普华永道：天然氢开始动了，商业化还要闯四道关
普华永道 PwC日本最新报告显示，一场寻找“地下氢气”的全球竞赛正在启动。它可能把氢从需要消耗能源制造的二次能源，变成像石油、天然气一样可以直接开采的一次能源。
但问题是：地下到底有多少氢？能不能持续产出？成本是否真的低于绿氢？又该由哪一部法律来管理？
天然氢正在从科学研究进入勘探验证阶段，但距离真正成为一门成熟生意，仍有很长一段路要走。
一、天然氢到底是什么？
天然氢，是指通过自然地质过程在地下生成、迁移并可能聚集起来的氢气。
它也被称为白氢、金氢、原生氢或地质氢。
目前大多数氢都需要人工制造。
灰氢通常以天然气为原料，通过蒸汽甲烷重整生产；蓝氢是在灰氢基础上增加碳捕集；绿氢则利用可再生电力进行水电解。
这些路线的共同点是，必须先投入天然气、电力或者其他能源，才能把氢制造出来。因此，传统氢气本质上是一种二次能源。
天然氢却不一样。
它已经在地下通过自然反应生成。如果能够像开采天然气一样将其采出，氢就有可能成为一种新的地下“一次能源”。
地下氢气的形成机制非常复杂，主要包括以下几种：
一是蛇纹石化反应。富含铁的超基性岩与地下水发生反应，铁被氧化，水中的氢被释放出来。这是目前最受关注的天然氢生成机制之一。
二是水的放射性分解。铀、钍、钾等放射性元素衰变释放能量，使地下水分解并产生氢气。
三是断层破碎和岩石机械反应。地壳运动、断裂和岩石破碎可能产生高活性表面，从而促进水分解。
四是岩浆和地幔脱气。来自地球深部的气体可能沿断层和裂缝向上迁移。
此外，微生物活动、有机质分解等过程，也可能参与地下氢的生成和消耗。
这意味着，天然氢并非只会出现在少数国家。
只要同时具备合适的产氢岩石、地下水、断裂通道、储层和盖层，理论上许多国家和地区都可能存在天然氢系统。
二、地下究竟有多少氢？
这是天然氢领域最令人兴奋，同时也最容易被误读的问题。
美国地质调查局建立的全球随机模型显示，地球地下原位氢资源的最可能值约为5.6万亿吨。
这个数字远远超过全球当前的氢气需求。
但必须注意，这只是模型估算的“地下原位资源量”，绝不等于已经探明、可以开采的商业储量。
地下氢气可能分布得非常分散；有些埋藏过深；有些浓度太低；有些缺少合适储层；还有大量氢气可能在生成后已经扩散、泄漏，或者被地下微生物消耗。
真正能够被发现、控制并以合理成本采出的比例，可能非常小。
因此，天然氢目前最缺的并不是一个足够宏大的资源故事，而是更多真实钻井、长期流量和储层压力数据。
三、全球唯一的长期运行案例：马里
目前全球最著名的天然氢项目，位于西非马里首都巴马科附近的布拉克布古村。
1987年，当地在钻取水井时意外发现一股可燃气体。由于钻井人员在井口附近点燃香烟，气体随即燃烧，井口被封闭并长期搁置。
多年后，研究人员确认井中气体主要成分为氢。
2012年，项目运营方重新启用井口，并利用天然氢驱动小型发电设备，为村庄供应电力。
日本JOGMEC公布的资料显示，该井氢气纯度约为97%，已连续生产十年以上。其压力在生产过程中没有明显衰减，甚至出现一定程度的恢复，由此引发了一个重要猜想：部分天然氢藏可能并非一次性静态矿藏，而是能够持续生成和补充的动态系统。
不过，对这一项目的商业属性仍需谨慎。
PwC及不少行业资料将其称为全球唯一的商业生产案例，但Hydroma自己的介绍则将其定义为非商业化发电示范。
更准确地说，布拉克布古是目前全球唯一经过十年以上现场运行验证的天然氢生产和利用项目，但它还不能证明大型天然氢田已经具备成熟的商业开发能力。
四、全球已经进入勘探验证期
根据PwC统计，北美、欧洲和澳大利亚等地已有20多个天然氢开发项目推进。
