编者按：在全球应对气候变化的紧迫形势下，能源转型已成为实现碳中和目标的关键路径。氢能凭借其低排放、高能量密度以及具有多重功能等特性，成为全球关注的焦点。7月11日发布的《2025全球氢能产业发展报告》指出，全球氢能正从政策愿景阶段迈向目标量化与行业部署并进的关键期。本期聚焦氢能发展这一主题，分析全球氢能产业化发展面临的新形势、新挑战以及推动氢能产业落地的思路举措，探讨石油公司在氢能产业发展进程中扮演的重要角色与拥有的竞争优势，为企业推动氢能产业加速发展提供参考。
从“概念热”转向“落地攻坚期”
——探寻全球氢能产业破局之路
作为燃料和电力的补充，氢能在2024年取得重大进展：从欧盟将绿氢作为碳中和的关键支柱，到中国将氢能纳入战略性新兴产业，全球超50个国家将氢能纳入国家级战略规划，形成新的竞合格局。2025年，氢能产业正经历着从“前景可期”到“产业可行”的质变。标普全球（S&P Global）与bp的联合研究表明，氢能被视为工业、交通领域脱碳的核心路径，其发展已从早期的“概念热”转向“落地攻坚期”。在迈向未来能源系统的进程中，氢能发展面临产业化瓶颈与全球能源秩序重构的双重挑战，其发展将深度重塑各国能源治理体系。
各国抢占氢能新赛道，全球产业格局加速重构
氢能的价值正在被重新定义。同济大学教授张存满表示：“随着制取、储运及应用技术的不断突破，氢气正逐步从传统化工原料向能源载体转变。”从能源属性看，氢气兼具能量载体与物质转化的双重功能，既可作为基础原料，推动钢铁、化工等难减排行业深度脱碳，又能通过绿电制氢实现可再生能源的大规模储存，调节电力系统峰谷平衡。从应用场景看，绿氢在重卡运输等交通领域率先实现规模化应用，其衍生品氨、醇燃料成为海运脱碳的新方案。劳氏船级社（LR）的数据显示，到2050年，氨作为航运燃料占比将上升至20%以上。随着各国氢能战略的加速落地，全球氢能已进入产业化快速发展的新阶段。
各国正通过差异化路径抢占氢能产业发展制高点。美国以技术引领为核心，旨在通过氢能重构能源体系，例如，发展固体氧化物电解池制氢（SOEC）技术，利用核电站的余热提高制氢效率。日本聚焦细分领域技术标准的制定，重点突破液氢储运技术，构建洲际氢氨供应链。欧盟侧重规则制定与供应链稳定，将氢能纳入系统性脱碳框架。各国竞争的焦点在于氢能价值链高附加值环节。值得警惕的是，由于各国的战略差异，未来国际氢能贸易或将面临标准不统一、认证体系不一致等问题。
全球氢能产业格局正在重塑。氢能领域技术竞争日趋激烈，进口国相较于出口国获得更多结构性优势。中东国家受地缘政治因素的影响，难以很好地融入全球氢能供应链，导致氢能发展出现“区域断层”。欧美以碳标准、认证体系强化规则制定。未来，全球氢能市场的贸易流向和标准体系以商业逻辑和气候目标为基础，但也将受地缘政治因素影响。
氢能发展面临多重挑战，需突破成本和技术制约
氢能面临的挑战，本质上是一场关于“可行性”的拷问。其零排放、高热值、可储存的特性，理论上足以颠覆传统能源体系，但在落地过程中，却陷入了由宏观政策到中观产业、再到微观市场的三重挑战。
第一，氢能产业一定程度上面临“政策先行”与“市场响应”脱节。尽管各国政府积极布局氢能，如《中华人民共和国能源法》首次将氢能纳入能源管理体系，欧盟通过碳边境调节机制（CBAM）倒逼绿氢需求，但政策周期与产业成长周期不完全匹配，存在监管体系不完善、项目审批流程冗长、碳定价机制与绿氢认证标准不协调等问题。同时，氢能产业市场响应存在较为明显的滞后性，政策激励的短期性和市场信号的不够清晰，导致内生发展能力不足。
