在碳中和目标的推动下，氢能源被广泛视为未来清洁能源体系的关键一环。它燃烧产物仅为水，具有零碳排放、高能量密度、多用途等优势，尤其在工业减碳、交通运输以及可再生能源储能等场景中前景广阔。然而，理想的光环难掩现实的难题，氢能源在“降本增效”方面始终步履维艰。从制备、储运、加注到终端利用，每个环节都埋藏着巨大的成本壁垒和技术挑战。
制氢技术瓶颈：绿氢的“高门槛”
氢能源的起点是制氢。当前主要的制氢路径包括：
- 化石燃料重整制氢（灰氢）：以天然气为原料，通过高温水蒸气重整（SMR）方式反应生成氢气，其成本约为 10–15 元/千克（按中国当前天然气价格）。但该过程每制取 1 千克氢会释放 9–12 千克二氧化碳，无法满足低碳发展的要求。
- 蓝氢：在灰氢基础上加装碳捕集与封存（CCUS）装置，捕获制氢过程中产生的 CO₂。尽管碳排放减少，但CCUS装置成本高、能耗大，目前捕集率难以长期稳定达到90%以上。
- 绿氢：使用可再生能源（如光伏或风能）通过电解水制氢，是实现“真正清洁氢能”的路径。然而，目前碱性水电解（AWE）与质子交换膜（PEM）电解这两种主流技术尚未成熟到商业化普及。
目前，中国绿氢制氢成本普遍在 25–35元/千克，其中电价占据成本结构的 60% 以上，电解槽系统设备（BOP+堆）占比约 30%。电解槽设备依赖进口、价格昂贵（PEM系统售价在1,500–2,000美元/kW），是制约绿氢降本的核心难题之一。
2022年10月3日美国自然杂志子刊自然地球科学《Nature Geoscience》刊文《Orange hydrogen is the new green》系统阐述了天然氢（也称“橙氢”）作为清洁能源的巨大潜力。文章指出，天然氢源于地壳中岩石-水反应或地质裂解，蕴藏量丰富，碳足迹极低，开采成本可能远低于“绿氢”。这种氢能源不仅可降低能源转型成本，还能减缓对稀缺材料的依赖。文章呼吁将天然氢列为研究重点，并制定相关政策以推动其商业化发展。
储运难题：技术高门槛 + 成本高企
氢的物理化学特性给储运环节带来极大挑战。氢气密度极低，常温常压下的能量密度仅为 0.01 kWh/L，而汽油为 8.9 kWh/L，因此必须通过压缩、液化或吸附等方式提高储氢效率。
高压气态储氢（CGH2）：当前主流方式为350bar或700bar高压储氢。用于汽车的IV型储氢瓶由碳纤维复合材料制成，单个气瓶成本在 3,000–5,000元/kg H₂。储运系统还需配置压缩机、冷却系统、安全阀等设备，综合储氢成本可达 10–15元/kg H₂。
液态储氢（LH2）：需将氢冷却至 -253℃，能耗高（液化能耗约占氢气能量的 30–40%），设备要求苛刻（超低温材料、绝热罐体）。目前主要用于航天和军工，商业化难度大。
固态储氢（Solid-state Hydrogen Storage，金属氢化物）：储氢密度高，安全性好，但吸放氢速率慢、材料成本高（如镁基合金、钠铝合金等），尚未大规模商业化。
运输方面，氢气输送常采用管道输送或拖车运输。但由于氢分子直径小、易渗透、对金属材料有脆化作用，传统天然气管网不能直接用于输氢，需大量改造或新建。此外，拖车单次运输量小（350kg–500kg），单公斤运输成本达 4–8元/kg，极大制约了大规模氢能经济性。
加氢基础设施建设成本高、进展慢
氢能源在交通领域的推广亟需完善的加氢网络。相比充电桩或加油站，加氢站（hydrogen fueling station）的技术复杂度和安全要求更高，涉及高压气体存储、高流速加注、安全防爆区建设等，设备国产化率仍然不高。
按中国标准建设一座日加注能力为500kg的加氢站，综合投资为 800万至1500万元人民币，远高于同规模的充电站或加油站。且由于站址审批难、城市燃气接入门槛高，实际建成速度远落后于电动汽车充电基础设施。
截止2024年底，全国建成加氢站不足400座，而同期充电桩数量已超800万个，形成鲜明对比。这使得氢燃料电池汽车推广陷入“车少—站少”的恶性循环。
终端利用成本偏高，产业生态尚未健全
氢燃料电池系统成本居高不下：氢燃料电池汽车核心部件为电堆，其成本结构中约 40% 来自催化剂（主要为铂），目前平均单车电堆成本在 3000–5000元/kW。相比之下，锂电池成本已降至 800元/kWh 以下，形成较大差距。
运行维护成本高：氢燃料电池汽车在实际运营中面临燃料价格高、耐久性有限（寿命一般为3000–5000小时）、维修技术尚未普及等问题。运营单位多依赖政策补贴维持收支平衡。
氢能降本是一场“系统战”。氢能源的降本不是靠单一技术突破就能实现的，而是一场横跨制取、存储、运输、加注、利用多个环节的“系统工程”。从“昂贵的理想”走向“可负担的现实”还有一段很长的路要走。