过去几年，这一领域出现了三个明显变化。
第一，项目已经从地表测气和地质研究，开始进入真正的钻井阶段。
第二，政府、石油公司、矿业公司和大型工业企业开始参与，不再只是少数地质学家和初创企业的研究项目。
第三，竞争重点正在从“有没有氢”，转向“能不能形成可持续流量”。
发现高浓度氢气只是第一步。
对于商业项目来说，更重要的是储层体积、井口流量、压力、衰减速度、补给机制，以及每口井能够稳定生产多少年。
澳大利亚：高纯度氢气与氦气同时出现
澳大利亚Gold Hydrogen在南澳大利亚州约克半岛推进Ramsay项目。
该地区早在20世纪二三十年代进行石油钻探时，就曾记录到高浓度氢气，但当时这种气体没有商业价值，因此没有得到重视。
Gold Hydrogen重新分析历史资料后，于2023年钻探Ramsay-1和Ramsay-2两口井。
公司后续测试显示，样品中的氢气纯度最高达到95.8%，氦气纯度最高达到36.9%。
这组数据非常亮眼，但高浓度并不等于商业发现。
项目当前的关键工作，是通过流量测试确定氢气和氦气能够以多大速度流出、压力能维持多久，以及地下水处理和回注方案是否可行。
只有获得稳定产量和压力数据，才能进一步评估商业开发。
美国：资源图、钻井与资本同时推进
2025年，美国地质调查局发布了美国本土首张天然氢远景区分布图。
这张图并不是储量图，而是综合分析了氢气来源、储层、盖层和迁移通道，寻找可能同时具备完整“氢系统”的地区。
美国中部的堪萨斯、艾奥瓦、明尼苏达和密歇根一带，以及加利福尼亚中部沿海，被列为较有潜力的区域。
HyTerra正在堪萨斯州推进Nemaha项目。其钻井取样结果显示，部分样品氢气浓度最高达到约96%，氦气最高约5%。
该项目还有一个重要优势：周边分布着化肥、乙醇、炼化和制造业设施。
这体现出天然氢项目未来可能遵循的一条现实路线——不是先把氢气运到几千公里之外，而是在气田附近寻找现成工业用户。
美国能源部下属ARPA-E也已投入资金，支持天然氢生成、增产、储层模拟、微生物作用、材料和钻井等技术研究。
法国：法律和勘探许可开始同步落地
法国是目前天然氢监管推进较快的国家之一。
2022年，法国修订矿业法，正式将“原生氢”列入矿产资源管理范围，为天然氢勘探许可提供了法律依据。
2025年，45-8 Energy与Storengy获得Grand Rieu和Marensin两个天然氢勘探许可，面积分别约266平方公里和691平方公里。
2026年，法国天然氢企业Mantle8又获得比利牛斯山区Comminges项目的独家勘探许可，许可面积约739平方公里，期限五年。
Mantle8在2026年5月完成3100万欧元A轮融资，计划利用地质、地球物理、地球化学和四维地下成像技术筛选目标，并通过钻井验证储层体积、纯度和持续流量。
该公司提出，理想条件下天然氢生产成本可能降至每公斤0.80欧元。
但这个数字目前仍属于企业经济模型目标，并不是已经通过商业气田验证的实际成本。
五、天然氢未来可能形成两种开发模式
PwC认为，海外天然氢产业可能逐渐分化为两条路线。
第一条路线是本地生产、本地消费。
开发者在靠近化肥厂、炼油厂、钢铁厂、矿区或发电设施的地方寻找天然氢，开采后直接供给周边用户。
这条路线可以避免长距离运输、液化、压缩和储存，大幅降低基础设施投入。
在天然氢产业早期，这可能是最容易形成商业闭环的模式。
第二条路线是大型能源公司主导的出口型开发。
只有当某一地区发现大型、高流量、可长期生产的天然氢田后，才可能建设管道、液氢、氨或甲醇设施，将氢转化后出口。
