摘要： 【目的】氨作为零碳能源体系的核心载体与重要化工原料，其全产业链技术发展对推动能源结构转型、实现“双碳”目标具有重要意义。当前氨产业规模化发展面临合成技术转型瓶颈、储运安全风险突出、应用场景技术适配性不足等问题，通过梳理氨全产业链技术发展现状，剖析核心问题并提出突破方向，为氨经济可持续发展提供理论支撑与技术参考。【方法】采用文献梳理与技术分析相结合的方法，系统梳理了氨合成技术的演进路径，分析了液氨储存、运输环节的核心工艺、安全风险及防护技术，探讨了氨的多元应用场景与技术瓶颈，同时剖析了氨产业链规模化发展面临的安全、经济等核心问题。【结果】明确了蓝氨、绿氨、电化学直接还原氨等合成技术的优劣与适用场景，蓝氨碳捕集率达85％～95％，绿氨可实现全生命周期零碳排放，电化学合成氨的法拉第效率已达30％～40％；总结了液氨高压、低温储存、管道运输的技术特征与安全防控要点，储运环节需重点防控的风险及金属氨络合物、地下盐穴等新型储氨方式；梳理了氨在能源、工业等领域应用的技术原理与产业化潜力，氨价在3 000 元/t 以下具备冶金替代经济性，2025 年全球绿氨规划产能超4 200×104 t，其中中国占2 038×104 t，现阶段绿氨成本约4 500 元/t，为灰氨的2 倍以上。【结论】液氨储运技术已趋成熟，蓝氨为低碳过渡方案，绿氨是当前最具商业化潜力的零碳合成路径，预计2030 年绿氨可与灰氨平价。推动氨产业链规模化发展，需从技术研发、安全环保、产业政策3 个维度发力，突破核心技术瓶颈，强化全流程安全防控，并完善基建与标准体系。（图 5，表 3，参 45）

摘要： 【目的】“十五五”时期是中国初步建成新型能源体系、全面推进能源强国建设的关键阶段，油气管网作为国家战略性基础设施面临功能定位的根本性转变。基于此，从“十五五”规划纲要的顶层设计出发，系统梳理油气管网的发展方向，以期为科技研发与管理决策提供参考。【方法】基于“十五五”规划纲要及国家部委解读、行业发展规划与企业工程实践，结合油气管网与新能源的融合、数字化转型与智能化升级等技术发展，以及油气市场体系改革、进口税收优惠政策、标准体系建设等制度保障，系统分析并深入总结了油气管网在新型能源体系中的战略定位、布局优化及融合路径。【结果】“十五五”时期油气管网将呈现三大核心特征：①在战略定位上，从单一油气输送通道向多能源融合的综合性能源输送网络转型，成为现代油气产业体系的核心载体、新型能源体系的重要组成及能源安全保障的战略支撑。②在空间布局上，天然气干线“全国一张网”持续完善，原油、成品油管道以局部优化为主；储气调峰设施与天然气管网协同布局，并与电网、氢能管网等基础设施统筹规划，推动构建新型能源质能网，形成布局更优、覆盖更广、协同更强的能源动脉格局。③在发展路径上，天然气管道掺氢输送、成品油管道顺序输送甲醇、原油管道及储库多元化利用等技术路径加速突破；降低氢能输送投资需求紧迫，成为增强能源供应链弹性与韧性的重要依托；数字化转型与智能化升级作为核心驱动力，“人工智能+”将深度融入管网调度优化、故障预警、安全巡检等核心业务；与之相适应的市场机制、价格体系与标准规范同步完善，为管网高质量运营提供保障。【结论】“十五五”时期，中国油气管网将朝着多能融合、协同优化、智能管控、综合服务的方向演进，如期建成现代油气产业体系，需统筹规划、系统推进油气管网与上下游资源市场的协同发展，强化技术创新与制度保障双轮驱动，为能源安全与绿色转型提供必要支撑。

摘要：地下规模储氢是促进可再生能源消纳、解决弃风弃光和稳定电网输出的关键技术。然而，目前中国尚无建成地下储氢项目，虽然可以借鉴地下储气和二氧化碳封存的经验，但是氢气独特的物理化学性质亟待深入研究。基于大量国内外文献调研，综述了地下储氢的分类和发展现状，重点总结了储氢过程中氢气的渗流—扩散机理、生化反应和安全性评价等方面的研究进展。研究表明：枯竭油气藏、含水层和盐穴虽然是适宜进行大规模长时间储氢的构造，但是仍将面临氢气的高扩散性、地球化学反应、微生物反应和地质力学等相关挑战，目前相关研究明显不足，也需要加强多过程耦合机制研究。结合中国地质条件，分析了中国地下储氢的发展前景，初步评估显示致密砂岩气藏具备储存3.37×108 t 氢气的巨大潜力。研究结果可为中国制定大规模氢能储备战略、推动地下储氢重大示范工程建设提供关键科学依据与工程可行性支撑。

