一文讀懂 | 氫能工業現狀、技術進展、挑戰及前景

為了給氫能相關產業加快發展和能源公司加速轉型提供理論支持，並為構建「氫能中國」提供依據和參考，闡述了氫產業鏈中製備、儲運、應用等重點環節主要關鍵技術進展，分析了氫能工業化現狀與發展趨勢，探討了氫工業發展所面臨的挑戰，展望了氫能產業的發展與未來，以期加速未來全球碳中和目標的實現。

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01

氫能製備

氫能產業鏈分為制氫、儲氫、運氫、加氫、用氫等環節。其中，制氫技術包括化石能源制氫、電解水制氫、工業副產氫和可再生能源制氫，以下分述之。

1.1、化石能源制氫

化石能源制氫是指利用煤炭、石油和天然氣等化石燃料，通過化學熱解或者氣化生成氫氣。化石能源制氫技術路線成熟，成本相對低廉，是目前氫氣最主要的來源方式，但在氫氣生產過程中也會產生並排放大量的二氧化碳。因此所製得的氫氣產品被稱為「灰氫」。藉助於碳捕集與封存技術（CCS），可以有效降低該制氫方式的碳排放量，將「灰氫」轉變為「藍氫」，以實現未來能源的可持續發展。預計在未來相當長一段時間內，化石能源制氫仍然將是氫氣的最主要來源方式。

1.1.1、甲烷制氫

甲烷（CH4）作為天然氣的主要成分，在所有碳氫化合物中具有最高的氫元素占比。因此以天然氣為原料的甲烷制氫方法具有高制氫效率、最低的碳排放量、適用於大規模工業產氫等優點。甲烷制氫技術主要包括蒸汽重整法（SRM）、部分氧化法（POM）、自熱重整法（MATR）、催化裂解法（MCD）。

目前主要的甲烷制氫技術路線及其優缺點對比如表1所示。從表1可以看出：SRM是在750～920 ℃高溫和3.5 MPa高壓條件下，使用Ni/Al2O3催化劑，將甲烷和蒸汽催化轉化為氫氣和碳氧化物[2]，該工藝主要包括重整氣或合成氣的生成，水煤氣變換(WGS)和氣體凈化等主要步驟，技術成熟；POM是將蒸汽、氧氣和甲烷轉化為氫氣和碳氧化物，根據與氧氣或蒸汽的反應分為催化與非催化重整，在催化過程中，熱量由受控燃燒提供，甲烷的熱效率通常介於60%～75%[3]；MATR是將放熱的POM 反應與吸熱的SRM反應聯用，通過反應體系自供熱來增加氫氣產量，降低成本[4]；在MCD反應中，氫氣的唯一來源便是甲烷本身，無需另外引入蒸汽和氧氣，不會產生碳排放量且能耗更低[5]。綜上可知，以SRM為基礎，協同發展POM、MATR和MCD，藉助於高活性催化劑研發、反應裝置改進等方面的技術突破，體現效率與經濟性的綜合優勢，是甲烷制氫技術發展的趨勢。

表1　主要甲烷制氫技術路線及其優缺點對比表

1.1.2　煤制氫

煤制氫主要工藝是將煤與氧氣或蒸汽混合，在高溫下轉化為以H2和CO為主的混合氣，後經水煤氣變換（WGS）、脫除酸氣、氫氣提純等流程，獲得具有高純度的氫氣產品[6]。煤氣化制氫過程中主要發生的有效反應如下：

在煤氣化制氫的WGS變換步驟中，不僅需要催化劑具有可靠的活性和壽命，而且由於煤中含有硫元素，對催化劑的抗硫能力亦提出了額外的要求。採用Co-Mo催化劑體系的寬溫耐硫變換工藝具有卓越的抗硫能力與寬適用溫度範圍（200～550 ℃），目前被廣泛用於煤氣化制氫系統中。經WGS 變換後，氣體產物主要通過低能耗的低溫甲醇清洗，同時實現對CO2和含硫氣體的脫除。

煤制氫技術發展已經有200餘年，技術已相當成熟，是目前最經濟的大規模製氫技術之一，尤其適合於諸如中國等化石能源結構分布不均、多煤炭而少油氣的國家。煤炭資源的豐富儲量和低成本使得煤氣化制氫工藝具有更好的經濟優勢，其產氫成本僅為8.3～19.5元人民幣（下同）/kg[7]。但該技術所需設備投資隨著煤制氫規模的擴大而上升，這一點也不容忽視；此外，大量CO2與含硫污染物的排放也是一大困擾。為了降低能耗、提高煤制氫效率，煤超臨界水氣化將是煤制氫技術的關鍵攻關方向[8]。

1.1.3、甲醇制氫

與天然氣和煤炭相比，以甲醇為代表的二次石化能源產品來源豐富且更易儲輸。甲醇制氫具有反應溫度低、氫氣易分離等顯著優勢，近年來一直備受關注。蒸汽重整法是目前使用最為廣泛的甲醇制氫技術路線[9]，甲醇和蒸汽在高於200 ℃環境中通過催化劑床層，其主要化學反應式如下：

反應熱力學和反應機理的研究結果證實，該反應是通過甲醇裂解與WGS變換兩步反應完成的：

甲醇蒸汽重整全流程需要吸收大量的熱量，必須保證外部熱源平穩供熱。適用於該技術的催化劑種類則較為豐富，主要有鎳系、鈀系、銅系等幾大類型，例如Cu-Zn-Al、Cu-Ni-Al體系等。對於氫氣產物，可以通過變壓吸附法、WGS變換反應、鈀膜分離技術、CO甲烷化等方式除去其中的CO進行純化。

當前，甲醇制氫技術具有原料豐富且易儲運、反應溫度低、技術成熟、氫氣產率高、分離簡單等優勢，已可滿足氫氣生產的技術需求，尤其適合於中小規模的現場制氫。但其所需原料甲醇屬於二次能源產品，較之於天然氣和煤炭成本較高，不具有經濟優勢，另外CO的充分清除也是一大挑戰。未來該技術的重點將集中在催化劑與反應器的開發上。目前國內甲醇制氫技術領先的企業有四川亞聯高科、天采科技等，可以實現10×104 m3/h的單裝置制氫效率。

1.1.4、化石燃料結合CCS制氫

CCS 技術能夠大幅度減少化石燃料使用過程中的CO2排放量。將CCS技術與化石能源制氫技術相結合，可以將「灰氫」轉變為「藍氫」，在滿足低成本、大規模製氫需求的同時大大減少碳排放量。

天然氣制氫，如採用SRM路線並結合CCS技術，以日產氫氣379 t的SRM工廠為例，產氫成本將從2.08美元/kg上升至2.27美元/kg。而MATR路線與CCS技術的結合，則能使得藍氫的成本降至1.48美元/kg[10]。在煤炭制氫領域，Burmistrz等[11] 研究了在不同煤炭種類、不同工藝路線的情況下，煤炭制氫技術與CCS耦合前後的制氫碳排放量情況，分別為19.42～25.28 kg(CO2)/kg(H2)和4.14～7.14 kg(CO2)/kg(H2)。另有研究表明，結合CCS 技術的煤炭制氫工藝將實現83%的溫室氣體減排率，而相應地制氫成本則僅上升8%[12]。

受限於CCS技術的發展現狀，當前藍氫項目極度依賴國家提供的巨額補貼，規模不大，主要由德國、英國、美國、日本等已開發國家主導。在雪佛龍、BP、道達爾等眾多跨國油氣公司的氫能發展計劃中，「藍氫」都占有一席之地。韓國SK E&S株式會社宣布，計劃到2025年成為全球最大的藍氫供應商，實現年產藍氫25×104 t的目標。對於現階段藍氫的製備，應當積極開展與各類主流化石能源制氫技術相配套的CCS技術，大力開展基礎研發與應用示範，促進藍氫成本的下降。如果為化石能源制氫所產生的大量碳找到應用市場，在碳捕集封存技術的基礎上對其加以利用，藍氫的價格還將進一步降低。

