1. 引言
氢能作为低碳经济转型的核心要素，其作为零碳能源载体的技术潜力已获广泛认可。然而，当前全球氢能产业链仍存在显著的碳排放与能源消耗矛盾：2022年内全球氢气产量达7000万吨，其中化石燃料制氢占比约99%（天然气制氢占76%，煤制氢占23%），对应二氧化碳当量排放量达8.3亿吨/年（占全球排放总量的1.5%），且消耗全球一次能源供应的2%[1]。尽管电解水制氢技术已实现商业化应用，其当前市场占有率不足0.1%，主因在于成本竞争力不足（美国无碳捕集的蒸汽甲烷重整制氢平准化成本为1.5美元/kg H₂，而电解水制氢成本为3-6美元/kg H₂）。
从需求侧分析，现阶段氢能主要应用于合成氨与炼化工业（合计占比约75%），但基于政府间气候变化专门委员会（IPCC）的碳中和路径模拟，至2050年氢能需求结构将发生系统性重构。如图1所示，新兴应用领域（包括钢铁冶金、重型运输及长时储能）将推动全球氢能需求年复合增长率（CAGR）从历史均值的3%提升至6%，对应2050年需求量较当前水平增长400%-600%。这一转型对能源生态系统构成双重挑战：若延续现有化石燃料制氢模式（BAU情景），2050年氢能相关碳排放将达66亿吨CO₂当量（相当于当前全球排放量的20%）；而若完全依赖电解水制氢实现零碳供氢，则需将现有电解水制氢占比从0.1%提升至88%，并额外部署3太瓦（TW）可再生能源装机容量（相当于当前全球可再生能源总装机量）。
图1新型氢源地质氢的开发潜力与评估
实证研究表明，氢能基础设施规模化部署与市场需求发育存在显著时序错配。基于蒙特卡洛模拟的多情景分析表明，未来30年需同步实现以下关键突破：(1)碳捕集与封存（CCS）技术容量提升至少一个数量级，以支持化石燃料制氢的低碳化改造；(2)可再生能源装机容量年均增长率需从当前7%提升至12%，确保电解水制氢的能源供给；(3)通过技术创新将电解水制氢成本压缩至1美元/kg H₂阈值以下（较当前成本下降60%-70%）。值得注意的是，即使最乐观的技术路线预测显示，零碳氢能大规模平价供应需在2040-2050年间方能实现[2]。因此，中期内需优先开发具有成本竞争力的非常规低碳制氢技术（如生物质气化耦合CCS、高温热化学循环分解水等），以加速氢能基础设施的先行布局，降低未来市场爆发期的系统转型风险。
1.地质氢：一种新氢源
地质氢（Geologic Hydrogen，亦称天然氢、原生氢）指通过自然地球化学过程在地壳中生成或赋存的氢气[3,4]。作为近中期氢经济体系构建的关键要素，其资源潜力与开发可行性已成为跨学科研究焦点。尽管存在不确定性，初步研究表明，若将地质氢开采成本控制在2–4美元/kg H₂区间，其可成为绿氢（电解水制氢）体系的重要补充。未来研究需聚焦于三维地质建模、原位催化提纯技术及全生命周期碳排放评估，以确立其作为可持续氢源的科学基础。
1.1.1. 地质氢的生成机制
地质氢的净正积累主要受控于以下两类反应：
（1）蛇纹石化作用：镁铁质或超镁铁质岩石（如橄榄岩）中的二价铁（Fe²⁺）与水发生氧化还原反应（Fe²⁺→Fe³⁺），导致水分子还原并释放氢气（反应式：6Fe₂SiO₄ + 7H₂O → 3Fe₃Si₂O₅(OH)₄ + Fe₃O₄ + H₂↑）[5]。该过程广泛发生于大洋中脊热液系统，并与陆地氢气渗漏现象呈显著空间相关性。
（2）水辐射分解：地下水体受铀、钍等放射性同位素衰变产生的α粒子轰击，发生解离反应生成氢气（H₂O → H₂ + ½O₂）[6]。
1.1.2. 全球分布特征与实例验证
上述反应集中发育于前寒武纪大陆岩石圈（覆盖全球大陆地壳表面积的70%以上），表明地质氢生成潜力具有全球普适性而非区域局限性。全球已记录超过200处氢气渗漏点，典型气态组分为氢气（≥10%）、氮气、甲烷及痕量氦气。其中，土耳其Chimera地区的奥林匹克圣火遗址为最具标志性案例，其氢气体积分数达7.5%–11.3%，且渗漏活动已持续逾2500年。
1.1.3. 资源评估与不确定性
现有模型估算全球地质氢年产量为化石燃料制氢量的0.1%–33%，但该估值存在显著局限性：方法论缺陷：当前估算依赖热力学模拟与局部渗漏速率外推，缺乏系统性勘探数据支撑；地质异质性：氢气赋存受控于断裂带渗透率、盖层完整性等复杂地质因素，资源分布呈现高度非均质性； 技术瓶颈：经济可采储量需综合考虑提取效率（当前技术下<30%）与纯度提纯成本。
