不同的制氢⽅式到底孰优孰劣是⼀个值得思考的问题！
当前，在政策和市场双驱动下，氢能产业发展迅速，各地纷纷出台政策规划建设加氢基础设施，由此也带动了上游制氢端的快速成长。⽬前，氢能源的供给主要为化⽯燃料制氢、⼯业副产物制氢、电解⽔制氢、⽣物质制氢及其他。那种制氢⽅式适合规模化发展，那种制氢⽅式的污染少、成本更低值得探究。⽬前⼤部分项⽬采⽤化⼯燃料制氢的阶段，绿氢究竟何时才能成为主流？ 01化⽯燃料制氢
拖把头化⽯燃料制氢是传统的制氢⽅法，也是制氢的⽼⼯艺，但仍然离不开对化⽯燃料的依赖，并且会排出⼆氧化碳等温室⽓体，化⽯能源制氢主要包括煤制氢、天然⽓制氢、⽯油制氢、甲醇制氢等，其中煤和天然⽓制氢⼜是化⽯能源制氢的主要⽅式。
1、煤制氢
这是当前成本最低的制氢⽅式，我国实现⼤规模制氢的⾸选技术！ 煤炭是传统能源，氢能是新兴能源。⼆者起点不同，但作为能源应⽤的⽬的相同。
我国当前的氢⽓源⽣产结构仍以煤为主。根据中国煤炭⼯业协会公开数据显⽰，2020年中国氢⽓产量超过2500万吨，其中煤制氢所产氢⽓占62%、天然⽓制氢占19%，⼯业副产⽓制氢占18%，电解⽔制氢仅占1%左右。
在中国，煤⽓化制氢适⽤于⼤规模制氢，由于原材料煤炭资源丰富，价格较为低廉，已经具备了⼀定的经济性优势和规模效益。煤⽓化制氢⼯艺模拟流程，如图所⽰。
煤炭焦化作为传统煤化⼯，既是国民经济的重要产业，⼜是典型的能源转化产业，在我国煤化⼯⾏业有举⾜轻重的地位。焦炉煤⽓是焦炭⽣产过程中的副产品，通常⽣产1t焦炭可副产420m3焦炉⽓。焦炉煤⽓组成中含氢⽓55%～
60%vol、甲烷23%～27%vol、⼀氧化碳6%～8%vol等。以年产100万t的焦炭企业为例，可副产焦炉⽓4.2亿m3，按2.5m3焦炉⽓提取1.0m3氢⽓计，可制取1.68亿Nm3氢⽓。煤热解制氢⼯艺模拟流程，如图所⽰。
由于兼具原料富集、原料成本较低、技术成熟、装置规模⼤等特性，煤制氢的优势被⼴泛认可。
成本较低：“煤制氢最⼤优势就在于成本。根据不同煤种折算，规模化制氢成本可控制在每⽴⽅⽶0.8元左右，有的项⽬甚⾄低⾄0.4-0.5元/⽴⽅⽶。相⽐天然⽓、电解⽔等⽅式，煤制氢经济性突出。”中国⼯程院院⼠彭苏萍表⽰。
能效⽔平：煤制氢也有⼀定竞争⼒。⽯油和化学⼯业规划院能源化⼯处副总⼯程师韩红梅介绍，煤制氢的能源利⽤效率在50%-60%，⽽电解⽔的效率⽬前只有30%左右。
规模潜⼒：氢源基础丰富，正是我国发展氢能的优势之⼀。”彭苏萍称，我国煤炭资源保有量约1.95万亿吨，假设10%⽤于煤⽓化制氢，制氢潜⼒约为243.8亿吨。⽽据《⽩⽪书》预测，到2050年，我国氢⽓需求量接近6000万吨。
煤制氢优势突出，该⽅式伴⽣的⼆氧化碳排放问题却“不能容忍”。特别是在碳减排的迫切需求下，煤炭制备1公⽄氢⽓约产⽣11公⽄⼆氧化碳。只有将⼆氧化碳捕集、封存起来，“灰氢”变成“蓝氢”才可使⽤。
2、天然⽓制氢
全球氢⽓主要来源为天然⽓，天然⽓制氢发展潜⼒⼤。
