从16世纪开始，氢气的特性逐渐为人所知，其具备来源广泛、绿色低碳、能量密度高、储用形式多样化等诸多优点，是公认的“最理想的清洁能源”，也是未来能源发展格局中的关键组成部分。伴随着全球气候变化压力的增大和国际地缘冲突加剧，世界各国对新能源的关注日益高涨。国际上，美国、欧盟、日本、韩国等发达国家和地区纷纷将氢能源纳入国家能源发展战略，持续推动氢能产业发展。截至2023年1月，全球共宣布了1046个大型氢能项目，欧洲地区仍然是氢能产业的全球领导者，总投资和绝对增长率均为最高，总投资达到1170亿美元，占全球投资的35%左右，其次是拉丁美洲地区和北美洲地区，各占已宣布投资的15%左右。在项目类型上，最多的是大规模工业利用的氢能项目，达到553个，占比超过52%，其次是氢能源运输项目，随后是大型制氢项目，即每年超过1千兆瓦的可再生能源发电和超过20万吨的低碳氢项目共有112个。据国际氢能委员会（Hydrogen Council）预测，到2050年，氢能产业将创造3000个工作岗位、减排60亿吨二氧化碳、达到2.5万亿美元产值，氢能在全球能源中所占比重有望达到18%。
在全球气候目标及我国碳中和目标的约束下，我国能源消费结构和二氧化碳排放量将发生重大变化。氢能作为来源广泛、使用过程清洁、应用领域多元化的新型能源，生产和利用技术日臻成熟，在未来绿色低碳清洁能源发展过程中，将发挥越来越重要的作用。2022年是我国“氢能行业爆发元年”，自此之后，我国开始进入氢能产业的加速发展阶段，已迎来氢能产业发展的重要窗口期。
氢能相关政策密集频发。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能的三大“战略定位”，即氢能是未来国家能源体系的重要组成部分、氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体、氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。2022年8月，工业和信息化部、国家发展改革委、生态环境部发布《工业领域碳达峰实施方案》，提出推动绿色低碳技术重大突破，部署工业低碳前沿技术研究，实施低碳零碳工业流程再造工程，研究实施氢冶金行动计划，并提出到2030年，富氢碳循环高炉冶炼、氢基竖炉直接还原铁、碳捕集利用封存等技术取得突破应用，短流程炼钢占比达20%以上。此后全国多个省市自治区将氢能写入政府工作报告，示范城市群也发布了相应发展规划，氢能产业正加速迈入“从1到10”的进程。
氢能市场扩大，市场培育加强。截至2022年末，我国已成为世界上最大的制氢国，氢能市场也在迅速扩大，应用场景多样化。在能源领域，氢能主要以氢燃料电池为载体应用于交通领域。氢燃料电池具有能量密度高、能量转化效率高、零碳排放等优点。近年来，我国氢燃料电池装机规模屡创历史新高，2021年全年累计装机量173兆瓦，同比增长119%，2022年累计装机量506兆瓦，同比增长192%。氢燃料汽车销量及保有量也呈现增长态势。根据中国氢能联盟研究院的统计，截至2021年底，氢燃料汽车累计保有量达到8938辆，截至2022年底，氢燃料汽车累计保有量达到12682辆。但作为氢能源产业及下游应用发展的重要基础设施，加氢站建设布局比较分散，而且压缩机、加氢机等核心设备和关键部件主要依赖进口，导致加氢站的建设成本较高。截至2022年4月，我国已建成加氢站超过250座，约占全球数量的40%，加氢站数量位居世界第一，但整体建设仍不能满足氢燃料电池汽车发展的需求。随着氢燃料电池汽车保有量的不断增加，以及中石化、中石油等能源央企的加入，国内氢能市场将呈现持续扩张态势。