在钻探和提取地质氢方面已有先例。2011年，Petroma（现为Hydroma）重新审视了马里的Bougou-1井。该井最初于1987年作为水井钻探，但由于气体爆炸很快被废弃。2011年，该井被解封，据报道产出的气体中98%为氢气，1%为氮气，1%为甲烷。迄今为止，该井的作业仍在继续，据报道，其生产的氢气价格比制造氢气便宜2-10倍，并被用于为附近的一个村庄发电。马里的这口井首次展示了直接从地下钻探和提取地质氢的潜力[7]。
基于对马里井的公开报告的氢气产量（气体成分为100%氢气）和浅井深度（100米）的独立初步分析，发现有可能以1美元的价格生产氢气，并实现20%的内部收益率（IRR）。然而，如果需要钻探更深的井来获取更多的氢气富集区，那么实现1美元/千克氢气生产目标的经济性将必然发生变化。在这些情况下，钻探成本将比水井深度的钻探成本（10万美元）高出几个数量级（500万至1000万美元）。为了保持合理的投资回报，气体成分和氢气生产率将对项目的可行性产生深远影响。目前尚不清楚类似的地质氢富集区存在于何处，以及是否可以以等于或低于1美元的成本提取。
与任何新的氢气生产过程一样，与压缩、储存和分配（CSD）相关的下游成本也必须进行量化。在地质氢的情况下，这些成本将取决于许多因素，例如最终使用部门（例如，低碳钢铁制造与燃料电池汽车）将改变生产气体的纯度和处理要求，氢气富集区相对于氢气市场的地理位置将影响传输方案，井口的氢气生产率，或与氢气井共生产的气体。[8]目前，这些变量尚不清楚，正因为如此，它们限制了准确预测CSD成本的能力。然而，假设地质氢的下游氢气基础设施和过程将与今天氢气市场中已存在的过程相似，可以通过利用正在进行的研究工作的成果和模型，对预期的CSD成本进行一些初步的界定。例如，对于氢气井的分离成本，我们可以参考美国国家可再生能源实验室（NREL）在其2013年报告中提供的数据，该报告评估了将氢气混入天然气管道的关键问题。地质氢通常与甲烷共存，NREL分析中报告的分离成本是地质氢生产可能面临的成本的一个很好的类比，特别是如果地质氢直接输入天然气管道网络的话。根据NREL的报告，对于含有10%氢气且回收率为80%的天然气流，通过从300 psi管道中采用变压吸附工艺提取氢气的成本为每千克3.3至8.3美元，氢气回收率为每天1000至100千克；当氢气含量增加到20%时，这些成本降低了10%，或者如果排除了天然气的再压缩成本，成本几乎降低了90%[9]。
然而，在马里的Bougou-1井中，产出的气体中氢气含量高达98%，因此氢气分离成本预计会非常低。分离成本必然取决于每个井的具体情况，并且在识别出更多的地质氢富集区后，可以更准确地进行评估。
同样，运输成本将取决于每个井的独特因素，并且是氢气生产率、与需求部门的距离以及运输方式（例如管道与船舶、液态氢或氨）的函数。预计地质氢的运输成本将与其他行业中氢气运输成本一致，并且将反映绿色氢的基础设施需求。
从生命周期排放的角度来看，钻探和压缩、储存、分配（CSD）将对地质氢的整个生命周期分析产生能源和温室气体排放的惩罚，并且与石油和天然气生产相比，将带来技术上独特的挑战[10]。当对地质氢富集区有更多了解时，可以更准确地回答下游成本和整个生命周期排放的问题，并且可以利用正在进行的研究工作，这些研究旨在建模CSD成本并预测生命周期影响。
2识别地质氢富集区
利用地质氢富集区作为潜在的低碳或零碳能源，意味着需要解决一个迫在眉睫的挑战，即确定这些富集区的位置。作为一个起点，需要制定新的勘探指南，以集中资源评估工作。迄今为止，对地质氢富集区进行记录或定位的协同努力仅限于世界某些特定地区，即东欧和俄罗斯，但最近在法国和澳大利亚也有所发现。随着更广泛的勘探工作，可能会发现更多类似于马里的氢富集区。氢气勘探与石油和天然气勘探有一些显著的不同。最大的不同在于，地质氢不太可能在传统的石油和天然气田中被发现；在这些田中产生的任何地质氢可能已经被热成熟有机质的反应消耗掉了。因此，勘探工作需要在因烃类资源潜力较差而被忽视的地区进行[11]。