1.2、電解水制氫

電解水制氫是在直流電作用下將水進行分解進而產生氫氣和氧氣的一項技術，其中陰極反應為析氫反應（Hydrogen Evolution Reaction，縮寫為HER），陽極反應為析氧反應（Oxygen Evolution Reaction，縮寫為OER）。該技術可以採用可再生能源電力，不會產生CO2和其他有毒有害物質的排放，從而獲得真正意義上的「綠氫」。電解水理論轉化效率高、獲得的氫氣純度高，但目前在中國的氫能源結構中，電解水制氫僅占1%，主要限制因素是高成本[13]，其中電價占總成本的60%～70%[14]。電解水制氫技術主要分為鹼性電解水、酸性質子交換膜電解水、高溫固體氧化物電解水以及其他電解水技術，以下分述之。

1.2.1、鹼性電解水

鹼性電解水（Alkaline Water Electrolysis，ALK）制氫技術已有數十年的應用經驗，單槽產氫量最高可達1 000 Nm3/h [Nm3是指在0攝氏度、1個標準大氣壓（atm）下的氣體體積，1 atm=0.101 325 MPa，下同]。其工作溫度介於70～90 ℃，工作壓力介於1～3 MPa，能源效率介於59%～70% [15]，電流密度通常小於0.4 A/cm2，制氫能耗介於4.5～5.5 kWh[16]。在鹼性電解槽中，由鎳合金組成的正、負極浸沒在濃度約為30%的氫氧化鉀鹼性電解質中，正、負電極間被石棉（或尼龍、滌綸布等多孔材料）隔膜分隔。電解槽通電後，水分子在陰極得電子產生氫氣和氫氧根離子，隔膜只允許氫氧根離子穿過，隨後氫氧根離子在陽極失電子被還原生成氧氣。較之於其他制氫技術，鹼性電解水制氫可以採用非貴金屬催化劑且電解槽具有15年左右的長使用壽命，因此具有成本上的優勢和競爭力。但是，該技術使用的電解質是強鹼，具有腐蝕性且石棉隔膜不環保，具有一定的危害性，加之其啟動速度及調節制氫速度都較慢，因而與可再生能源發電的適配性還有待於進一步提升。

挪威Nel公司是鹼性電解水制氫機的龍頭製造商，該公司研發的A系列模塊化鹼性電解水制氫機，產氫量覆蓋50～3 880 Nm3/h，最高日產氫量超過8 t，模塊化的結構可以根據客戶不同的應用需求提供有針對性的解決方案。始於2015年的沽源風電制氫綜合利用示範項目是我國首個風電制氫工業應用項目，該項目與德國的McPhy、Encon公司進行技術合作，總投資20.3億元，投建10 MW電解水制氫系統，配合200 MW風電場制氫，項目建成後，可以形成年制氫1 752×104 Nm3的生產能力，成為迄今我國最大的風電制氫示範項目。

1.2.2、酸性質子交換膜電解水

酸性質子交換膜（Proton Exchan ge Membrane，PEM）技術近年來產業化發展迅速。其制氫原理與鹼性電解水制氫原理相同，但使用固態聚合物陽離子交換膜代替石棉隔膜，通過此交換膜分隔陰陽兩極並傳導導電氫離子。質子交換膜內親水相與疏水相的微相分離結構引起親水團簇的聚集，從而形成了質子傳輸通道。目前，PEM單槽產氫量最高可達400 Nm3/h。其工作溫度介於50～80℃，制氫能耗介於4.4～5.0 kWh[17]。質子交換膜制氫技術無污染、運行電流密度高、轉換效率高、所產氫氣壓力高，便於氫的傳輸、可以毫秒級啟動，適應可再生能源發電的波動性特徵，易於與可再生能源消納相結合，是目前電解水制氫的理想方案。但是PEM需要使用含貴金屬（鉑、銥）的電催化劑和特殊膜材料，成本較高，使用壽命也不如鹼性電解水制氫技術。

質子交換膜作為PEM制氫技術的核心材料被國外企業占據主導，全球市場占有率超過90%。其中，商業化應用數量最多的是美國杜邦公司的Nafion系列全氟磺酸質子膜，Nafion 211在60 ℃電導率達140 mS/cm。美國Proton Onsite公司是PEM制氫機的領先生產企業，該公司可量產單電堆2 MW的電解槽，其業務遍及全球72個國家，已交付電解水制氫裝置超過2 000套，擁有70%的PEM電解水制氫市場占有率。我國的質子交換膜製造企業面臨技術、市場、人才和資金的四大壁壘，目前山東東嶽集團已研製出接近杜邦Nafion性能的產品。在PEM電解槽製造方面，陽光電源成立了氫能事業部，與中國科學院大連化學物理研究所合作，於2021年4月推出SEP50 PEM電解槽，功率為250 kW，是目前國內具備量產能力的PEM電解槽。

1.2.3、高溫固體氧化物電解水

高溫固體氧化物（Solid Oxide Electrolysis Cell，SOEC）電解水制氫技術目前還處於前期研究階段，包含質子—固體氧化物、氧離子—固體氧化物以及二氧化碳聯合電解共計3種方式。他們都可以使用固態陶瓷作為電解質，需要在500～1 000 ℃的高溫下反應。由於高溫會使反應的吉布斯自由能變化量降低，電解需要的平衡電壓也較低。例如，在800℃、0.1 MPa的條件下，電解水蒸氣的平衡電壓只需0.85 V[18]，因而可以省電降成本。此外，固體氧化物制氫技術的動力學性能優秀，可以達到或接近100%的轉換效率，使用的催化劑不依賴於貴重金屬。但目前該技術的缺陷包括：電極的機械性能在高溫下不夠穩定；高溫還會導致電解槽中玻璃—陶瓷密封材料壽命縮短；在與波動性高、輸出不穩定的可再生能源電力匹配方面，高溫反應條件的升溫速率也亟待突破。

1）質子—固體氧化物技術使用質子導通型鈣鈦礦作為陽極、鎳—陶瓷作為陰極，較之於氧離子—固體氧化物，前者產氫不需要額外的乾燥過程。這可以簡化系統的結構並節約成本[19]。此外，該技術可以在相對較低的溫度中（500～700 ℃）保持高效電解[20]。這可以使耐用性得以提高，弱化由腐蝕和污染引起的材料退化等不足[21]。

2）氧離子—固體氧化物技術常見的陽極材料有摻鍶亞錳酸鑭（LSM）、釔穩定氧化鋯（YSZ）等[22-23]；陰極可採用鎳—釔穩定氧化鋯（Ni-YSZ）。該技術存在的問題是長期穩定性差和層間擴散等。Kim等[24]引入了混合固體氧化物電解池的概念，以BZCYYb作為電解液，將質子SOEC和氧離子SOEC結合起來，實現了60 h的優異穩定性，同時也保持了超高的電化學產氫性能。

3）二氧化碳聯合電解可將水蒸氣和二氧化碳直接以電化學的方式轉化為氫氣、一氧化碳或氫氣加一氧化碳的合成氣。此項技術可以捕獲水蒸氣和二氧化碳，再循環合成人類必需的化工產品，如汽油、甲醇和氨[25]。該技術在反應中有可能形成碳沉積，影響電極的微觀結構，使電解槽性能退化[15]。Xing等[26]已製備了銅浸漬的LSCM陰極，對蒸汽和二氧化碳的聯合電解進行了評估，該電極可以承受在750℃下進行的超過50 h的聯合電解耐久性測試。

1.2.4、其他電解水

其他的電解水技術例如鹼性陰離子交換膜（An­ion Exchange Membrane，AEM）電解水技術，其與PEM的根本區別在於將膜的交換離子由質子換為氫氧根離子。氫氧根離子的相對分子質量是質子的17倍，這使得其遷移速度比質子慢得多。該技術工作溫度較低，介於40～60 ℃的範圍內，工作壓力低於3.5 MPa，能源效率介於60%～79%，電流密度介於1～2 A/cm2[16]。AEM的優勢是不存在金屬陽離子，不會產生碳酸鹽沉澱堵塞制氫系統。AEM中使用的電極和催化劑是鎳、鈷、鐵等非貴金屬材料且產氫純度高、氣密性好、系統響應快速，與目前可再生能源發電的特性十分匹配。不過AEM目前仍然存在著以下不足： 膜的氫氧根離子導通率較低；膜的機械穩定性不高；AEM中電極結構和催化劑動力學需要優化。鹼性陰離子交換膜制氫技術主要處於實驗室研發階段，商品化的陰離子膜不多，基本上都來自外國廠商，例如日本Tokuyama公司的A201，膜厚28 μm，拉伸強度可達96 MPa，氫氧根離子傳導率為42 mS/cm。此外，加拿大Ionomr公司AEMI­ON系列中的部分型號的傳導率更加突出，可以超過80 mS/cm [27]。

