氢能目前主要应用在能源、冶金、化工等领域，随着顶层政策设计和氢能产业技术的快速发展，氢能的应用呈现多元化发展，在交通、储能、工业、电力、建筑等领域的运用也在逐步扩展并成熟。
陆地交通：
成本下降助推氢燃料电池广泛运用
打开环卫车“油箱盖”，向内加注氢燃料，几分钟后，拔枪、启动，车辆缓缓开走……这样的场景是广州高新区加氢站里的日常一幕。
在广州高新区，这样的加氢站有11座，为500辆氢燃料电池车提供加氢服务，创造了全国最大规模的氢燃料电池车示范项目。
不止广州，就在距离广州2153公里的天津，同样有一座氢能交通枢纽。这座位于天津的氢能交通集群有这样3条零碳货运线路——“天津港-荣程钢铁厂区-静海区客户端”“天津港-河北定州旭阳焦化-荣程钢铁厂区”“荣程钢铁厂区-河北霸州客户端”，自2021年8月以来，4座加氢站已建成投用，275辆氢燃料电池重卡实现稳定运营，氢能重卡累计减排二氧化碳近10000吨。
氢能在交通领域得到快速发展，原因有多个方面，其中之一就是氢燃料电池技术的成熟。氢燃料电池是交通领域中氢能应用最为成熟的部分，氢燃料电池将化学能转换为电能，进而驱动车辆行驶。这种车辆类型具有零排放、高效率、低噪音、续航能力强、加氢快、载重量大等优势，适用于重型和长途运输。
还是以广州高新区氢燃料电池车示范项目为例，500辆氢燃料电池车里除了重卡，还包括4.5吨冷藏车、清扫车、物流车、公共巴士等众多车型，是广州在氢燃料电池车应用场景中的一项重大突破，也是粤港澳大湾区首次实现双极板、空气压缩机、氢气循环器三大关键零部件及燃料电池系统本地化生产，车辆采用国内领先的动力配置，燃料电池系统综合效率超63.8%。
氢燃料电池是交通领域中氢能应用最为成熟的部分，其将化学能转换为电能，进而驱动车辆行驶。图为广州高新区氢燃料电池车示范项目。
全工作周期只排放水，并且能实现多种场景应用的氢燃料电池之所以能大面积推广，还有高成本问题得以攻坚的原因。
几年前在制造环节，国内的氢燃料电池产业链企业，大多尚未实现批量化生产，部分核心材料、技术存在发展瓶颈，企业研发投入较高，产品产量较小，制造成本居高不下。现在氢燃料电池已进入成本下降的快速通道，与十多年前动力电池成本快速下降轨迹相似。中国科学院院士、清华大学教授、国际氢能与燃料电池协会理事长欧阳明高表示，技术进步和规模化生产使得燃料电池系统成本正在快速下降，预计到2030年会降到500元/kW。
航运领域：
可满足港口和不同船舶的能源需求
国际海事组织的数据显示，全球航运业的温室气体排放量约占世界总排放量的2.5%，航运业向更可持续能源转型具有紧迫性。氢能作为一种清洁能源，正在被广泛研究和探索，以实现港口和远洋航运的脱碳目标。
氢能在船舶运输方面的运用同样体现在氢燃料电池上。氢燃料电池船舶因其零排放的特性，被视为实现航运业减排目标的有效解决方案之一。氢能船舶除了环保优势外，还具备续航里程长、动力稳定可靠等优点。根据市场研究，预计到2025年，氢燃料电池系统船舶的数量将显著增加，市场规模有望达到百亿元级别。
氢燃料电池适用于不同类型的船舶和应用场景，包括内河船舶、沿海船舶和远洋船舶，能够满足不同的能源需求。早在2019年，中国船舶集团已经自主研发了2000吨级氢燃料电池自卸货船，显示了国内在这一领域的初步探索。2023年10月11日，国内首艘入级中国船级社氢燃料电池动力船“三峡氢舟1”号在湖北宜昌顺利完成首航。这标志着氢燃料电池技术在内河船舶应用实现零的突破。
尽管氢能船舶具有巨大潜力，但仍面临技术挑战，包括船舶空间限制、储氢困难、配套设施不完善等。随着氢能船舶的大规模使用，氢能港口的建设尤为重要。
氢能港口建设是一个重要的战略方向，我国的一些港口早已开始积极探索和实施氢能港口建设项目。我国首个全场景氢能港口——山东青岛港，就是氢能产业的一个典型案例。这主要得益于其构建了全国首个港口低碳清洁能源供给体系。
青岛港于2022年建成了国内首座全资质港口加氢站，实现全天候智能化、实时化、动态化安全运营管控；量身定制液驱式压缩机，满足氢能车辆高频加注需求；配备大流量双枪加氢机，充装效率提高50%，日加氢能力1000公斤以上，累计加氢量超80000公斤，减少碳排放超1000吨，构建了“低成本、高效率、高可靠”的港口氢能供给体系。