另一个关键的不同在于源岩。然而，氢系统中可能存在一些可以从石油和天然气系统中借鉴的共同要素，包括潜在的地质圈闭。类似的地下成像技术（例如，地震、电磁（EM）/磁电（MT）、重力、放射性等）也可以用于氢气勘探，但可能需要进行调整或扩展。例如，地震成像在石油和天然气勘探中得到了广泛应用；来自二维和三维地震调查的高分辨率信息广泛可用，并且显著提高了钻井成功率（例如在美国达到90%），即使自20世纪40年代以来平均井深几乎翻了一番。许多传统石油和天然气盆地的地层层理和明显的阻抗对比非常适合高分辨率地震成像。相比之下，预期存在地质氢的岩性更可能是古老的结晶岩，其固有的复杂性增加了地震调查解释的难度。地震解释可能因多种原因而不那么直接，包括断层或破碎岩石中的明显阻抗对比，这会产生复杂的地震波散射；阻碍声波传播的阻抗对比，使得无法获取深层的地震信息；或者对比度不足，无法反射足够的声波以被检测到。在这种情况下，地质氢的勘探可能类似于地热能开发或采矿业中的做法，这两个行业都习惯于在更坚硬的岩石中进行资源勘探，并且更常使用替代的地下成像技术。
氢气勘探甚至可能需要地质、地球化学和地球物理技术的独特组合，正如Lefeuvre等人[12]最近的一项研究所示，他们将地震、重力和磁力调查与土壤采样数据叠加，以识别西比利牛斯山麓的有前景的氢热点。由于传统石油和天然气藏与地质氢之间的显著地质差异，可能需要新的勘探工作流程和独特技术，以改进或扩展适用于更广泛地质环境的尖端地下表征技术。
在地质氢的勘探与石油和天然气行业初期之间，可以找到许多相似之处。当时， Colonel Drake 的第一口井证明了可以钻探并提取能量密集型的烃类物质。在那个时期，石油和天然气勘探主要依赖于寻找已知的地表渗漏点，并盲目钻探直至发现石油。如今，勘探范式已经发生了转变，开始利用技术进步，在钻探开始之前就能指示新资源的潜力。这种从依赖地表指示标志到地下成像技术的转变经历了数十年的缓慢过程，这不禁让人思考，哪些经验可以借鉴来加速新能源的勘探。对于地质氢而言，评估资源潜力可能不符合这种勘探指南；其反应性质可能意味着可能没有可靠的地表指示标志，或者，氢气的地表迹象可能被伪装成由生物活动产生的其他气体[13]。在这些情况下，地下特征描述可能更为关键。
结论
投资关键的低碳或零碳氢资源，以推动必要的基础设施建设，短期内为实现长期更大的氢市场做准备，对于构建氢基础设施可能至关重要。一种潜在的低碳氢资源是地质氢。全球已经确定了自然富集区，并且已经证明了钻探和提取氢气的可行性。然而，仍需观察的是，是否可以从类似的富集区中发现和提取氢气，并且这种资源是否可持续。要回答关于这种资源规模的问题，需要新的地下成像技术和数据处理技术。鉴于尽快减少排放的紧迫性，评估和开发地质氢潜力将需要跨机构和跨行业的合作，这与当今化石燃料行业的管理模式截然不同。更广泛地说，新技术的开发对于打破资源勘探的范式至关重要，这种范式历史上从已知地表指示标志的地点开始，并线性地向地下更深处的更有利可图的地点推进。
关于其可持续性，地质氢的长期生产潜力仍是一个未解之问。众所周知，气体渗漏点在数十年甚至数千年间持续存在，这表明产生氢气的过程发生在相对较快的时间尺度上，并且可能表明地质氢是一种可持续的能源资源。然而，由于全球仅有一口氢气井，且关于井中气体压力或其产量递减曲线的信息尚未公开，因此对氢气井的长期生产知之甚少。投资类似的地质氢试点井有助于回答这些问题。此外，如果确定了地质氢富集区并资助了氢试点项目，可以通过利用专注于CSD（压缩、储存和分配）的持续研究工作，并进行指导决策的敏感性分析，以最可持续和环境友好的方式，更清晰地了解其技术经济和生命周期影响（例如，钻探或CSD活动产生的温室气体排放）[14]。最后，关于能源安全，由于前寒武纪大陆地壳的广泛存在，地下氢生成反应的潜力在全球范围内存在，但氢气富集的条件可能仅在地区范围内存在。地质氢富集区的位置可能对能源安全具有重要意义，特别是如果建立了强大的地质氢出口网络，但在获得更多关于这些富集区位置的信息之前，这些影响难以预测[15]。
通过解决本文中的一些关键问题，并投资于缩短资源开发时间线的技术创新，可以满足当前市场的需求，从而为未来的氢经济铺平道路。
参考文献
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