，如中国团队提出的海水无淡化原位电解技术已拓展至气田采出水应用。

技术创新正推动成本下降与规模化应用。新型阴离子交换膜电解槽试图融合碱性电解槽成本优势与PEM效率特性；高温电解技术通过耦合核能或太阳能热电站实现电能消耗降低；光热空气集水自驱动系统在干旱地区实现仅靠太阳能制氢，解决水资源依赖问题；热化学循环制氢利用热能驱动化学反应，避免直接高温分解的材料苛求。政策与市场机制亦加速转型——欧盟在交通和工业领域设定氢能配额，碳定价机制与氢能发展战略刺激需求侧转型；中国规划2030年建成1000座加氢站，欧洲推进H2Med跨区域管网及港口－工业区枢纽建设，澳大利亚Yuri项目将液氢储运成本降至3.2美元/千克。

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未来发展方向聚焦三大维度：政策驱动需从生产侧补贴转向需求侧配额与碳定价，刺激钢铁、化工等难减排行业绿色转型；基础设施先行需加速输氢管道、地下盐穴储氢及氢氨耦合码头建设，形成规模效应；技术创新需突破电解槽效率、储运安全及燃料电池国产化，推动全产业链成熟度提升。国际合作方面，中东、澳洲等可再生能源富集区或成出口中心，日韩需构建进口价值链，统一绿氢认证与标准将促进全球市场融合。

国际能源署署长比罗尔强调，尽管经济逆风与政策不确定性带来压力，但全球氢能技术推进的强劲信号持续显现。通过技术迭代、政策协同与国际合作，绿氢成本有望在2030年降至25元/千克以下，逐步替代灰氢，推动能源结构转型，最终实现氢能作为“21世纪终极能源”的脱碳使命。