青岛港在全国率先实现港口氢能车辆规模化示范运营，锚定港口专用车型氢电耦合需求，研发港口专用氢能集卡，最大牵引能力超70吨，百公里运行氢耗低至9.7公斤；推广应用各类港口专用氢能车辆50辆，累计运营里程80万公里。此外，青岛港还率先研制全球首艘7000匹超大功率氢电混合动力拖轮，真正实现零排放、零污染，为船舶低碳环保转型树立新标杆。
工业领域：
全球最大绿氨项目落地吉林大安
氢气还是一种重要的工业原料，其在石油和化工行业中用于生产多种化工产品，广泛应用于合成氨、合成甲醇等化工产品的生产过程中。在冶金工业中，氢气可以作为还原剂，替代焦炭和天然气，有助于减少炼铁和炼钢过程中的碳排放。
氢能在冶金领域的应用主要体现在钢铁产业的绿色转型中。氢能作为一种清洁能源，可以替代传统的化石燃料，用于钢铁生产过程中的还原反应，从而减少二氧化碳的排放。
利用氢作为还原剂代替碳还原，是减少长流程炼钢CO2排放的重要途径之一。氢能可以替代化石燃料应用于高炉炼铁、烧结、热风炉、石灰窑、轧钢加热炉等生产工序。另外，还有高炉富氢冶炼技术，向高炉内喷吹富氢气体或氢气，有助于增加生铁产量，降低碳排放；还有气基直接还原竖炉工艺，利用H2、CO混合气体将铁矿石转化为直接还原铁，减碳幅度可达50%以上。
在工业当中，氢气同样可以通过与二氧化碳反应合成简单的含碳化合物，如甲醇、甲烷、甲酸或甲醛等。这些化合物液化后易存储、方便运输、能量密度高、不易爆炸，并且作为液态燃料实质上可以达成零碳排放，是一种适合于除输电之外的可再生能源储存和运输模式。
绿氨是极具前景的氢能发展方向。一方面绿氨可以作为绿氢的载体，解决氢储运难题；另一方面，绿氨也可以直接应用于燃料电池或者作为燃料燃烧。
就在吉林大安市，就有这样一座绿氨项目——吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目（简称“大安项目”）。该项目不仅是中国在氢能领域的一项重要创新实践，也是全球最大的绿氨项目。
大安项目是由绿氢合成氨，不是单纯的制氢、储氢、加氢，而是风光制氢合成氨一体化项目。大安项目工程总占地面积约28.12万平方米，项目总投资63.32亿元，由新能源与制氢合成氨两部分组成，其实现了6项技术国内第一、3项技术国际领先。这些技术包括风力发电、光伏发电、储能、氢能、绿氨等多种清洁能源形式，形成了电-氢-氨全产业链。项目投产后，预计每年可减少CO_2排放65万吨，有力助推我国实现碳达峰碳中和目标。
建筑领域：
热电联供助力建筑节能改造
建筑领域需要消耗大量的电能和热能，已与交通领域、工业领域并列为我国三大“耗能大户”。据《2020中国建筑能耗研究报告》，2018年全国建筑全过程碳排放总量为49.3亿吨，占全国碳排放的比重为51.3%，其中建筑运行阶段碳排放21.1亿吨，占全国碳排放的比重为21.9%。
随着低碳转型的需求，氢能建筑开始受到关注。氢能建筑的可行性、可持续性和灵活性正在接受实践和市场的检验。
首先是氢燃料电池热电联供技术开始投入使用。氢燃料电池不仅能为交通提供能源，还可以用于建筑的电力供应，同时余热可以回收用于供暖和热水供应。氢能建筑利用燃料电池热电联供系统的高效利用，可以同时提供冷、热、电和生活热水供应，整体能量利用率高。这种热电联产方式的综合效率可以达到85%左右，相比单独发电的效率有显著提升。
当前，我国氢能在建筑领域的燃料电池热电联供的使用还处在项目示范应用阶段。2021年11月，全国首座氢能进万家智慧能源示范社区项目——丹青苑社区在佛山南海正式投运，标志着佛山率先引入氢燃料电池为社区供能。该项目建筑面积超10万平方米，通过技术创新，将太阳能光伏引入电解水制氢设备，同时配置氢燃料电池联供设备，为社区住户提供不间断的电力、暖气和生活热水，实现能源自给和二氧化碳零排放，把普通的居民社区建设成一个拥有风、光、电、气多种能源互补系统的智慧能源社区。
目前，包括四川、辽宁、北京、珠海、深圳等在内的13个省、40多个市县都在积极推进氢燃料电池热电联供项目的发展，并提出了具体的政策和目标。比如，2022年8月，《辽宁省氢能产业发展规划（2021-2025年）》提出，到2025年，全省分布式发电系统、备用电源、热电联供系统装机容量达到100兆瓦。
在建筑物中引入氢能利用系统，可以作为建筑节能改造和打造净零能耗建筑的有效解决方案。例如，丰田公司在其总部大楼棱镜大厦中引入了氢能源系统，利用太阳能发电制造的绿氢和燃料电池在用电高峰时为建筑提供电力。
氢能供电：
氢储能有效实现“削峰填谷”