氢能技术爆发。我国目前已在燃料电池、海水制氢、氢冶金及专利技术等各个领域实现了技术突破。氢燃料电池系统由氢气供应系统、电堆等模块组成，其中氢气供应系统主要有氢气直排流通模式、死端模式、再循环模式三种类型，相较于镍氢电池、锂电池等过去常用的车载电池，新能源汽车采用氢燃料电池更为理想。氢燃料电池的核心零部件实现百分之百的国产化，解决了国外技术上“卡脖子”的问题，对于我国氢能产业来说具有重大意义。化石能源制氢技术存在固有的碳排放，而利用可再生能源电解水制氢则被认为是低碳氢能的技术路线，海水制氢作为未来大规模氢能系统的核心，其面临的析氯腐蚀挑战、热力学机理、低氯选择性析氧催化剂开发等关键原理与技术也是当前氢能制取的研究重点[6]。氢冶金技术主要分为富氢还原技术和全氢还原技术，国内钢铁企业为寻求低碳转型，已经陆续布局氢能冶模氢能系统的核心，其面临的析氯腐蚀挑战、热力学机理、低氯选择性析氧催化剂开发等关键原理与技术也是当前氢能制取的研究重点。氢冶金技术主要分为富氢还原技术和全氢还原技术，国内钢铁企业为寻求低碳转型，已经陆续布局氢能冶金产业，代表性企业有河钢集团、宝武集团、建龙集团及邢钢等，可以从源头上解决钢铁冶炼过程中碳排放量大的问题，推进我国实现“双碳”目标的进程。
氢能相关产业应用进入深度探索期。随着我国可再生能源的迅猛发展及国家政策的大力支持，风力、光伏发电相关技术及建设规模已达到世界领先水平，绿氢的制备成本有望持续下降。氢能的应用场景也在逐渐扩大，例如氢燃料电池已经不局限于应用在车辆上，在航运领域、民用无人机领域都有成熟应用，氢能将成为长途卡车运输、航运、钢铁冶金等应用场景中最具竞争力的低碳解决方案之一。2019年6月，国际能源署就在相关研究中指出，未来氢气将作为能源物质参与国际贸易，并逐步取代天然气的地位。在氢能的国际贸易中，我国具备大规模生产绿氢的潜力，也具备输送绿氢给韩国、日本等氢气进口国家的地理优势。发展绿氢贸易将会改变中国能源的版图，在未来使“氢人民币”取代“石油美元”成为可能。
1）制氢。在制氢方面，我国是世界最大的产氢国。2022年我国氢气产能约为4100万吨/年，产量为3781万吨/年，预计在2030年碳达峰愿景下，我国氢气的产量预期将超过5000万吨/年。氢的制取主要有三种较为成熟的技术路线：一是以煤炭、天然气为代表的化石燃料制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产制氢；三是以碱性电解水、质子交换膜电解水为代表的电解水制氢。三种技术路线的优点、缺点和发展现状详见表1所示。
煤制氢技术发展已经有百余年，技术成熟且成本低，是目前最经济的大规模制氢技术之一。煤制氢的主要工艺是将煤与水蒸汽混合，在外供热量的高温条件下发生气化反应，生成以氢气和一氧化碳为主的混合气，再经过水煤气变换、氢气提纯等流程，获得高纯度的氢气产品。天然气制氢技术具有高效率、较低的碳排放量、适用于大规模生产等优点，主要应用蒸汽重整法，而部分氧化法、自热重整法、催化裂解法等其他方法的技术成熟度尚不足够。蒸汽重整法是在高温高压条件下，使用以三氧化二铝为载体的镍基催化剂，将甲烷和蒸汽催化转化为氢气和一氧化碳，合成气需要经过水煤气变换、净化提纯等流程才能获得最终产品。方法经济性强，装置运行可靠，但催化剂易失活，后续发展还要借助于高活性催化剂的研发、反应装置改进等技术突破。总体来说，化石燃料制氢方式技术成熟，成本较低，但碳排放量大，需要与二氧化碳捕集封存技术相结合，将“灰氢”转变为“蓝氢”。
煤焦化工业、氯碱工业等工业生产过程中，会伴随产生大量的副产氢气，这类副产氢气纯度不高，由于提纯设备投资大、下游市场对氢气需求量较低等原因，在很长时间内都未被充分开发利用。随着氢气提纯技术和氢能相关产业的发展，目前工业副产制氢方式也实现大规模市场应用，逐渐具备经济竞争力，但因建设地点深受原材料供应限制，无法作为规模化集中化的氢能源供应。