第二，成本与技术制约氢能产业商业化发展。氢能产业链各环节成本均处于高位。例如，在制氢环节，可再生能源电解水制氢设备投资大、转化效率低；在储运环节，氢气易泄漏、需高压深冷处理等特点，使其运输损耗大、液化成本高企；此外，技术迭代缓慢也限制了氢能产业整体成本的降低。氢能产业链技术如电解水制氢，仍然需要进一步突破。这是新兴产业在培育期面临的典型挑战，技术突破需要持续投入，但高成本制约市场扩张，而市场低迷又反过来抑制技术投入。来自bp的一位氢能领域专家表示：“资本市场对短期回报的诉求，与氢能投资的长周期特性存在根本冲突。”全球氢能产业的快速发展，要通过产业链协同打破这一死循环。
第三，供给与需求存在结构性失衡。能源供应受外部因素影响较大，部分地区为了抢占氢能产业发展先机，盲目扩大产能，使产能远远超出当地市场的需求。今年2月，欧洲最大加氢站运营商H2 Mobility宣布关闭德国境内22座加氢站。而在需求端，由于应用场景有限，以及配套基础设施不完善，市场对氢能的需求增长缓慢。彭博新能源财经的报告显示，2024年，全球清洁氢相关产业投资大幅下滑，反映出清洁氢需求低迷和成本高昂的现实情况。
支撑能源安全与能源转型，合作构建氢能产业新生态
以前，氢能的产业化路径是动力替代。如今，推动氢能发展的核心驱动力是能源安全和气候目标。能源安全与脱碳需求催生绿氢革命，氢能的未来发展关键取决于绿氢经济的成熟度。平价绿氢的实现有赖于可再生能源电力价格和设备成本的降低。根据中国氢能联盟的数据，2024年，绿氢制备端成本已降至27元/千克左右，应用端价格降至45元/千克。全球氢能理事会（Hydrogen Council）发布的《2024年氢能洞察》报告指出，到2030年，欧盟、美国和东亚的绿氢需求有望达到3400万吨/年，约占全球总需求的30%，而中国占2024年投运清洁氢产能的65%。
氢能的第二增长极在于实现可再生能源的消纳。风光发电具有间歇性，氢能具备可长期储存的特性。未来10年，氢能需在能源系统中明确差异化定位：在电网侧，与绿电制氢耦合的“虚拟电厂”模式或将成为平衡电网的新模式；在工业侧，钢铁、化工等难减排领域的氢基原料替代将优先突破；在交通领域，氢燃料电池或将收缩至重卡、航运等锂电池难以覆盖的高载重场景。最终，氢能的价值将取决于其与电力、碳市场、数字技术的系统耦合能力，形成“制—储—运—用”的动态碳中和闭环。
此外，全球氢能合作呈现加速发展态势，各国正通过优势互补构建氢能产业新生态。西班牙氢能联盟通过30项国际合作协议，搭建起连接欧洲与拉美的跨国合作网络。沙特阿美收购蓝色氢工业气体公司50%的股份，用以发展低碳氢业务和扩大新能源投资组合。道达尔能源与法国液化空气集团投资10.46亿美元，在荷兰建设年产4.5万吨绿氢的项目。这种多边协作机制，缓解了单一国家在技术、资源和市场方面的局限性，也通过规模效应为降低全产业链成本、应对氢能商业化挑战提供了新的解决方案。（记者 李佳奇）
石油公司正转型为氢能全产业链关键参与者
——访清华大学博士、亿氢科技公司技术顾问赵冠雷
1.从全球视角看，不同国家和地区的氢能政策有何差异？这些差异对全球氢能产业的竞争与合作格局产生了怎样的影响？
今年4月，我国国家能源局发布了《中国氢能发展报告（2025）》，明确将通过强化政策顶层设计、确立氢能的战略定位、建立跨部门协调机制及完善标准体系，推动氢能产业从试点阶段迈向规模化发展新阶段。