1.3、工業副產氫

氯鹼工業、煤焦化工業等生產過程中都會產生大量的副產氫氣，但這類資源尚未被充分開發利用，主要原因是副產氫氣純度不高、提純工藝對設備與資金要求高以及下游市場對氫氣的需求量目前還較少。隨著氫能行業的蓬勃發展和氫氣提純技術及相關工業技術的進步，工業副產氫將逐漸具備經濟性上的競爭力。

1.3.1、焦爐氣副產氫

焦爐氣（COG）是煉焦工業中的副產品，主要成分為氫氣（含量介於55%～60%）、甲烷（含量介於23%～27%）和少量CO、CO2等。通常每噸干煤可生產300～350 m3焦爐氣，是副產氫的重要來源之一[28]。

在煉焦工業中濕法熄焦方法較為常用，即通過用水噴淋高溫焦炭的方式對其實現降溫，該過程會發生WGS變換生成大量的氫氣。這部分氫氣的產生不需要額外的生產流程，可以直接凈化、分離和提純。目前煉焦廠主要採用變壓吸附（PSA）技術從焦爐煤氣中分離獲取高純度氫氣。大規模的焦爐氣制氫則一般採取深冷分離與PSA相結合的方法來實現氫氣分離。另外，金屬膜分離技術的耗能更少且能夠連續操作，也有望應用於大規模從焦爐氣中分離氫氣[29]。此外，焦爐氣分離出氫氣後的主要組分為甲烷，可以將其進行提純，結合SRM技術可進一步實現焦爐氣中氫能資源的最大化提取。

當前焦爐氣制氫技術已具有相當的規模，可產氫1 000 Nm3/h[30]。我國副產煤氣可提供811×104 t/a的氫產能，氫源占比為20.0%。焦爐氣直接分離氫氣成本相對較低，利用焦爐氣轉化的甲烷制氫亦能實現有效利用，焦爐氣副產氫比天然氣和煤炭制氫等方式更具經濟優勢。焦爐氣制氫應用發展的關鍵在於氫氣提純技術的發展和煉焦行業下游綜合配套設施的健全。

1.3.2、氯鹼工業副產氫

氯鹼工業是最基本的化學工業之一。在氯鹼工業中，通過電解飽和NaCl溶液的方法製取燒鹼(一般指氫氧化鈉)和氯氣，同時得到副產品氫氣，可通過PSA技術進行純化分離[31]。每製取1 t燒鹼便會產生大約280 Nm3（質量約為25 kg）的副產氫氣[32]。其反應式如下：

氯鹼產氫反應的化學原理和生產過程與電解水制氫類似，氫氣純度可達98.5%，其中主要雜質為反應過程中混入的氯氣、氧氣、氯化氫、氮氣以及水蒸氣等，一般通過PSA技術進行純化分離獲得高純度氫氣[31]。大型先進氯鹼裝置的產氫成本可以控制在1.3～1.5元/Nm3，成本接近於煤炭、天然氣等化石能源制氫。但從CO2氣體減排效果進行分析，氯鹼副產氫全生命周期CO2氣體排放量為1.3～9.8 kg(CO2)/kg(H2)，比SRM制氫技術低了20%～90%，CO2減排優勢顯著[33]。氯鹼副產氫具有產品純度高、原料豐富、技術成熟、減排效益高以及開發空間大等優勢。大力發展對這類工業副產氫的純化與利用，可以使氯鹼企業加入到氫能行業的發展潮流中，走上從耗能到造能的轉變之路。

1.3.3、石化副產氫

石化副產氫主要包括煉油重整、丙烷脫氫、乙烯生產等副產氫。丙烷催化脫氫生產丙烯（PDH）技術是指在高溫催化條件下，丙烷分子上相鄰兩個C原子的C—H鍵發生斷裂，脫除一個氫氣分子得到丙烯的過程（反應式8）。該過程原料來源廣泛、反應選擇性高、產物易分離，副產氣體中的氫氣占比高、雜質含量少，具有重要的收集利用價值，越來越受到人們的青睞。

丙烷脫氫工藝一般在循環流化床或固定床反應器中進行，只需配套相應的PSA或膜分離裝置，即可得到高純度氫氣（含量大於等於99.999%）。以年產60×104 t規模的丙烷脫氫生產線為例，其副產粗氫量大約可達3.33×108 Nm3。預期到2023年，國內的丙烷脫氫副產氫規模可達44.54×104 t/a。從丙烷脫氫工藝產出的氫氣無需額外的制氫原料，並且氫氣凈化再投入也相對較少，因而具有較好的成本優勢，成本可以控制在0.89～1.43元/Nm3的水平[30]。隨著丙烷脫氫工藝的持續發展和成本的逐步降低，該技術在丙烯合成工業上的占比也將日益加大。此外，隨著例如乙烷高溫裂解脫氫合成乙烯等石化副產氫工藝的逐漸發展，協同各類新型氣體分離與純化技術，這類工業副產氫的利用將愈發凸顯價值[34]。

1.4、可再生能源制氫

1.4.1、光催化制氫

光催化制氫技術旨在利用光合成技術驅動化學反應，從水或有機物中製取氫氣，目前研究最為廣泛亦最具前景的是光解水制氫技術。光解水制氫技術的實質是利用半導體材料作為催化劑驅動水的分解。根據固體材料的能帶理論，當入射光子的能量大於半導體光催化劑的帶隙時，電子可以從價帶（VB）激發到導帶（CB），並分別產生光生空穴和電子對，空穴將水中的OH－氧化得到O2，電子將水中的H+還原生成H2[35]。以典型的納米TiO2催化劑為例[36] ，光解水制氫反應如下：

光解水制氫的關鍵在於光催化劑的開發設計，其需同時兼具高光吸收效率、快載流子分離、高表面催化活性及長效光化學穩定性。日本在光催化制氫技術研究領域中最為領先，東京大學Domen團隊近期開展了一項100 m2規模的太陽能光催化水制氫示範研究，可在數月內安全運行。中國石油勘探開發研究院與泊菲萊科技公司合作，開發了一套可以穩定運行的5 m2級光解水反應系統，達到國內領先水平。而在基礎研究方面，國內外差距不大。近年來研究者們已在光催化劑的基礎研究方面取得了一些進展，例如，Liu等[37]在TiO2上實現了銅單原子的大規模高分散負載（質量分數超過1%），其在光解水反應中具有101.7 mmol/(g· h)的H2生成速率，並在365 nm處表現出高達56%的表觀量子效率。Domen等[38] 設計並製備了一種改性鋁摻雜鈦酸鍶 (SrTiO3:Al)催化劑，在350～360 nm波長光照下實現了具有高達96%量子產率的光解水反應。然而，目前最好的光催化制氫效率僅在4%左右，離實際應用還存在著一定的距離。

1.4.2、光電催化制氫

光電催化是指在光照射下，半導體光陽極吸收光子產生電子—空穴對，其中空穴直接在光陽極將OH－氧化得到氧氣，而光生電子則在外加偏壓下流經導線到達金屬對電極，並在對電極上還原H+產生氫氣。該技術可以有效減少電子—空穴對的復合，從而提高產氫效率。早在1972年，日本東京大學的Fujishima和Honda利用TiO2半導體單晶薄膜作為電極，首次實現了光電催化水分解生成氫氣[39]。光電催化水分解反應過程如下[40]：