这种模式类似今天的大型天然气和液化天然气项目，资本投入巨大，只有超大规模资源才能支撑。
对于日本这样的能源进口国，PwC设想的未来结构是：国内天然氢以区域性就地利用为主，同时继续进口海外生产的低碳氢及其衍生物。
六、为什么说现在是进入天然氢领域的窗口期？
PwC认为，天然氢正在从“是否存在”的科学讨论，转向“在哪里、多少量、能否开采”的工程验证阶段。
过去，行业只有零散的地表逸气、温泉气体和历史钻井数据。
现在，美国、澳大利亚和欧洲已经出现专门针对天然氢设计的地震勘探、地球化学调查、钻井和流量测试。
与此同时，油气行业积累的大量技术可能被迁移过来，包括：
地下构造解释、地震成像、测井、储层建模、井筒设计、气体分离、压力管理和管道运输。
但天然氢又不能被简单地当作天然气开发。
氢分子小、扩散能力强，更容易穿过微小裂缝和密封材料；部分金属会发生氢脆；井筒水泥和密封材料也可能面临长期稳定性问题。
因此，现在可能是进入这一行业的窗口期，但参与方式未必是立即大规模拿矿权、打井。
企业可以先从海外项目投资、联合研究、地质数据分析、检测仪器、井筒材料、纯化设备、压缩和储运技术切入。
七、商业化必须跨过四道关
PwC将天然氢商业化面临的不确定性归纳为四类。
第一关：资源到底存不存在？
石油和天然气行业经过上百年发展，已经形成比较成熟的成藏理论。
一个完整的油气系统通常包括烃源岩、储层、盖层、圈闭和运移通道。
天然氢也需要建立类似的“氢系统”理论：
哪里能够持续生成氢？
氢气沿什么断层和裂隙迁移？
在哪里聚集？
什么样的盖层能够阻止泄漏？
地下微生物会消耗多少氢？
目前这些机制仍未完全厘清。
历史钻井数据也存在质量问题。钻井设备腐蚀、钻井液反应以及取样过程，都可能人为产生氢气，导致检测结果失真。
因此，行业必须建立统一的取样、保存、分析和校准标准，否则很容易把钻井过程中产生的氢误判为天然氢藏。
第二关：工程技术是否可靠？
天然氢开发需要面对井筒、套管、阀门、压缩机、密封件和管道的长期可靠性问题。
氢气可能导致某些钢材发生氢脆；地下微生物可能引发腐蚀；高温、高压以及复杂地下水环境，也会影响水泥和密封材料性能。
油气行业的设备和标准可以提供基础，但不能未经验证直接照搬。
未来需要根据不同温度、压力、气体组成和地下水条件，建立天然氢专用材料数据库、井筒设计规范和完整性监测体系。
第三关：成本是否真的足够低？
天然氢经常被描述为“每公斤不到1美元的氢气”。
理论上，它不需要电解槽，也不需要大量可再生电力，生产成本确实可能低于绿氢。
但其成本高度依赖地质条件。
决定成本的并不只是氢气浓度，更包括单井流量、储层压力、产量衰减、钻井深度、气体杂质、地下水量、纯化要求和井距。
一口井即使测到90%以上的氢气，如果流量很小，也可能没有商业价值。
相反，一个氢气浓度没有那么高、但压力稳定、流量大，并且同时含有高价值氦气的项目，反而可能更容易盈利。
此外，项目距离用户多远也非常关键。
一旦需要长距离压缩运输、建设管道或转化成液氢、氨和甲醇，天然氢在井口获得的成本优势可能迅速被物流成本吃掉。
第四关：由谁来发许可证？
天然氢在许多国家仍没有明确的法律身份。
它究竟属于矿产、天然气、可再生能源，还是一种新的地下资源？
应该适用矿业法、石油天然气法，还是氢能管理制度？
如果天然氢与氦气、甲烷或二氧化碳共同产出，又该如何分配资源权属？
法国已经将原生氢写入矿业法，南澳大利亚也已通过现有地下资源制度发放相关许可。
但包括日本在内，许多国家仍需要进一步明确天然氢的法律定位、勘探权、采矿权、环境评价、安全标准和税费制度。
监管不清晰，会显著延长项目审批时间，也会阻碍大型资本进入。