放眼全球，各主要经济体的政策侧重点有所不同。欧盟以《清洁工业协议》为核心框架，计划投入1000亿欧元扶持绿氢产业，借助碳边境调节机制（CBAM）推动工业领域脱碳，并依托“欧洲氢能银行”构建跨国供应链，其政策重心在于绿氢技术标准制定与出口导向布局。美国通过《通胀削减法案》提供绿氢税收抵免，聚焦区域氢能中心建设与氢能—电力系统融合，强调以市场驱动和技术创新引领产业发展。日本持续推进“氢能社会”战略，重点突破液氢储运技术与优化燃料电池汽车产业链，致力于构建跨国海运氢能网络。澳大利亚凭借丰富的可再生能源资源，提出2030年成为全球最大绿氢出口国的目标，优先推进规模化电解水制氢项目。中国则通过一系列氢能规划强化全产业链布局，目前在绿氢产能（占全球50%以上）和规模化项目上保持领先，同时侧重拓展国内多元化应用场景。
这些政策差异对全球氢能产业格局产生多重影响。一是导致技术路线分化。例如，欧盟主推PEM电解槽技术，中国则以碱性电解槽为主导。二是促进形成合作与竞争并存的态势。欧盟的碳关税政策与美国的本土补贴政策可能引发贸易壁垒的形成，而中、日、澳等国在储运技术与资源禀赋上的互补性催生了跨区域合作，如日本从澳大利亚进口绿氢、中国与欧洲开展电解槽设备技术交流。总体而言，政策导向下，各国在优势领域实现快速突破，同时发展路径差异导致产业链“碎片化”，为全球氢能产业的成本协同效益与技术共享带来挑战。
2.石油公司在当前氢能产业发展进程中扮演着怎样的角色？
石油公司正从传统能源供应商转型为氢能全产业链关键参与者，凭借在能源基础设施、技术积累与全球布局方面的优势，在生产、储运、应用等环节发挥重要作用。
在生产方面，石油公司是蓝氢和绿氢的核心生产者。壳牌在荷兰鹿特丹建设的200兆瓦绿氢项目，利用海上风电电解水制氢，每日可生产60吨绿氢，推动交通领域脱碳。bp在英国推进H2Teesside蓝氢项目，计划通过天然气重整结合碳捕集、利用与封存（CCUS）技术，每年生产50万吨蓝氢，同时捕集200万吨二氧化碳，助力工业脱碳。沙特阿美与林德公司合作开发氨裂解技术，探索绿氨作为氢能载体的出口潜力，将中东的可再生能源转化为氢能产品，并供应给欧洲市场。
在储运方面，石油公司依托油气基础设施和技术优势，推动氢能储运技术的突破与应用。德国公司Open Grid Europe将天然气管道改造为输氢管道，验证了现有基础设施的复用潜力，降低了氢能运输成本。国内方面，中国石化正在建设的400公里输氢管道将成为国内首条长距离输氢干线。
在加氢站网络建设方面，石油公司可利用现有加油站网络，快速布局加氢基础设施。例如，bp加入欧洲H2Accelerate合作项目，计划到2030年在欧洲主要公路沿线建设加氢站网络，支持重型卡车应用氢能。
在工业应用方面，石油公司将氢能与现有业务结合，推动化工、冶金等行业的脱碳。例如，壳牌与蒂森克虏伯合作，在德国钢铁厂试点氢能直接还原铁（DRI）技术，替代传统的煤炭炼铁工艺，可减少80%的碳排放。石油公司还探索氢能在燃料电池、储能等领域的应用，如bp在澳大利亚的氢能储能项目，利用盐穴储存绿氢，为电网调峰提供支持。
石油公司的技术与资源整合能力凸显竞争优势，其在制氢、储运、加氢站建设等领域的技术与经验可直接迁移，但也面临绿氢成本高、蓝氢依赖碳捕集技术成熟度等挑战，需通过技术创新与合作构建氢能生态，助力全球能源转型。
3.我国石油公司参与氢能产业该如何有效控制成本？
我国石油公司参与氢能产业，可从政策工具、技术突破、商业模式及全链条布局4方面着手，有效控制成本。
在政策工具创新层面，可推动建立“绿氢溢价机制”，通过碳交易市场或政府补贴，填补当前绿氢与灰氢之间10—30元/千克的成本差距。同时，探索“氢电耦合”电价政策，降低可再生能源弃电率，提升绿电利用效率，从源头控制制氢成本。
储运技术突破是成本控制的关键。需加快700bar（压强单位）储氢瓶用碳纤维、液氢泵等关键核心技术的国产化进程，降低核心设备进口依赖度；依托甘肃、新疆等地的西部盐穴及枯竭油气藏，建设大规模储氢基地；复用现有油气储运管网，改造后每公里成本较新建氢管道低60%，显著降低输氢环节支出。