氢能作为一种新型储能形式，可以在用电低谷期利用富余的可再生能源电力电解水制取氢气，然后在高峰期通过燃料电池或氢气透平装置发电并入电网，实现电能的储存和转换。氢储能具有高密度、大容量和长周期储存的特点，可以提供调峰辅助容量，缓解电网峰谷差。
氢能与电力协同发展可以提供能源生产、储存、转化、应用等多层面的灵活性，有效平抑新能源发电的波动性。氢储能可作为“虚拟输电线路”，在输配电系统阻塞时释放电能，减少对输配电系统容量的要求，可以参与电力需求响应，实现电价差额套利，提高电力系统的经济性和运行效率。
另外，氢储能可以作为能源枢纽，在源侧和荷侧实现多能源互补，促进综合能源基地建设和综合能源服务站的形成。氢储能的大规模发展有助于电力系统形态的演进，促进新能源电力占比的提升，增强微电网系统的渗透率和电力系统的抗风险能力。
安徽六安兆瓦级制氢综合利用示范工程就是氢储能电站的典型案例。这是国内首座兆瓦级氢储能电站，利用质子交换膜电解制氢和余热利用技术，标志着我国首次实现兆瓦级制氢-储氢-氢能发电的全链条技术贯通。据悉，该示范项目采用PEM（水电解制氢）技术，年制氢72.3万标立方，氢发电127.8万千瓦时，是新型电力系统的重要组成部分，主要用于调峰需求，可以将过剩的电力转化为氢能储存起来，代替火力发电调峰，从而实现“削峰填谷”，推进电制氢技术应用和多能互补自愈式微电网应用。
不止安徽，各地“氢”起。各地对于氢能发电的探索处于百花齐放的状态。就在宁夏，宁夏宝丰一体化太阳能电解水制氢储能及综合应用示范项目是全球单厂规模最大、单台产能最大的电解水制氢项目，采用新能源发电—电解水制绿氢—绿氧直供煤化工的模式，每年可减少二氧化碳排放约44.5万吨；不止陆地，就在海上，大陈岛氢能综合利用示范工程是全国首个海岛“绿氢”综合能源示范项目，通过构建基于100%新能源发电的制氢—储氢—燃料电池热电联供系统，实现了清洁能源的百分百消纳与全过程零碳供能。
■观察
追溯源头：“绿氢”如何制取？
氢能产业链的上游包括制氢，中游包括氢的储存和运输，下游则涉及氢的综合应用。中国作为世界上最大的制氢国之一，正积极推动氢能产业的发展，并探索多种制氢技术路线，包括化石能源制氢、工业副产氢、电解水制氢等。
氢能是实现全过程零碳供能的方法之一，但是倘若它的制配方法不够绿色，也不能称之为“绿氢”。我们现在通常说的“绿氢”便是用可再生能源制配出的氢能，这种氢气因其生产过程中的低碳或零碳排放特性，被认为是未来能源转型和实现碳中和目标的关键技术之一。
《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中明确提出，到2035年，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重将明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。
水电解制氢是目前技术最为成熟且应用最广泛的可再生能源制氢方式。使用可再生能源产生的电力通过电解水（H₂O）分解成氢气（H₂）和氧气（O₂）。目前，用得比较多的制氢可再生能源主要有太阳能、风能、水能、生物质能等可再生能源。
光伏制氢便是利用太阳能光伏板产生的电能进行电解水制氢的方法。在新疆，就有这样一座绿氢示范项目——新疆库车绿氢示范项目，该项目采用光伏发电直接制氢，自2023年6月30日顺利产氢以来，截至2024年5月30日，已安全平稳运行335天。项目满负荷生产后，每年可减少二氧化碳排放量约48.5万吨。
新疆库车绿氢示范项目位于新疆阿克苏地区，采用光伏发电直接制氢，结合塔河炼化公司用氢需求，建设产、储、输、用氢一体化的绿氢炼化项目。项目电解水制氢能力2万吨/年、储氢能力28万标立方。全球已投产的项目中，仅有新疆库车绿氢项目电解槽规模达到260MW。
新疆库车绿氢示范项目位于阿克苏地区，采用光伏发电直接制氢，建设产、储、输、用氢一体化的绿氢炼化项目。
就在6月21日，中国工程院院士、深圳大学教授谢和平团队成功实现海上风电驱动海水制氢，这是首次实现海上风电可再生能源和海水直接电解制氢一体化，并在大海中利用海上风电驱动海水制氢。
据悉，谢和平院士团队自主研制的386L/hH2原理样机在深圳湾海水中稳定制氢超3200小时，全面解决了多年困扰科技界和产业界的难题；完美破解了海水电解制氢领域的半世纪难题，实现了把取之不尽的海水当纯水一样直接用于电解制氢。