电解水制氢方式主要分为碱性电解水制氢技术、质子交换膜电解水制氢技术、高温固体氧化物制氢技术，不会产生二氧化碳或其他有毒有害物质的排放，当与可再生能源电力相结合时，可以获得真正意义上的“绿氢”。碱性电解水制氢技术是目前技术最成熟、成本最低的电解水制氢方式，已有数十年的应用经验，但是该技术使用强碱作为电解质，使用石棉作为电解槽隔膜，对环境有一定的危害，而且启停调节速度慢，不适用于波动性强的可再生能源发电。质子交换膜电解水制氢技术电流密度高，电解槽体积小，无碱液腐蚀污染，运行灵活，与可再生能源发电具备良好的匹配性，近年来产业化发展迅速，但设备成本相对高，催化剂成本高且稀缺，导致制氢成本高，还有待于材料和技术的进一步研发。高温固体氧化物制氢尚处于实验室研究阶段，未投入工业化应用。总体来说，电解水制氢方式是极具前景的绿色制氢技术路径，理论转化效率高、氢气产品纯度高，但高成本始终限制其进一步工业化发展，其中电价是主要因素，占电解水制氢成本的60%-70%。
因“富煤、缺油、少气”的资源禀赋影响，我国的氢源结构目前仍是以煤制氢为主，占比达62%，其他方式中天然气制氢占比19%、工业副产气制氢占比18%、电解水制氢仅占1%。随着我国风光发电成本的大幅度下降，可再生能源电解水制氢的综合成本也将下降，其占比有望持续提升。
2）储氢。氢的储存方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢、固体储氢三种方式。高压气态储氢是通过高压将氢气压缩到一个耐高压的容器中进行储存，具有充放氢速度快、容器结构简单等优点，是现阶段主要的储氢方式，已得到广泛应用。储氢容器可以分为高压氢瓶和高压容器两大类，其中钢质氢瓶和钢质压力容器技术最为成熟，成本较低。商用高压储氢瓶主要分为四大类型，美日等国家燃料电池汽车的主流车载储氢技术是70兆帕碳纤维缠绕Ⅳ型瓶，而我国仍使用35兆帕碳纤维缠绕Ⅲ型瓶，储氢技术及设备与发达国家差距较大，且关键零部件仍依赖进口。我国Ⅳ型储氢瓶正处于起步阶段，Ⅳ型储氢瓶具备轻量化、高压力、高储氢密度、长寿命等优势，将成为氢燃料电池乘用车的首选储能装备。2023年5月，国家标准《车用压缩氢气塑料内胆碳纤维全缠绕气瓶（Ⅳ型瓶）》发布，标志着Ⅳ型瓶成为主流迭代方向。近些年随着政策驱动和技术不断突破，国内对高压储氢瓶的需求量保持高速增长，预计2025年需求量将达到4万台，市场规模将达到32.9亿元。
低温液态储氢是先将氢气液化，然后储存在低温绝热真空容器中，我国低温液化储氢技术主要应用在航天领域，民用领域尚处于起步阶段。固态储氢是利用物理吸附型、金属氢化物等储氢材料能够可逆吸放氢的特性进行储氢，其发展需要依赖新型储氢材料的开发，目前我国仍然处于试验阶段。
3）运氢。选择氢输运方式时，必须考虑氢的运输距离、规模和最终用途。氢输运方式主要是气态输运，可分为高压气氢拖车和管道输运两种方式。高压气氢拖车是氢气近距离输运的重要方式，技术较为成熟，目前应用广泛。管道输运包括纯氢管道输送和天然气掺氢管道输送，是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式，具有输氢量大、运行压力较低、能耗小、成本低等优势。但目前我国氢气输送管网建设里程不足，仅仅只有400千米，尚未建成完善的氢气管道输送体系。从长久经济性角度考虑，采用管网大规模、长距离输送氢气比高压气氢拖车输送氢气更显优势，但是在技术层面上仍有诸多关键难题需要解决。