八、日本已经开始认真研究天然氢
日本虽然尚未启动大规模商业勘探，但产业和政府机构的关注正在明显升温。
2025年2月，JOGMEC联合日本石油技术协会和NEDO举办天然氢专题研讨会，吸引来自12个国家的475名政府、企业、大学和研究机构代表参加。
研讨内容涵盖美国资源潜力图、增产技术、日本地质条件、岩石反应实验以及油气勘探技术的迁移应用。
日本产业技术综合研究所也在利用卫星遥感、地质和地理数据，研究与天然氢有关的超基性岩和蛇纹岩化区域。
从地质上看，日本拥有活跃断裂、火山和热液系统，也存在与地幔岩石有关的地质体，因此不能排除天然氢生成的可能性。
但日本地质构造破碎、人口密度高、土地和环境审批复杂，未必适合复制澳大利亚大面积、低人口密度的勘探模式。
日本更现实的路线，可能是先通过投资和参与海外项目获得数据与工程经验，再回到国内筛选适合小规模、就地利用的目标。
九、日本企业的“胜算”在哪里？
PwC提出了一条循序渐进的路径。
第一阶段，是建立海外联系并盘点国内数据。
能源公司、商社、工程公司和研究机构可以与海外天然氢企业、大学及政府地质机构合作，同时重新审查日本历史油气井、地热井、温泉气体和地质调查数据。
第二阶段，是通过参与海外项目获得实战经验。
这不仅包括投资矿权，也包括参与地震勘探、测井、钻井、取样、材料测试、气体纯化和流量测试。
第三阶段，是建立适合日本的商业模式。
天然氢未必需要直接进入全国氢能网络，更可能首先服务于地方化肥、化工、玻璃、陶瓷、金属加工、数据中心备用电源或区域发电项目。
第四阶段，是推动制度明确。
企业需要与政府共同厘清天然氢在现行矿业法、环境法和安全监管体系中的位置，为未来勘探和开发建立可预期的审批路径。
十、不要把高浓度，当成商业成功
天然氢行业目前最容易出现三个认知误区。
第一个误区，是把地下原位资源量当成可采储量。
第二个误区，是把一次高浓度样品当成大型气田发现。
第三个误区，是把企业经济模型中的低成本目标，当成已经实现的生产成本。
真正决定天然氢能否商业化的，是一组更加朴素的数据：
一口井每天能产多少氢？
压力能维持多久？
停产后能否恢复？
储层能够覆盖多大面积？
需要多少口井？
纯化和运输要花多少钱？
谁愿意长期购买？
在这些数据得到验证之前，天然氢仍然是一项高潜力、高不确定性的早期资源。
结语
天然氢最令人期待的地方，是它可能改写氢能产业的底层逻辑。
过去，氢能行业主要讨论如何降低电价、提高电解槽效率，以及如何减少化石能源制氢的碳排放。
天然氢提出了另一种可能：氢气不一定必须被制造，它也可能像天然气一样从地下生产出来。
一旦发现能够持续补充、高流量、靠近工业用户的天然氢藏，其成本结构可能完全不同于绿氢和蓝氢。
但今天的天然氢，还没有进入复制项目、扩大产能的阶段。
它正处在类似早期石油勘探的时期：地质理论正在形成，勘探工具正在完善，第一批专用井已经钻下去，资本也开始进入，但商业储量和长期产量仍然等待证明。
所以，天然氢真正的机会，不只是提前押注某一家勘探公司。
更大的机会，可能隐藏在勘探技术、地下成像、检测仪器、耐氢材料、井筒工程、气体纯化、储运设备，以及围绕资源开发建立的新标准之中。
天然氢确实已经开始动了。
但决定它能否成为下一种重要能源的，不是一个惊人的浓度数字，而是未来几年一口又一口井所提供的真实数据。
信息来源：PwC Japan《天然氢开始行动（上）：最新研究、开发动向与未来情景》和《天然氢开始行动（下）：不确定性分析与日本国内开发的制胜路径》
铂道翻译整理，并结合USGS、JOGMEC及全球天然氢项目最新公开资料补充。