光電催化制氫技術的關鍵在於尋求具有適宜禁帶寬度、靈敏光響應、高表面活性的半導體光電極催化材料。另外，藉助於對光電化學池結構的設計與改進、電解液配方的優化、助催化劑的引入等途徑，也是提高光電催化制氫效率的主要研究方向[41]。同光催化制氫一樣，光電催化制氫仍然停留在實驗室基礎研究階段。日本在該領域研究時間最長、技術最為領先。國內如中國科學院趙進才院士、李燦院士等團隊在光電解水制氫研究方向上亦達到了世界前沿水平。例如，Li等[42] 使用梯度Mg摻雜來提高Ta3N5材料的電荷分離效率，實現了0.4 V的低起始電位與3.25±0.05%的高光電效率。李燦院士團隊[43] 設計了一種Co4O4/pGO/BiVO4/SnOx復合材料作為光陽極，與有機聚合物PBDB-T:ITIC:PC71BM光陰極聯用得到高達4.3%的產氫效率。儘管光電催化制氫技術還未達到產氫效率10%的商業化應用要求，但其仍然是綠氫製備領域的一個重要前沿研究熱點。

1.4.3、微生物制氫

微生物制氫工藝流程簡單、原料豐富，是一種極具潛力的產氫技術。根據能量來源不同，微生物制氫方法可以分為光合法與發酵法兩類[44]。微生物光合法制氫的能量來源是太陽能，一些藻類以及光合菌類能夠在厭氧條件下，利用光合作用分解底物獲得氫氣；綠藻等微藻類與一些藍細菌，可以發生由氫酶催化的光解水反應；而對於一些光合自養細菌，在厭氧有光狀態下可發生光發酵反應，將有機酸分解為H2和CO2。微生物發酵制氫大多利用有機質的發酵分解來獲取氫氣，其能量來源是生物質能和化學能，如富含有機底物的工業廢水或農業廢料，常見的發酵產氫微生物主要有各類產氫梭菌、嗜熱細菌以及大腸桿菌等。

截至目前，全球共有 25 個國家進行了生物制氫方面的研究，中美兩國處於絕對領先的位置。但關於生物制氫的研究基本上還處於實驗室階段，離大規模商業化應用還有較長的距離。國內達到產業化規模並實現盈利的生物制氫系統尚未出現，只有個別實驗室進入到中試放大階段。例如，哈爾濱工業大學的任南琪團隊近期建成了國內首座 100 m3的有機廢水暗發酵制氫的生產性示範工程，日產氫量高達 322 m3。在基礎研究方面，Nissilä等[45]通過熱處理纖維素植物和堆肥廢料，得到富含Thermoanaerobacterceae類發酵產氫細菌的富集培養物，用於己糖發酵產氫，實現了1.4 mol(H2)/mol(底物)的產氫效率。Mann等[46]培養了一種細菌/藻類細胞群落聚集體，將有氧呼吸和低氧光合作用協同結合，實現了168 h的長時間連續產氫。微生物制氫技術的發展有待於未來在培育篩選技術、制氫工藝改進及制氫機理研究等方面的持續突破。

1.5、各類制氫技術對比

綜上所述可得出以下認識：化石燃料制氫技術成熟、成本低廉，將在一定時期內占據市場的主要份額，其發展重點在於結合CCS/CCUS技術減少碳排放量，實現由灰氫向藍氫的轉變；工業副產氫資源豐富，可發展空間大，核心在於氣體分離純化技術的發展與配套設施的完善；電解水與可再生能源發電耦合制氫技術，是未來綠氫大規模製取的主要方式，重點在於降低可再生能源電價及提升電解水制氫效率、降低產氫成本；光催化、光電催化等新型制氫技術還未達到大規模工業化應用的需求，需要加強基礎研究與示範應用推廣。

氫氣是氫能產業的基礎，氫工業能否規模發展利用所取決的主要因素之一就是制氫成本。表2列舉了主要制氫技術的成本計算結果[33,47-48]。從表2可以看出：當前，化石能源制氫依然在成本上有著難以比擬的優勢，結合CCS技術後成本有所上升，但仍舊具有成本優勢；工業副產氫與微生物發酵制氫的成本與化石能源制氫大致持平，但規模有限；電解水制氫成本為化石能源制氫的2～3倍，差距較大，需要大幅度降低電力成本、提升電解水容量和降低系統造價成本。隨著光伏電價的下降，預計到2035年和2050年，在鹼性電解水制氫生產中，電費成本將分別下降37%和50%，相應的氫氣成本則分別為18.7元/kg和14.8元/kg，可與化石能源制氫成本持平。

表2　不同制氫技術的成本計算結果表

針對各類制氫技術在氫能行業的發展布局與規劃，應當綜合考慮技術水平、碳排放量和產氫成本這3個方面的因素，穩步推進從灰氫到藍氫再到綠氫的轉變，鑄就低碳環保的氫能行業基石，支撐起氫能全產業鏈發展，助力構建「氫能中國」。

02

氫能儲運

氫的儲運技術可分為物理儲運氫和化學儲運氫兩大類別。其中前者包括高壓氣態、低溫液化、管道、 物理吸附等。後者包括無機儲氫材料和有機儲氫材料，其中無機儲氫材料包括金屬氫化物、絡合氫化物、復合氫化物和化學氫化物；有機儲氫材料包括環烷烴、氮雜環、液氨、甲酸和甲醇等。以下分述之。

2.1、物理儲運氫

2.1.1、高壓氣態儲運氫高壓

氣態儲氫是一種最簡單直接的儲存方式，是將氫氣壓縮儲存在高壓瓶當中，一般儲存壓力介於35～75 MPa。該方式具有充放氫速度快、技術相對成熟、常溫操作以及成本低等優點，但缺點是能量密度低，常壓下僅為0.003 kWh(LHVHydrogen)/L（LHVHydrogen表示氫的低位熱值，Lower Heating Value of Hydrogen，1 LHVhydrogen = 33.3 kWh/kg），70 MPa壓力下能量密度可增加至1.2 kWh(LHVHydrogen)/L，稍高於鋰電池的平均能量密度0.5 kWh(LHVHydrogen)/L[49]。另一方面，由於氫氣密度比較低，較之於儲存相同重量的汽柴油，前者所占體積十分龐大。為了避免氫氣泄漏和容器破裂，高壓儲氫通常都需要耐壓厚重的容器[50]。車載儲氫瓶主要使用由碳纖維外層和鋁/塑料內膽構成的新型輕質耐壓儲氫容器[51]。70 MPa 碳纖維纏繞IV型瓶在國外已被廣泛使用，如美國Impco公司採用的超輕型Trishield可進行70 MPa儲氫，質量儲氫密度為7.5%；加拿大Dynetek公司已投入工業化生產的70 MPa高壓儲氫瓶，採用鋁合金內膽和碳纖維/樹脂基體復合增強外包層；法國Faurecia公司的IV型儲氫瓶採用優化的碳纖維結構設計可減重15%～20%等。國內由於高端碳纖維技術不夠成熟，無法規模化生產且復合材料成本較高，目前主要以35 MPa III型瓶為主，所以低成本高壓臨氫環境用新材料將是研發的重點[52]。固定式高壓氣態儲氫主要使用的是大直徑儲氫長管和鋼帶錯繞式儲氫罐，石家莊安瑞科氣體機械有限公司開發的45 MPa儲氫瓶組、浙江大學與巨化集團有限公司製造生產的2台98 MPa立式高壓儲罐均已應用於國內加氫站中[53]。高壓氣態儲運氫的應用場景主要是面對制氫廠、加氫站或化工廠等地，以及不超過500 km的短距離用量不大、用戶分散的氫氣需求地。