4）用氢。在氢能应用方面，我国氢气主要应用于能源及传统石化、化工领域，在钢铁冶金、建筑等领域的应用仍处于小规模应用阶段。在能源方面，风能和太阳能等可再生能源发电波动性强，严重影响并网供电的连续性，而氢储能系统的加入可以作为能源互联网的枢纽，将可再生能源与电网、热网、交通网结合起来，提高电力系统的安全性和稳定性。氢燃料电池利用电化学反应，可以将氢能转换为电能，常用的质子交换膜燃料电池适用于车载发电系统和小型分布式电源系统。随着氢燃料电池汽车迅速发展，近年来我国氢燃料电池装机规模也屡创历史新高，2022年累计装机量已经达到506兆瓦。在传统石化、化工领域，氢气已经有长期且大量的应用，包括炼油化工加氢、化工合成氨等应用，技术路线成熟，但绿氢化工仍处于探索示范阶段。煤化工与绿氢耦合发展可以简化生产流程，符合低碳发展趋势和国家产业政策，能促进产业协同发展，但也面临政策支持力度不足、设备改造难度大等一系列问题。
当前，我国主流的钢铁生产工艺是高炉-转炉长流程，这种生产工艺流程决定了制造过程较高的碳排放强度，导致钢铁行业的碳排放量占全国排放总量的比例约为16%，“双碳”背景下，钢铁企业面临巨大的减排压力。氢能源作为清洁、高效、可持续的“无碳能源”，与钢铁企业资源、环境和可持续发展的诉求不谋而合。钢铁工业既可以是利用工业副产气制氢的产氢单位，又可以是用氢气代替焦炭作为还原剂进行钢铁冶金的用氢单位。较低碳排放的技术包括废钢电炉冶炼短流程、高炉富氢冶炼、氢基直接还原铁（DRI）+电炉工艺等，其中全废钢电炉绿电冶炼工艺、绿氢冶金+电炉绿电冶炼两大路径是实现近零排放的最终举措。
“以氢代碳”是钢铁工业绿色低碳、高质量发展的主要出路。基于当前钢铁工业传统工艺技术的创新改进难以实现深度脱碳，氢冶金是替代碳还原最为可行的途径，将对钢铁行业深度脱碳乃至“净零碳”起到决定性作用。当前，氢冶金技术均处于探索和示范阶段，覆盖高炉富氢、氢基直接还原、氢基熔融还原等主流技术。
三大氢冶金技术中，高炉富氢冶炼技术是“碳冶金”到“氢冶金”的重要过渡，改造成本低，具备经济性，具有增产效果。高炉富氢冶炼技术难以实现“近零碳排放”，但因其经济性较强，据预测在2030 年之后有望迅速推广。氢基直接还原铁技术是最具发展潜力的低碳冶金技术之一，采用无焦直接还原铁，可大幅降低炼铁过程中的碳排放，纯氢竖炉炼铁碳减排能力可达到98%。氢基直接还原铁技术中，竖炉-球团（块矿）法技术成熟、投资少、成本低，具有较强的竞争力，据预测2040年后将具备大规模推广条件。氢基熔融还原技术是氢冶金未来重要发展方向，将熔融还原与氢还原相结合，具有工艺简单、技术先进、能耗低、污染小、投资少、成本低、原料适应性强等优点。
我国的钢铁企业近年在积极探索氢冶金，主要参与者包括河钢集团、宝武集团和中国钢研等企业，但是目前受制于成本较高、基础设施不完善、相关标准空白等问题，项目尚处于小规模应用阶段。
2022年12月，河钢集团建设的全球首例120万吨焦炉煤气零重整氢冶金示范工程（HyMEX™）一期工程全线贯通，2023年5月实现稳定生产。河钢氢冶金示范工程采用ENERGIRON-ZR技术竖炉冶炼直接还原铁工艺，以焦炉煤气作为氢原料气体，使用通过零重整和净化技术得到的富氢气体在竖炉内直接还原球团矿中的铁氧化物，无须使用外部重整炉设备或还原气体生成系统。DRI产品的金属化率达到94%以上，同时硫、磷等有害杂质含量极低，是生产优质钢和纯净钢的理想原料。与同等规模的高炉-转炉长流程相比，河钢氢冶金一期工程二氧化碳减排比例70%，每年减少碳排放80万吨，相当于塞罕坝林场一年的固碳量。
该工程同时具有国际领先水平的二氧化碳捕集与精制技术。在捕集环节，氢基竖炉工艺气经压缩后进入吸收塔，通过MDEA溶剂与二氧化碳反应形成碳酸盐实现与工艺气的分离，含二氧化碳的MDEA富液再通过蒸汽汽提实现二氧化碳提出与溶液再生；在精制环节，以捕集环节排出二氧化碳为原料，通过吸附低温精馏的方式得到高纯度的食品级和工业级液态二氧化碳产品，也可通过节流膨胀、挤压制成干冰进行利用。