摘要：中国煤层（岩）气勘探取得重大突破，截至2025年底已探明深层煤层（岩）气地质储量超过1×1012 m3，鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块已建成年产300×104 t 油当量的煤层（岩）气田。全球浅层煤层气开发已趋成熟，但深层煤层（岩）气资源潜力尚待深入揭示。为深入认识全球煤层（岩）气分布特征及富集规律，通过梳理全球主要成煤期、煤炭分布特征及典型含煤盆地煤层（岩）气开发案例，系统探讨不同类型盆地煤层（岩）气的富集条件、资源潜力及发展前景。研究结果表明：①全球煤炭的形成与分布受控于植物演化、古气候变迁及区域构造演化，三大主要成煤期为晚石炭世—二叠纪、侏罗纪—白垩纪和古近纪—新近纪，现存两大主要含煤条带为欧亚大陆东西向成煤带（以石炭系—二叠系煤为主）和美洲南北向成煤带（以侏罗系—白垩系煤为主）；②全球煤炭及煤层（岩）气资源分布具有显著的地质时期、煤阶与埋深分异特征，古生界、中生界和新生界煤炭资源量占比分别约60%、35% 和5%，煤层（岩）气资源量占比分别约74%、21% 和5%； ③中生界以中低煤阶浅层煤层气为主，古生界煤热变质程度高、保存条件好，深层煤层（岩）气资源潜力巨大；④煤层（岩）气富集模式分为2 种类型，其中滞留“原生”型以热成因气为主，气体部分逸散，在良好储集- 保存条件下原位富集；改造“混生”型由原始气藏水侵改造、次生生物气补给或源外气体充注形成。结论认为，全球不同含煤盆地的煤层（岩）气勘探开发需综合考虑煤阶、气源及保存条件等关键因素，研究成果进一步丰富和深化了全球煤层（岩）气的资源认识，为中国煤层（岩）气的增储上产提供了理论指导。

摘要：枯竭气藏型地下储气库是天然气调峰的重要设施，但传统采用CH4作为垫底气的方式会产生高昂的沉没成本，不利于资源优化与碳减排目标的实现。为此，以CO2替代CH4作为垫底气，通过构建储层力学- 多组分渗流-非稳态扩散动态耦合数值模型，模拟分析了周期注采条件下CO2-CH4混合体系的渗流-扩散-压力演化规律，从工程机制与运行策略层面论证了CO2作为垫底气的可行性与优越性。研究结果表明：①CO2在储层中以超临界态存在，其高密度、低黏度与高可压缩性有助于形成稳定垫气层，使可利用库容提升约26%，显著缓解因储层孔渗衰减导致的CH4可采量下降；② CO2与CH4的混合扩散过程会影响天然气回采纯度，对注采节奏与频率提出了更高要求；③垫底气占比为50%～70% 时封存效率提升最快，减少注采转换频次可提高CH4产量1.7%～4.1%，但会小幅增加CO2采出量。结论认为，构建的动态耦合模型可量化垫底气比例、运行压力与注采强度对储层性能的影响，形成的可协同提升储能效率与碳封存能力的运行策略，为储气库低碳运行提供了理论依据。

摘要：国内页岩油气断裂、层理、裂缝等发育，地质体连续性和稳定性差，压裂过程中人工裂缝的形态、支撑剂的铺置状态以及长期生产能力差异性大，压裂改造面临“裂缝控制区70%、均衡程度70%，支撑裂缝70%”等难题。针对国内强非均质页岩油气地质油藏特征，创新性提出精准压裂技术，并对其技术定义、内涵进行了阐述，明确了精准压裂的实现路径。研究结果表明：①精准压裂技术强调由追求“储层改造体积”向“提高裂缝控制能力”转变，由“粗放改造”向“精准改造”转变；②精准压裂技术涵盖精细地质- 地质力学建模、精准段簇组合优化、裂缝均衡扩展控制、全域支撑、多源压裂诊断与实时调控、精准压裂实施、精细排采和生产控制、压裂数字化智能化等多技术综合集成；③精准压裂技术通过多元参数综合优化，促使人工裂缝的扩展形态、支撑剂铺置状态等参数与储层参数充分匹配，达到纵向剖面动用率和平面储量动用程度最大化，提高水力裂缝的控藏能力。精准压裂技术在四川盆地南部深层页岩气、准噶尔盆地东部吉木萨尔页岩油等多领域开展应用，达到了提产、降本、增效的目的，是压裂技术的发展方向，将成为页岩油气效益开发的关键技术。