2.1.2、低溫液化儲運氫

低溫液化儲氫是指將氫氣在低溫高壓條件下，基於高壓氫氣絕熱膨脹原理，液化後儲存在容器中的儲氫方式。低溫液化儲氫具有質量密度高、儲存容器體積小等優點，適用於重型公路運輸、海上運輸和部分航空領域。目前其質量儲氫密度和體積儲氫密度可達到5.5%和71 kg/m3[54]。由於氫氣的相變焓為0.45 MJ/kg，將氫氣從氣相變為液相需要消耗大量的冷卻能量，理論上液化1 kg氫氣需要耗費4～10 kWh的電，約占其儲存能量的30%。另外，為了保證液氫濕度始終保持在20～30 K之間，防止儲存過程中因溫度升高導致的汽化現象，需要液氫儲存容器必須達到苛刻的絕熱條件，生產技術變得更加複雜，儲氫成本增加[55]。因此，如何降低液化與貯存成本是低溫液態儲氫產業化的發展方向。目前，在歐、美、日等國家和地區液氫技術的發展已經相對成熟，液氫儲運等環節已進入規模化應用階段。我國液氫技術主要應用在航天領域，民用領域尚處於起步階段，氫液化系統的核心設備仍然依賴於進口。

2.1.3、管道儲運氫

管道儲運氫氣可以分為純氫管道運輸和利用現有天然氣管道摻氫運輸兩種模式。低壓純氫管道適合大規模、長距離的運氫方式。由於氫氣需在低壓狀態（工作壓力介於1～4 MPa）下運輸，因此較之於高壓運氫，管道輸氫的能耗更低，但管道建設的初始投資較大。全球管道輸氫迄今已有80餘年的歷史，美國、歐洲已分別建成2 400 km、1 500 km的氫管道[56]，並且歐洲還開展了「歐洲氫能主體計劃」項目，預計2040年完工近4×104 km的氫氣管道。目前，我國已有多條輸氫管道在運行，如濟源—洛陽的氫氣輸送管道全長為25 km，年輸氣量為10.04×104 t，設計壓力為 4 MPa，管材為 L245 無縫鋼管；巴陵—長嶺輸氫管道全長42 km，投資額1.9億元，管材為裂化碳素無縫鋼管；烏海—銀川焦爐煤氣輸氣管線管道全長為216.4 km，年輸氣量達16.1×108 m3，設計壓力為3 MPa，管材為L245直縫雙面埋弧焊鋼管；金陵—揚子氫氣管道全長超過32 km，設計壓力為 4 MPa，管材為20號鋼[56]。

基於現有基礎設施的優勢，將氫氣摻混入天然氣管道網絡也被視為可行的氫氣運輸解決方案。在氫的混合比例較低（體積分數介於5%～10％）情況下可以與現有管道大部分兼容，但更高的混合比例是否可行，在很大程度上取決於每條管道的具體情況，以及其終端應用設備應對氣體特性變化的適應能力[57-58]。目前，德國天然氣網絡中的氫混合容量為10%，目標是到2025年將容量增加到20%，並將升級部分天然氣管道，以滿足未來100%氫氣輸送的需求。

2.2、化學儲運氫

2.2.1、固態金屬氫化物儲運氫

固態金屬氫化物儲運氫是利用儲氫合金在一定溫度和壓力條件下的可逆吸/放氫反應來實現氫氣儲運的。氫在儲氫合金表面分解為氫原子，擴散進入合金內部與其發生反應生成金屬氫化物，氫即以原子態儲存在金屬內的四面體與八面體間隙位置 [59]。金屬氫化物具有儲氫體積密度大、安全、氫氣純度高、操作容易、運輸方便、成本較低等優勢。固態金屬儲氫的商業應用主要為潛艇、核電站、發電站、加氫站、可攜式測試設備等（表3），如德國 GKN Hydrogen公司有10～265 kg不同型號的固態儲氫系統，可低壓運行並100%可回收，無容量損失（材料消耗）等優勢；美國ECD Ovonic公司採用輕質碳纖維包卷形成的儲氫罐，所含的金屬氫化物可儲存約3 kg的氫氣；豐田公司的氫動力汽車均採用了ECD Ovonic公司的技術。目前，國內金屬氫化物儲氫應用還較少，正處於研發與示範階段，提高金屬氫化物的儲氫量、降低材料成本、提高金屬氫化物的可循環性等將是未來的研究重點[60]。

表3　固態金屬儲氫應用項目統計表

2.2.2、液態有機化合物儲運氫

有機儲氫材料通常為液態，因而也被稱為液態有機儲氫載體（Liquid Organic Hydrogen Carrier，LOHC）[65]。LOHC是利用液態有機化合物可逆的加氫與脫氫反應來實現氫氣的存儲與釋放，通常具有約50 g/L的體積儲氫密度且儲存、運輸、維護、保養安全方便，便於利用現有儲油和運輸設備，同時還具有多次循環使用等優點。代表性的物質有：甲苯[66]、乙基咔唑[67]、二苄基甲苯[68-69]等。日本於2022年2月利用甲基環己烷（MCH）儲運從汶萊進口的氫氣，通過海運方式運送到日本ENEOS煉油廠；德國Hydrogenious Technologies公司採用二苄基甲苯作為液態儲氫載體，計劃在Dormagen化學園區建成世界上最大的綠氫存儲中試工廠，每年大約可以在LOHC中儲存1 800 t氫氣。這類儲氫材料不僅可以用於氫燃料電池車，而且在大規模儲能、長距離氫運輸方面也具有顯著的優勢，但目前還存在著脫氫能耗大、高效低成本脫氫催化劑技術等瓶頸有待於突破。

2.2.3、液氨儲運氫

氨作為富氫分子，用它作為能量載體，是氫氣運輸的另一種方式。哈伯—博施法是生產氨最常見的工藝，至今已有100多年的歷史，現在仍主要用於化肥生產。氨可以在－33℃的溫度下進行液化[70-71]。另外，氨也可以在20℃環境溫度和約0.9 MPa的壓力下液化。在常規的氨運輸中，通常選擇冷卻和加壓存儲的組合。液氨的氫體積密度是液化氫本身的1.5倍[72-73]。因此較之於液氫，同等體積的氨可以輸送更多的氫。目前海上運輸或管道進行工業級的氨運輸已經發展得很成熟，在全球大約有120個港口設有氨進出口設施[74]，如美國的NuStar氨系統管道，全長約3 200 km；俄羅斯的Togliatti-Odessa氨管道，全長約2 000 km。但氨是有毒的化學物質，皮膚攝入、吸入或接觸後，即使劑量很小，也具有破壞性或致死性。氨用作氫載體時，其總轉化效率比其他技術路線要低，因為氫必須首先經化學轉換為氨，並在使用地點重新轉化為氫。兩次轉化過程的總體效率約為35%，與液化氫30%～33%的轉化效率基本接近[75]。

2.3、氫能儲運技術及產業發展趨勢

物理運輸氣態氫是最簡單的氫儲運形式，將氫氣混入現有的天然氣管道中，或使用專用的氫氣管道，或利用加壓容器運輸氫氣是當前最為現實的氫儲運技術路線。不過，由於氣態氫的體積能量密度低，加上運輸距離有限，其他形式的氫運輸需求不可避免地會相應增加。像所有其他氣體一樣，氫氣也可以低溫液化後，以冷液形式進行運輸。此外，化學存儲形式，例如轉化為氨或使用液態有機氫載體（LOHC），也構成了其他具有高發展潛力的氫存儲和氫物流技術。

目前制約氫能儲運產業發展的重要因素之一就是氫氣的儲運成本，並且隨著運輸距離的增加，成本也必然隨之增加。高壓氣態運輸氫氣是成本最高的運輸方式，而管道長距離大輸量運輸氫氣則是成本最低的運輸方式，如圖1所示[76]；雖然液態有機化合物儲氫載體和管道（100 t/d）、液氨與液氫儲氫成本均相當，但液態有機儲氫載體和液氨在終端轉化為氣態氫也還需要一定的成本，如圖2所示[76]。未來隨著氫氣需求量的增加、技術的突破和基礎設施的完善，氫氣的儲運成本才有可能進一步降低。

圖1　幾種儲運技術成本與運輸距離關係圖

圖2　液氨與LOHC終端氫氣轉化成本圖

目前氫氣主要是自產自用，如在靠近煉油廠、化肥廠等用氫地方生產氫氣。未來以可再生能源為基礎的氫能產業將依賴於大規模的氫能儲運技術，因為制氫項目不一定在使用地點，解決氫儲運的問題將會變得更加重要，氫氣的高效輸送和儲存難度較大，低成本、高密度、安全的儲運技術將是助推氫能產業化的關鍵。