河钢氢冶金示范工程率先为我国钢铁工业提出绿色低碳短流程工艺新路径，已形成了包含《全氧富氢低碳还原熔化炼铁系统及炼铁方法》《控制氮气富集的气基直接还原炼铁方法及系统》在内的数十项氢冶金专利技术，打造出可推广、可复制的“零碳”制氢与氢能产业发展协同互补的创新发展模式。工程各项指标达到世界领先水平，成为中国钢铁史乃至世界钢铁史上由传统“碳冶金”向新型“氢冶金”转变的一个重要的里程碑。
据中国氢能联盟测算，钢铁领域氢能消费量将在2030年达到5000万吨标准煤以上，在2050年达到7600万吨标准煤以上，占钢铁领域能源消费总量的34%。钢铁制造流程复杂，用氢场景众多，比如烧结料面喷吹富氢气体、连铸坯氢氧切割、冷轧退火工序采用氢气作为退火保护气体等。其中，物流交通领域用氢量最大，效益也最为明显。钢铁行业物流量规模巨大，理论计算显示，钢铁企业每生产1吨钢，外部产生约4-5倍物流量，内部产生约8-10倍物流量。钢铁行业低碳转型过程中，区域内物流交通领域对氢能需求潜力巨大。
在物流交通领域的氢能布局是绿色物流的重要组成部分，涉及上游制储运+网络建设以及下游氢能车辆推广。加氢站和氢能重卡对于钢铁园区能源系统优化配置影响重大，也是系统初始投资和氢能利用相关收益的重要组成内容。钢铁企业应以打造氢能重卡应用示范产业集群，推动氢能在钢铁冶金领域的商业化应用为手段，推动氢能产业向规模化、集聚化和高端化发展。
河钢集团是我国钢铁行业氢能利用多元化的代表企业。在加氢站建设方面，河钢集团于2020年8月在邯郸建成我国钢铁行业首个固定式加氢示范站，日加注能力达到500千克，此后又在唐山建成一座日加注能力750千克的固定式加氢站和一座日加注能力500千克的撬装式加氢站，目前均已投入运营。除自主建设外，河钢集团于2022年9月与中石油合作布局河北省30座加氢站建设，于2023年7月联合长城汽车在唐山海港开发区启动一座3.5吨的氢电能源站。在氢能重卡应用方面，2021年7月，河钢集团首批次投放30辆49吨氢能重卡，标志着我国首条氢能重卡运输线正式商业运营。根据《河钢集团氢能产业“十四五”发展规划》，到2025年，将引导推广各类氢燃料车辆不少于1万台。河钢集团创新了氢能重卡运营模式，主持建成我国钢铁行业首条氢能重卡物流示范线，并在国内首次提出“焦炉煤气制氢+加氢服务网点+氢能重卡运营单元”的氢能重卡物流实施路径，主持建设焦炉煤气制氢工程，建成我国钢铁行业首批固定式加氢站以及氢能重卡运输专线，实现了我国“零排放”氢能重卡物流的可持续、规模化、商业化示范运营。
三、钢铁行业氢能产业战略思考
当前，全球主要国家都在加快氢能发展节奏，2023年7月下旬，欧洲氢能“领头羊”德国更新《国家氢能战略》，该战略称，到2030年德国在氢能技术的领先地位将进一步提升，产品供应将覆盖从生产（如电解槽）到各类应用（如燃料电池技术）的氢能技术全价值链；2022年8月，美国《通货膨胀削减法案》为氢能产业链环节提供补贴和贷款，主要包括上游制氢、制氢设备、下游工业示范部门、氢燃料电池车等；2023年6月，日本修订《氢能基本战略》，计划未来15年内投资15万亿日元推动氢能广泛应用。在全球氢能产业快速发展以及碳达峰碳中和目标背景下，我国要立足氢能在钢铁行业应用，面向产业高质量发展，研究认为应采取如下策略：
一是创新氢能产业合作模式，提升氢能经济性。在政策保障方面，钢铁行业应推动有关部门提供氢能政策支持，争取行业氢能示范项目在融资、贷款、利率等方面得到切实优惠。推动建设钢铁行业氢能产业绿色项目库和企业碳账户，为支持氢能产业的钢铁企业提供绿色专项投融资。在产业链协同方面，钢铁企业与氢产业链各环节的企业应加强对接交流，洽谈合作，获取技术支持，拓宽资金渠道，分散投资风险。同时依靠企业间合作、创新运营模式、加强示范应用等多种手段的持续运行，能够降低氢能利用成本。钢铁企业应因地制宜推动氢能应用，推动规模化发展，与上下游企业共同探索形成有效的氢能产业发展的商业化路径。