商业模式创新有助于分摊成本压力。可借鉴国外经验，与钢铁、化工等领域企业签订长期供应协议，锁定稳定需求，以分摊电解槽折旧成本。同时，探索“氢能信托”等金融工具，吸引社会资本参与规模化项目，缓解资金压力。
通过全链条一体化布局提升综合效益。可参考壳牌“制氢—管网—加氢站”垂直整合模式，在新疆、内蒙古等风光资源富集区，建设“绿电—绿氢—下游应用”一体化基地。通过缩短运输半径、优化资源配置，可实现综合成本降低15%—20%，提升氢能项目的整体经济性。
4.石油公司应如何利用自身优势拓展氢能业务？
石油公司在拓展氢能业务过程中，可充分利用油气行业全链条经验，并结合石化领域在制氨、制甲醇、石油精炼等环节的技术积累，形成多维度协同优势。
在勘探与开发环节，石油公司可将地质勘探技术迁移至可再生能源制氢项目选址方面，例如利用沙漠、海上风电场的资源评估经验，精准布局“风光氢储”一体化基地。借鉴页岩气开采的模块化施工技术，将电解槽安装周期缩短30%，降低工程建设成本。在CCUS领域，制氨过程中成熟的胺法二氧化碳捕集技术（成本低于50美元/吨）可直接应用于蓝氢生产。同时，石油精炼中氢气提纯工艺（如变压吸附技术）能将绿氢纯度提升至99.999%，满足化工、电子等高端领域需求。
在运输与储存环节，石油公司可依托天然气管道改造经验，分阶段实现掺氢输送（初期20%以下，逐步提升至100%），利用油气管道超声探伤等检测技术监控氢脆风险，较新建纯氢管道节约40%的投资成本。石化行业在液氨、甲醇运输中积累的低温储运设备运维和安全管理体系，可直接应用至液氢、有机液态储氢（LOHC）场景，例如将LNG接收站改建为液氢中转站，利用现有液氨运输船构建跨海运氢供应链，可将长距离运输成本降低50%以上。同时，借鉴石油储备库建设经验，依托盐穴、枯竭油气藏建设大规模储氢基地，结合制氨过程中高压气体处理技术，提升储氢系统的安全性和容积率。
在销售与终端环节，石油公司可将加油站网络升级为“油氢电服”综合能源站，通过在现有站点中增加加氢、充电、光伏发电功能，使单站改造成本较新建加氢站降低50%以上。
针对工业客户，石化公司制氨、甲醇的经验可应用于“氢能+碳”管理，例如为化肥厂提供绿氨，替代传统灰氨，可帮助其减少80%的碳排放；为化工厂设计“氢燃料电池热电联产+碳足迹认证”套餐，利用石油精炼中积累的工业客户资源和供应链管理能力，快速打开工业用氢市场。在交通领域，则借鉴成品油物流调度经验，优化加氢站库存与运输路径，提升终端服务效率。
这种多维度的经验利用不仅能降低转型风险，更能通过规模效应与技术协同，推动石油公司成为氢能产业“制储输用”全链条的核心参与者，在能源转型中重塑竞争优势。（记者 马睿）
国际石油公司氢能发展阶段性大事记
2000—2010年
探索试点阶段——初涉氢能领域，围绕技术验证和基础设施展开早期布局
●2003年，壳牌参与冰岛氢能试点项目，在旗下当地加油站建成全球首座氢燃料加注站，为3辆戴姆勒氢燃料公交车提供加氢服务，是国际石油公司涉足氢能基础设施的开端。
●2005年，雪佛龙在美国加利福尼亚州齐诺（Chino）投运首座氢燃料示范站，作为美国能源部支持的6座试点站之一，为现代氢动力SUV提供燃料，开启石油公司氢燃料供应试验。
●2006年，道达尔能源在德国柏林开设欧洲首个面向公众的加氢站，与宝马合作助力氢动力7系轿车测试运行。此举表明，石油公司从初涉氢能基础设施到进一步推进氢能基础设施建设的跨越。