油氣行業擁有成熟的能源安全管理經驗、完善的網絡站點體系，擁有資源規劃、煉化生產、油氣儲運及零售終端建設、運維等多方面的技術基礎與整合能力，可以利用已有的經驗和基礎設施等優勢，快速進入並規模化發展氫能儲運產業。在長距離運輸方面，可以利用已有管道運輸及維護經驗，進行不同比例的摻氫輸送示範與評估，並隨著氫氣需求量的增加著手建設純氫管道；陸地中短距離方面，利用已有的CNG、LNG儲運經驗，根據具體的距離、經濟性、氫氣純度等需求來決定不同的儲運方式，如液氫、液氨、有機化合物儲氫載體、固態儲氫、高壓氣態氫等；在沿海城市可以考慮利用液氨、液氫、液態有機化合物儲氫等方式進行國際船運。

03

氫能應用

氫能的開發利用是更快實現碳中和目標、保障國家能源安全、實現低碳轉型的重要途徑之一。氫能目前主要應用在能源、鋼鐵冶金、石油化工等領域，隨著頂層政策設計和氫能產業技術的快速發展，氫能的應用領域將呈現多元化拓展，在儲能、燃料、化工、鋼鐵冶金等領域應用必將越來越廣泛。

3.1、氫儲能

我國可再生能源資源豐富，應大力開發風能、太陽能光伏發電，實現可再生能源到氫能的轉化。但風電和光伏發電的間歇性和隨機性，影響了其併網供電的連續性和穩定性，同時也削弱了電力系統的調峰力度。隨著氫能技術及產業鏈的發展和完善，氫儲能系統的加入可以提高可再生能源發電的安全性和穩定性[77]。利用風電和光伏發電製取綠氫，不僅可以有效利用棄風、棄光，而且還可以降低制氫成本；既提高了電網靈活性，又促進了可再生能源消納。此外，氫能亦可作為能源網際網路的樞紐，將可再生能源與電網、氣網、熱網、交通網連為一體，加速能源轉型進程。

3.2、氫燃料

氫能可以作為終端能源應用於電力行業，通過氫燃料電池（FC）將化學能轉化成電能，或者通過燃氣輪機將化學能轉化為動能。氫燃料電池具有能量密度高、能量轉化效率高、零碳排放等優點，主要包括質子交換膜燃料電池（PEMFC）和固體氧化物燃料電池（SOFC）兩大類。

3.2.1、質子交換膜燃料電池

PEMFC主要由膜電極、雙極板、電解質和外部電路等組成，具有工作溫度低、啟動快、功率範圍寬、穩定性強等優勢，在汽車動力電源領域發展迅速。作為燃料電池和電解槽的關鍵組件，質子交換膜需要具備質子傳導電阻小、電流密度大、機械強度高等特點，其決定了PEMFC的效率和品質。目前，商業化應用最廣泛的是美國杜邦公司的Nafion系列膜以及Ballard公司的BAM型膜等。此類膜的局限性在於其易發生化學降解，溫度升高使質子傳導性能變差，成本也較高。針對此問題，我國東嶽集團有限公司、科潤新材料股份有限公司等經過10餘年研發攻關，不僅提高了膜材料的性能，還實現了國產質子交換膜的工業化生產，降低了成本。此外，在政策方面，我國高度重視PEMFC技術的研發，《能源技術革命創新行動計劃（2016—2030年）》要求，到2030年實現額定輸出功率達50～100 kW、系統比功率大於等於300 Wh/kg、電堆比功率達到3 000 W/L以上，PEMFC分布式發電系統使用壽命超過1×104 h；同時通過建立分布式發電產業化平台，實現千瓦至百千瓦級PEMFC系統在分布式電站等領域的應用。

PEMFC用途廣泛且多元化。日本和韓國擁有相對成熟的氫燃料電池汽車技術，已應用於乘用車、商業車、叉車、列車等[78]。例如，豐田在2020年底發布了第二代Mirai氫能燃料汽車，通過增加氫負載將續航里程提高了30%[79]。東日本鐵路公司發布了以氫燃料電池和蓄電池為混合動力的試驗列車「雲雀」，加氫一次即可行駛140 km。國內以捷氫科技、新源動力、濰柴動力為主的大型電堆供應商在自主研發方面也取得了較大進展。2021年，捷氫科技自主研發的大功率氫燃料電池額定功率達到了117 kW，同時系統及電堆一級零部件實現了100%國產化[80]。濰柴動力發布了新一代120 kW、壽命超3×104 h的燃料電池發動機，助力行業零碳發展[81]。2022年北京冬奧會期間，張家口賽區投運的氫燃料電池汽車達710輛，其中，氫燃料電池公交車續航里程可達406 km[82]。

3.2.2、固體氧化物燃料電池

SOFC是全固態發電裝置，由陽極、陰極、電解質、密封材料以及連結材料等組成。其中，電解質決定了SOFC的工作溫度和功率，是SOFC的核心部件。雖受限於600～1 000 ℃的高工作溫度和低啟動速度，SOFC因其燃料選擇範圍廣、能量轉化效率高、無需催化劑等優點擁有廣闊的發展前景。當前，歐美日等已開發國家和地區SOFC技術成熟，處於商業化推廣前期。其中美國和日本分別發展了百千瓦級大型固定式電站和千瓦級家用熱電聯供系統，均實現了大規模的商業化運行。其中的領軍企業包括美國Bloom Energy公司（常壓平板式）以及日本三菱重工（加壓管式）等。較之於國外，國內SOFC發展差距較大，還處於實驗室研究與樣機研製階段，尚未形成商業化的SOFC系統，企業參與度不夠，並且SOFC的產業鏈不完整，所需核心產品均屬於定製產品，暫無專業廠家可以提供核心零部件。

SOFC適用於大型商用分布式、固定式發電和熱電聯產等領域。例如，將SOFC作為通信基站的備用電源甚至是主電源，可以滿足5G基站的高能耗並解決環境和噪音污染等問題。2022年2月，為了給離網基站提供持續電力保障，由福大紫金開發的3 kW級氨—氫燃料電池發電站實現成功發電並穩定運行，為氫燃料電池在大規模通信基站備用電源領域的推廣奠定了基礎。

3.2.3、氫燃氣輪機

燃氣輪機是將燃料的化學能轉化為動能的內燃式動力機械，是發電和船艦領域的核心裝備。較之於燃煤發電機組，燃氣輪機具有發電效率高、污染物排放量低、建造周期短、占地面積小、耗水量少和運行調節靈活等優點[83]。目前，燃氣輪機電站發電量約占全球總發電量的23.1%[84]。燃氣輪機的常用燃料是天然氣，會造成大量的碳排放且其中的雜質易積聚，甚至對機器造成腐蝕，致使能量轉化效率和使用壽命降低。而氫氣的火焰傳播速度約為天然氣的9倍，15 min左右便可以將負荷從零拉升至全滿[85]，用氫氣替代天然氣，除了可以提高熱值和降低碳排放量外，還可以使燃氣輪機具有更高的負荷調節能力。

目前，多個電力巨頭已經開展了氫能燃氣輪機的相關研究工作。如通用電氣（GE）的首台混合氫燃氣輪機已落地廣東，混氫比例為10%的燃氣輪機將提供1.34 GW的電力[86]。此外，GE還將建造美國第一座燃氫發電廠，爭取10年內實現100%燃氫。日本三菱重工已經成功研製30%混氫比例的燃氣輪機，西門子能源在德國開展了100%氫能燃氣輪機原型機的試驗，日本和歐盟EU Turbines已經承諾在2030年前推出100%燃氫重型燃氣輪機。然而，目前市場上還沒有可以處理純氫燃料的、長期可運行的燃氣輪機。大力發展氫能燃氣輪機，需要解決燃氫過程中產生的回火和溫度過高等問題。在這方面我國與國外差距較大，需要加強政策扶持力度、深化科研攻關，儘早為氫能燃氣輪機國產化進程鋪平道路。