摘要：中国氦气资源对外依存度高达90%，高端制造面临供应链安全风险，亟需构建国家战略储备体系。为此，全面调研了美国、俄罗斯、欧盟等国家和组织氦气储备体系的建设情况，结合中国氦气市场供需演进与结构性矛盾现状，提出了中国氦气资源战略储备体系构建设想。研究结果表明：①以“进口中断3 年”为极端情景，依据战略重要性可将氦气市场用户分为4 类，并分别设定差异化容忍度（一类0 天、二类90 天、三类180 天、4 类365 天）；②按10% 损耗与15% 冗余“分级- 时序”储备公式测算，国家氦气资源储备最优规模为 4 500×104 m3 ；③耦合气源丰度、需求密度及6 类储气方式成本矩阵，提出“国家战略库+ 商业共享库+ 企业义务库”三级储备体系，其中国家战略库保障核心领域需求，商业共享库提升灵活性，企业义务库夯实基层供应基础，从而实现国家与市场资源的有效整合；③提出“动用三色”机制，不同预警颜色对应不同程度的供应风险，实现分层次、有步骤的储备动用。结论认为，通过加快推进国家- 商业一体化氦气储备体系建设，在鄂尔多斯、川渝等产地布局地下储气库实施“产储一体”，在东北及东部地区沿海依托进口通道建设销地储库实施“销储一体”等措施，可有效应对进口断供风险、保障高端制造领域氦气稳定供应。

摘要：随着可再生能源规模化发展，其波动性与时空不匹配问题日益凸显。氢能因具有高能量密度、长期储存和灵活转化等优势，成为协调可再生能源时空分布的重要载体。然而，氢储能系统仍面临制氢响应慢、储运成本高、多场景适配性差等挑战。为此，基于“源- 储- 用”协同视角，系统梳理了氢储能在可再生能源系统中的应用现状与发展路径，分析了主流储氢技术的特性、挑战及其与可再生能源系统的匹配适应性，归纳了系统协同控制、容量配置优化及全链条经济性评价等方面的集成优化进展，展望了未来氢储能在可再生能源系统中的发展趋势。研究结果表明：①不同储氢技术各具优缺点，在实际集成中需综合考虑可再生能源的时空分布、负荷特性及地理条件进行选型与容量优化；②通过协同控制策略与容量优化配置，可提升系统运行的经济性与可靠性；③当前系统发展仍面临制氢动态响应滞后、储运成本高昂及多场景适配性不足等瓶颈，需重点攻关。结论认为，未来应通过关键技术突破与系统多环节协同优化，推动氢储能实现规模化、低成本应用，从而为高比例可再生能源系统的稳定、高效与经济运行提供重要支撑，也为相关系统的设计与集成提供理论与技术参考。

摘要：氢能作为清洁能源载体，其规模化应用受限于储氢材料性能瓶颈，传统储氢合金存在储氢容量低、动力学缓慢或循环稳定性差等问题，而高熵合金凭借多主元协同效应在储氢领域展现出独特潜力。为此，通过文献综述、性能量化对比、成分-结构-性能关联分析及经济性评估，系统探究高熵合金储氢材料的相结构、化学成分与合成工艺及热处理对储氢性能的影响机制，并评估其产业化可行性。研究结果表明：①性能对比上，高熵合金室温下可逆储氢容量可达3.54%，显著优于传统合金，且具有“自活化”特性，吸氢速率显著提升；②相结构方面，BCC 相结构有利于提高储氢容量，C14 Laves 相动力学优异但储氢容量较低；③成分调控上，Ti、V、Zr 等元素促进BCC 相形成，Al、Cr、Ni 等有助于调节相稳定性与氢扩散行为，多元素协同可实现性能平衡；④合成与热处理方面，真空电弧熔炼可提升材料纯净度，机械合金化细化晶粒，适宜退火处理可缩短活化时间、优化微观结构。结论认为，高熵合金在储氢性能上呈现显著优势，并具备多维度可调性，为发展下一代高性能储氢材料提供了理论与实验基础。

摘要：地下储氢库作为大规模储氢的核心技术方案，展现出广阔的应用前景。但地下储氢库井筒受周期性载荷、氢气反应性与氢气高渗透性的耦合作用影响面临失效风险。为此，重点梳理了地下储氢库运行期间井筒可能出现的失效类型，系统阐明了周期性注采过程与氢致井筒部件损伤之间的耦合作用机制，并在此基础上提出针对性的防控建议与未来研究方向。研究结果表明：①地下储氢库主要井筒失效类型包括注采循环与氢协同作用下的井筒金属部件损伤、非金属密封件失效、水泥环的密封完整性失效；②现有防护材料（如表面涂层、抗氢合金、高分子复合材料）可在一定程度上缓解氢脆、微生物腐蚀及弹性体失效，但在真实复杂工况下的长期有效性尚未得到充分验证；③基于多物理场耦合框架，引入套管氢脆临界应力，建立的环空压力预警阈值计算方法进一步明确了环空压力安全边界；④地下储氢库井筒失效的防治需要从管柱氢脆防治、抗氢材料研发、氢-水泥环相互作用机制及完整性智能监测、环空压力管理等多方面持续开展工作。结论认为，地下储氢库井筒失效是多因素耦合作用的结果，未来研究应基于实际工况构建覆盖材料、结构、监测的完整性技术体系，为地下储氢库安全运行提供理论支撑与工程指导。