二是拓展氢在钢铁行业的应用途径，助推氢能产业链协同发展。积极拓展上游制储运加网络建设、下游氢能车辆推广等多元化路径。在产业上游，制氢、储氢、运氢、加氢网络建设属于氢能产业链中技术含量较高、资金要求大的环节，特别是制氢环节。钢铁企业具有以焦炉煤气为代表的工业副产气制氢的生产能力，应充分发挥氢成本低、制氢经验丰富等优势，积极开展制氢项目建设，同时配套建设氢能储运设备和加氢站等基础设施；鼓励搭建统一的新能源产业智能管控平台，实现氢能平台化、智能化、商业化和规模化发展。在产业下游，应用端的商业化前景更为明确且市场规模更大，燃料电池应作为氢能发展重要突破口。特别是在长途重载领域，用氢能重卡逐渐替代传统的燃油重卡已经逐渐成为行业共识。钢铁企业应抓住机遇，在地方补贴政策快速落地的有利前提下，实现氢能重卡布局并进行示范运营。
三是构建“以氢代碳”的氢冶金技术体系，推动氢冶金规模化应用。在充分考虑技术条件和产业特性的基础上，钢铁工业氢能产业应以氢冶金为重心，逐步构建完善技术体系。当前，无论技术成熟度还是经济可行性，国内还不具备大规模发展氢冶金的条件。氢冶金技术应用仍然面临绿氢成本高、技术应用缺乏经验、氢基直接还原铁产品下游市场需求不足等一系列严峻挑战，亟待研究解决。随着氢能产业的蓬勃发展，在产业政策方面，国家将持续推动优化产业政策，激励氢冶金探索性研究和工程示范；在氢能供给方面，氢气来源的拓展和绿电比例的扩大，可以大幅降低氢的供给成本和工程研发示范费用。钢铁企业应瞄准关键共性技术，联合上下游开展协同攻关；钢铁行业应搭建平台，举办氢冶金相关交流会议，展示氢冶金实践成果及低碳发展形象，引领行业发展。
四是建立完善氢能产业标准体系，推进减碳量核算。依托示范工程，加快建立健全我国氢能标准体系，推动绿色氢能减碳标准及机制研究。在氢能标准体系方面，钢铁行业应积极引导企业高质量开展技术创新工作，围绕氢能基础应用，增加标准有效供给，加快氢冶金自主知识产权的转化及推广，氢产业链重点技术装备的计量-检测-认证标准建立，支撑氢能全产业链发展。在减碳核算方面，开发氢能产业项目减碳方法学，开发降碳产品，推进氢冶金、氢能降碳产品的交易。结合碳足迹全生命周期和《低碳氢、清洁氢与可再生氢标准与评价》标准，建立基于钢铁行业氢能产业的碳足迹标准和测量指标，制定氢能产业链发展路径。全国碳市场形成后，要鼓励率先应用氢能技术的示范企业从碳交易中先获益、多获益。
氢能对构建清洁低碳、安全高效的能源体系具有重要意义，我国现已迎来氢能产业发展的重要窗口期，氢产业链将实现全方位发展。钢铁行业与氢能产业的结合，是钢铁工业绿色低碳、高质量发展的重要路径，氢冶金将有助于钢铁行业实现深度脱碳。未来钢铁行业氢能产业的发展可参考以下几点：
1）钢铁工业氢能产业应以氢冶金技术体系为重心。国内目前还不具备大规模发展气基竖炉的条件，但随着氢气来源的拓展和绿电比例的扩大，可以大幅降低运营成本，推动氢冶金规模化应用。
2）除了氢冶金技术的推广应用，钢铁工业也在积极拓展上下游产业链发展。对于上游制氢运氢端，钢铁企业具有以焦炉煤气为代表的工业副产气制氢的生产能力，应积极开展制氢项目建设，同时配套建设加氢站等基础设施以便于氢能储运；对于下游用氢端，钢铁企业应充分利用地方补贴政策的优势，用氢能重卡逐渐替代传统的燃油重卡进行运输。
3）建立并完善氢能标准体系，加快氢冶金自主知识产权的转化及推广，支撑氢能全产业链发展。
4）钢铁企业与氢产业链各环节的企业应加强对接交流，与上下游企业共同探索形成有效的氢能产业发展的商业化路径。
当前，国内氢能产业发展正处在降本增效、技术创新以及协同推进的初期探索阶段，氢能产业链上下游协同联动效果还未完全显现出来。燃料电池汽车成本何时能够下降？氢能核心技术问题何时能够攻破？氢能应用何时能够真正落地等问题逐步显现……
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