3.3、氫化工原料

目前全球約55%的氫需求用於氨合成，25%用於煉油廠加氫生產，10%用於甲醇生產，10%用於其他行業[87]。隨著我國科技、工業水平的不斷發展，在石油煉製等石化領域將會越來越多地用到加氫技術。

3.3.1、石油化工加氫

加氫技術是生產清潔油品、提高產品品質的主要手段，是煉油化工一體化的核心。石油化工中用到的加氫技術主要包括重油加氫裂化生產芳烴及乙烯、渣油加氫脫硫生產超低硫燃料、劣質催化柴油及汽油加氫轉化生產高辛烷值汽油、C3餾分加氫脫丙炔與丙二烯、重質芳烴加氫脫烷基、苯加氫制環己烷等。加氫技術目前仍然存在著投資和操作成本高、能耗高等問題。開發新的活性組分體系、新的載體以及新型納米催化劑，提高加氫催化劑的活性與選擇性，降低工藝工程中的氫耗和成本，是石油化工加氫領域研究的重點[88]。

3.3.2、合成化工產品

氫用作原料合成化工產品，例如氨、尿素等。氨主要是通過哈伯—博施法合成獲得，具有比氫更高的能量密度，可用於儲存能量和發電，並且完全不會排放二氧化碳[89]。氨可以在室溫和10 atm下作為液體儲存，適合於運輸。此外，還有完善的運輸和處理液氨的基礎設施，便於氨的規模利用。氨還可以與CO2結合得到尿素，既是一種重要的氮肥也是一種可持續的氫載體[90]，它穩定、無毒、對環境無害且更易於儲存。哈伯—博施法合成氨自100年前發明以來，工藝已經發展得相當成熟，目前仍然是全球合成氨的最主流方法，但一直以來生產氨所需的氫氣主要源於化石燃料制氫所獲得，碳排放量大。目前合成氨產業在嘗試開發新的製備工藝，如固氮酶合成氨、光催化合成氨、電催化合成氨、循環工藝法合成氨以及超臨界合成氨等。這些新生的合成氨工藝尚不成熟，存在著效率不高、反應過程不穩定、經濟性較低等問題，仍需要進一步驗證與完善。未來的發展方向將使用可再生資源生產的氫氣，並由此可以顯著地改善現有工藝並降低溫室氣體排放量。

3.3.3、合成燃料

氫氣同樣可以通過與二氧化碳反應合成簡單的含碳化合物，如甲醇、甲烷、甲酸或甲醛等。這些化合物液化後易存儲、方便運輸、能量密度高、不易爆炸，並且作為液態燃料實質上可以達成零碳排放，是一種適合於除輸電之外的可再生能源儲存和運輸模式。

甲醇是重要的化工原料，用於生產甲醛、二甲醚、丙烯、乙烯和汽油等，市場需求量大。甲醇具有12.6%（質量分數）的高氫含量和5.53 kWh/kg的高能量密度，是重要的液態燃料和氫能載體，既可以轉化回氫氣和一氧化碳用於質子交換膜燃料電池，也可以直接用於甲醇燃料電池，還可直接用作內燃機、渦輪機和燃料電池的燃料。目前工業上二氧化碳加氫制甲醇技術正在從工業示範走向大規模商業化應用，日本、冰島、美國等均已建成中試裝置，冰島的碳循環利用公司（CRI）採用的ETL專有綠色甲醇合成工藝，能夠利用可再生能源制氫，並且每年製取約4 000 t甲醇，是目前能用於商業運行的相對較為先進技術。我國河南順成集團已與冰島碳循環利用公司簽署合作協議，引進CRI技術建設10萬噸級二氧化碳加氫制甲醇項目。採用氫氣合成甲醇、甲烷或碳氫化合物，可以有效地存儲和輸運可再生能源製備得到的氫氣，破解氫能產業「制、儲、運」過程中的安全性和成本難題，有助於更加便利地利用清潔能源，為綠色能源轉型提供了解決方案。

3.4、氫還原劑

鋼鐵冶煉過程中，採用焦炭作為鐵礦的還原劑，會產生大量的碳排放及多種有害氣體。鋼鐵冶金作為我國第二大碳排放來源，亟待發展深度脫碳工藝。用氫氣代替焦炭作為還原劑，反應產物為水，可以大幅度降低碳排放量，促進清潔型冶金轉型。目前全球已有少數國家發布了氫冶金技術案例，例如瑞典HYBRIT項目、薩爾茨吉特SALCOS項目、奧鋼聯H2FUTURE項目以及德國Carbon2Chem項目等。國內部分鋼鐵企業也發布了氫冶金規劃，建設示範工程並投產，但有關示範工程尚處於工業性試驗階段，基礎設施不完善、相關標準空白、成本較高、安全用氫等問題依然存在。當前，制約氫能煉鋼的主要因素是制氫成本，根據瑞典鋼鐵公司HYBRIT項目的經驗，氫能煉鋼會使成本提高20%～30%[91]，導致其在市場上沒有任何競爭優勢。但在「雙碳」目標的背景下，發展氫能煉鋼已迫在眉睫。在實際生產中，最適合煉鋼的是綠氫，若綠氫生產成本得以降低，則可加快綠色冶金的推進，最終所獲得的環保效益會覆蓋其額外成本。利用氫能進行鋼鐵冶金是鋼鐵行業實現深度脫碳目標的必行之路。

04

挑戰與展望

在「雙碳」目標的背景下，需要探討氫氣能源戰略意義，分析氫能製備、儲運和應用中的技術進展以及存在的挑戰與機遇，積極推動「氫能中國」戰略的實現。

4.1、主要挑戰

目前全球氫能行業總體處於發展初期，在終端能源消費量中占比仍然很低。儘管目前開展氫能行業布局國家的合計經濟總量已占據全球的75%，但受限於多方面的制約因素，氫能行業尚未形成全產業鏈與合力，未能全面推動生產生活進步，其原因主要如下：

1）氫能關鍵材料及設備零部件要求苛刻、工藝複雜、成本高昂，並且不同國家、不同部門之間的技術差距明顯。尤其對於我國來說，一些關鍵技術仍然被國外所壟斷。如PEM制氫技術中的核心部件質子交換膜，目前美國杜邦公司的Nafion全氟磺酸膜在全球市場具有超過90%占有率，技術突破難度大。

2）電解水制氫技術是實現綠氫大規模生產的最有希望的途徑，但其成本過高，主要由電價導致，短期仍無法完全替代碳排放量較高的化石燃料制氫。目前電解水制氫在我國氫能源結構中占比不到2%，短期內仍需依靠煤制氫來保障氫能行業的供給。

3）受限於我國可再生能源資源的分布狀況，制氫端與用氫端往往存在著較大的時間和空間錯位性，尚未形成完善的氫氣存儲和輸運網絡渠道。我國西北地區擁有豐富的風、光資源，而具有大規模用氫需求的則主要是經濟發達及人口密集的東南地區。

4）較之於石化能源產業，氫能屬於新興能源，目前缺乏相應基礎設施整體布局。例如城市加氫站、輸氫管道、工業副產氫純化系統等支撐設施嚴重不足。因此，目前氫能全產業鏈體系上下游難以形成有效聯動，尚未健全。

5）當前用氫端需求關注方向過於單一，主要集中在氫燃料電池及其交通載具方面，目前成熟度偏低、規模不大。而氫能作為能源載體，在傳統能源密集型產業及新型氫能應用場景中，需求尚未得到全面開發。

6）氫能技術標準不完善，涉及氫品質、儲運、加氫站和安全等內容的技術標準較少。例如在可再生能源制氫、液態儲氫、工業用綠氫等新型氫能領域的技術工藝、裝置設備及生產運營環節，急需一套健全的國際、國家或行業標準，以此來規範氫能行業市場健康發展。

4.2、未來展望

4.2.1、氫能產業鏈發展展望

與當前構建天然氣工業一樣，我國正在構建制氫、儲氫、運氫、加氫、用氫等氫氣能源工業體系（圖3）[92]。針對氫能行業在技術、經濟性及布局規划上的挑戰，結合產業鏈各個環節，對氫能未來發展進行如下展望。