●2007年，bp与力拓公司成立氢能合资企业，计划开发化石燃料制氢，并配套碳捕集技术实施发电项目，以低碳氢替代燃煤发电。该举措开创了石油公司将氢能与CCS结合用于发电的先河。
●2008年，壳牌在美国加利福尼亚州洛杉矶上线首个汽油—氢气混合加注站，并采用站内电解水制氢技术现场制备氢气，供应燃料电池车。加氢站运营技术得到验证。
2011—2020年
战略孕育阶段——氢能由试验迈向商业化，开启多点协同布局
●2012年，壳牌在英国伦敦建成商用加氢站，为燃料电池出租车提供服务。该项目是HyTEC（Hydrogen Transport for European Cities）计划的一部分，旨在推动氢能助力交通发展。
●2015年，道达尔能源与液化空气集团等合作，参与成立德国H2 Mobility合资公司，共同建设全国加氢站网络，为氢能交通基础设施发展筑牢根基。
●2017年，壳牌、道达尔能源等13家能源、运输企业在达沃斯共同发起成立氢能理事会（Hydrogen Council）。这一全球CEO级组织致力于为氢能在能源转型中的角色描绘长期愿景，标志着国际石油公司开始联合推动氢经济发展。
●2019年，bp正式加入氢能理事会，加强氢能战略布局。沙特阿美与空气产品公司在达兰科技谷科技园区正式启用沙特首个加氢站。该加氢站将为首批丰田Mirai燃料电池汽车提供高纯度压缩氢气，标志着中东地区氢能源交通时代的开启。
●2020年，雪佛龙宣布加入氢能理事会。雪佛龙曾于2005—2010年间在加利福尼亚州运营5座加氢站，积累了丰富的实践经验，加入氢能理事会凸显其认可氢能助力低碳未来的巨大价值。
●2020年，bp与丹麦企业沃旭能源达成合作意向，在德国林根炼油厂建设50兆瓦电解水制氢设施。这是bp首个大规模绿色制氢项目，以可再生风电制取的绿氢部分替代炼厂灰氢，体现出bp加速拓展绿色氢能业务的决心。
2021年以来
产业转型阶段——氢能纳入发展主航道，头部企业加快从局部试验走向规模化部署
●2021年，道达尔能源收购法国氢能出行公司HysetCo 20%的股权，参与运营巴黎氢能出租车车队及加氢站网络，布局城市氢能交通生态。
●2021年，壳牌在德国莱茵兰炼厂投运欧洲当时最大的PEM电解水制氢装置“Refhyne”（10兆瓦），每年可生产1300吨绿氢，用于炼厂降碳，并计划扩建至100兆瓦。
●2021年，雪佛龙与丰田签署氢能合作谅解备忘录，拟在氢能源政策、燃料需求和技术研发等方面加强合作，推动氢燃料在乘用车和重卡领域的大规模商业化，显示出传统石油企业与汽车企业携手培育氢能市场的新趋势。
●2023年，埃克森美孚宣布在美国得克萨斯州Baytown园区建设世界最大规模的蓝氢工厂。该项目计划于2027—2028年投产，每日产氢高达10亿立方英尺，并配套1000万吨/年的二氧化碳碳捕集设施，预计捕集率达98%以上。
●2024年，bp在西班牙卡斯特利翁启动建设25兆瓦的绿氢工厂，年产2800吨绿氢，计划2026年投运。该厂将为炼油环节提供替代氢源，每年减碳约2.3万吨，体现出bp将氢能作为工业脱碳的核心路径之一。
●2025年，道达尔能源与液化空气集团在荷兰联合启动2个绿氢项目，总投资超10亿欧元，计划分别建设200兆瓦级和250兆瓦级电解设施，为比利时和荷兰炼化基地提供绿氢，年减排二氧化碳可达45万吨。
受全球“双碳”目标驱动，国际石油公司纷纷将氢能纳入能源转型战略，系统性推进绿氢、蓝氢“双路径”发展模式，布局大型低碳氢生产基地、区域加氢基础设施网络。氢能不再停留在试验阶段，而是逐渐在真实场景中应用，成为连接油气资产与未来能源系统的关键接口，支撑石油企业从“化石燃料供应商”向“综合能源服务商”转型升级。（记者 赵婧岑）