圖3　以綠氫為核心的氫能全產業鏈示意圖

（資料來源：本文參考文獻[92] ）

1）在製取氫方面，氫能作為二次能源，要實現真正意義上的零碳排放，它的發展不可避免地將依賴於太陽能、風能等可再生能源技術的突破。通過電力成本與設備成本的協同降低，方可體現綠氫的經濟優勢。較之於日本、韓國等國家，我國幅員遼闊，具有廣闊的沙漠、戈壁、荒漠、草原及海域資源，可以提供豐富的太陽能、風能、潮汐能等可再生能源資源，在發展綠氫方面具有先天優勢，可以加快實現「氫能中國」戰略。

2）在儲運氫方面，氫的長距離儲運將以天然氣管道摻氫或新建純氫管道輸氫為主，中短距離要以如氨等多種儲運技術結合，並因地制宜地發展。隨著制氫端的技術突破，通過輸氫網絡交聯，在氫能的下游如工業、交通和建築等領域大規模普及，綠色「氫經濟」的概念將轉變為現實。

3）在應用氫方面，隨著行業聚焦與技術發展，期待很高的是氫燃料電池，帶動交通領域應用的變革。在各類需要用氫的化工領域，如煉油、合成氨、甲醇生產以及煉鋼行業，綠氫將逐步取代灰氫。在其他諸多傳統能源密集型產業，氫能也將代替化石能源作為能量載體進行供能。在建築領域，採用綠色氫能的分布式冷熱電聯供系統，也是節能減排的重要方式。同時，更多的氫能應用場景將得以逐漸開發。

4.2.2、 「氫能中國」戰略的實施路徑

根據能源轉型委員會（Energy Transitions Commission, ETC）預測，全球在2050年，僅工業及氫燃料電池領域將有3.6×108 t的氫能需求量[93]。目前氫能已成為歐盟、美國、日本、韓國等發達經濟體能源轉型的戰略方向。全球氫能產業鏈正逐漸形成，對氫能的高效利用已然成為全球的共識。

我國正在積極跟進氫能行業發展大勢，加大氫能製備與應用領域技術與相關設備自主研發，加快實施「氫能中國」戰略。

1）加大可再生能源制氫領域技術攻關，積極推動試點示範，在玉門、新疆、青海、大慶、吉林等風、光資源豐富地區，推進清潔、低碳、低成本氫能製備產業體系建設，形成綠氫製備大規模發展，並持續開展電解海水制氫、光催化制氫、微生物制氫等技術研究，逐步提升「綠氫」在終端能源消費中的比重。具體做法包括：加大可再生能源電解水制氫、光解水制氫等科學機理及氫脆失效、低溫吸附、泄漏/擴散/燃爆等氫能安全基礎規律研究，儲備自主研發核心技術；重點開展低成本、高效率、長壽命的質子交換膜電解水制氫、固體氧化物電解水制氫成套工藝、大功率鹼水電解制氫等關鍵技術開發；在我國西北地區風、光資源豐富地區打造「零碳」產業園，開展清潔、低碳、低成本氫能製備產業體系建設與試點示範；探索利用氫能實現季節性儲能，提高棄風、棄光利用率，增強電網系統調峰力度，將可再生能源與電網、氣網、熱網和交通網連為一體，解決可再生能源生產與消納錯位的問題。

2）依託能源行業豐富的基礎建設與儲運經驗，探索固態、深冷高壓、有機液體等氫儲運方式應用，統籌推進氫能基礎設施建設，布局中長距離輸氫管網建設，在重型卡車多的碼頭與運輸高速路線上構建加氫站網絡，加快構建安全、穩定、高效的全國氫能供應體系，逐步構建便捷和低成本的氫氣運輸網絡。具體做法包括：加大固態、深冷高壓、有機液體等關鍵技術攻關，開展天然氣管道摻氫、純氫管道輸送液氨等試點示範，利用管道或車載實現氫氣安全高效輸運；統籌布局建設加氫站，有序推進加氫網絡體系建設，利用現有加油加氣站場地設施改擴建加氫站，探索站內製氫、儲氫和加氫一體化加氫站新模式；發揮氫燃料電池汽車加氫時間短、續航里程長、低碳無污染等優勢，推動氫燃料電池汽車在重載及長途交通運輸等領域先行示範。

3）配合我國的東北、華北北部和西北地區（簡稱「三北」地區）綠氫規模發展與東部沿海「海氫上岸」布局，積極引導氫能在化工、煉鋼、交通、儲能、發電等高能耗高排放行業替代，加大氫能應用領域技術與相關設備自主研發，結合工業領域替代化石燃料應用，構建以綠氫為核心的「氫工業」全產業鏈體系。具體做法包括：開展以氫作為還原劑的氫冶金技術研發與應用，探索氫能在工業生產中作為高品質熱源的應用；擴大氫能替代化石能源應用規模，積極引導合成氨、合成甲醇、煉化、煤制油氣等行業，由高碳工藝向低碳工藝轉變；推動氫作為二次能源介質，在大規模儲能及分布式發電、備用電源、移動式電源、家用熱電聯供系統等領域取得規模應用突破。

4.2.3、油氣公司在「氫能中國」戰略實施過程中的作用

謀劃「氫能中國」戰略對於實現「雙碳」目標具有重大意義。油氣公司將在「氫能中國」戰略的實施過程中將發揮舉足輕重的作用。

1）各油氣公司可利用油氣田地區豐富的風、光等資源，大力發展可再生能源制氫，保供綠氫市場。結合電解水制氫技術的突破開發離網光伏制氫、壓差發電制氫等應用場景，油氣公司可大規模開展可再生能源制氫試點示範，支撐示範油氣田清潔用能替代和綠色轉型發展。東部海上油田豐富的潮汐能、波浪能、海上太陽能和風能等可再生能源，也將助力「海氫上岸」，拓展氫能全產業鏈布局。

2）油氣公司煉廠副產氫則可在綠氫市場成熟之前參與氫能供應。中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）華北石化分公司已建成500 Nm3/h副產氫提純裝置，每天滿負荷生產可產出純度接近100%的氫氣4 750～5 500 kg，可以為近千輛氫燃料電池車提供服務[94]。

3）油氣公司在氫能基礎設施建設，具備先天后發優勢。通過研究我國天然氣管道摻加氫氣先例與基礎，油氣公司將繼續建設天然氣管道摻氫、純氫管道等試點示範，利用管道實現氫氣的安全高效輸運。

4）油氣公司具備建設健全氫能供應體系的堅實基礎。油氣公司將利用加油氣站網絡優勢，統籌布局已有加油氣站的改造與新加氫站的建設，有序推進加氫網絡體系建設。通過探索站內製氫、儲氫和加氫一體化的加氫站等新模式，可進行「油、氣、氫、電」四站合建。在此基礎上，將加速形成多元互補融合的現代能源供應體系。

我國主要油氣公司正在積極全鏈條布局氫能主業。中國石油按照「清潔替代、戰略接替、綠色轉型」三步走總體部署，協同發展氫能產業鏈、風能、太陽能、地熱能等可再生新能源。未來，中國石油還將在全國範圍大力發展氫能工業，布局綠氫生產、儲運、加註與利用等，走出一條「綠色低碳」高質量跨越式發展的「石油路徑」。通過油氣公司在氫能全產業鏈示範與區域規劃及布局，實現「油、氣、氫、熱、電、儲」的融合發展，助力「氫能中國」戰略實現。

05

結束語

總之，在「雙碳」目標下，氫能行業將迎來大發展是必然趨勢。我國具有發展氫能的先天優勢，正在構建成熟的氫能技術鏈與產業鏈，並加快實施「氫能中國」戰略。油氣公司是實現「氫能中國」的重要力量，正在支撐當前、引領未來，帶動國內氫能行業發展。隨著技術的進步與行業布局的完善，氫能作為一種有著諸多無可比擬優勢的能源，將在我國以及全球實現能源轉型與碳中和目標中承擔重要的戰略地位。

本文的觀點與數據是基於目前的初步認識和引用，或有不妥與不完善之處。隨著世界科技與管理創新、全球政治與經濟格局等變化，相關認識也勢必不斷完善和發展。

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