根据Global CCS Institute发布的数据显⽰：2020年，全球利⽤天然⽓(甲烷)⽣产纯氢的产量占⽐达到43.8%，仅13.4%的氢⽓是通过煤炭⽣产的，通过电解⽔⽣产的氢⽓产量占⽐不到1%。
天然⽓制氢是北美、中东等地区普遍采⽤的制氢路线。⼯业上由天然⽓制氢的技术主要有蒸汽转化法、部分氧化法以及天然⽓催化裂解制氢。天然⽓制氢发展潜⼒⼤，但⽬前存在资源约束和成本较⾼
的问题。
天然⽓制氢中的甲烷⽔蒸汽重整制氢（SMR）在天然⽓制氢技术中发展较为成熟、应⽤较为⼴泛。其⽣产过程需要将原料⽓的硫含量降⾄1ppm以下，以防⽌重整催化剂的中毒，因此制得氢⽓的杂质浓度相对较低。中国天然⽓资源供给有限且含硫量较⾼，预处理⼯艺复杂，导致国内天然⽓制氢的经济性远低于国外。
与煤制氢装置相⽐，⽤天然⽓制氢产量⾼，排放的温室⽓体少，是化⽯原料制氢路线中理想的制氢⽅式。然⽽，我国国内⽬前天然⽓资源匮乏，⼤多依赖于进⼝。国内主流的⼯业制氢⽅式仍然是煤制氢，天然⽓制氢之路仍然需要契机。降本和技术突破也是天然⽓制氢的两⼤关卡。
3、⽯油制氢
多应⽤在⽯化⾏业
⽯油制氢原料通常不直接⽤⽯油制氢，⽽⽤⽯油初步裂解后的产品，如⽯脑油、重油、⽯油焦以及炼⼚⼲⽓制氢。
斗拱模型
采⽤炼油副产品⽯脑油、重质油、⽯油焦和炼⼚⼲⽓制氢，在制氢成本上并不具有优势。如果将这些原料⽤于炼油深加⼯可以发挥更⼤的经济效益，因此，不建议将炼油副产品制氢作为炼油⼚制氢的发
展⽅向，⽽应该考虑可再⽣能源制得的氢⽓。
4、甲醇制氢
甲醇制氢装置规模灵活，但稳定性、可靠性差。
⼀直以来，中科院副院长、院⼠张涛曾多次公开表⽰，“绿⾊甲醇能量密度⾼，是理想的液体能源储运⽅式。利⽤可再⽣能源发电制取绿氢，再和⼆氧化碳结合⽣成⽅便储运的绿⾊甲醇，是通向零碳排放的重要路径。”
⼯业上通常使⽤CO和氢⽓经过羰基化反应⽣产甲醇，甲醇制氢技术则是合成甲醇的逆过程，可⽤于现场制氢，解决⽬前⾼压和液态储氢技术存在的储氢密度低、压缩功耗⾼、输运成本⾼、安全性差等弊端。按⼯艺技术区分，甲醇制氢技术包括甲醇裂解制氢、甲醇蒸汽重整制氢和甲醇部分氧化制氢3种。
甲醇制氢装置投资低，建设周期短，制氢装置规模灵活，⽽且原料易获取，但是甲醇制氢成本较⽯油制氢、天然⽓制氢与煤制氢要⾼，稳定性、可靠性差。因此，开发能够满⾜⽤户需求的⾼效、可靠的甲醇制氢系统是促进以甲醇作为氢能载体的氢能相关产业发展的技术关键。⽬前张家⼝有甲醇制氢撬装站的⽰范项⽬，这种站内制氢加氢的⽅式可以极⼤提⾼加氢站的安全性能，对⽐低温液态储氢，这
种⽅式的成本也相对低廉。作为参与这种技术的蓝科⾼新12⽉14⽇发布公告内容显⽰：“液态阳光加氢站是公司试制产品，量产尚需时⽇，其商业化存在不确定性，在该业务领域公司⽬前没有在⼿订单，由于市场整体配套设施尚不成熟，不具备市场推⼴条件。”
由此可见，甲醇制氢市场化之路还需要很长的时间去⾛。
02⼯业副产品制氢
⼯业副产品制氢对于氢燃料电池汽车产业发展具有很⼤的回收利⽤潜⼒。
⼯业副产氢是在⼯业⽣产过程中氢⽓作为副产物，包括炼⼚重整、丙烷脱氢、焦炉煤⽓及氯碱化⼯等⽣产过程产⽣的氢⽓，其中只有炼⼚催化重整⽣产过程的氢⽓⽤于炼油加氢精制和加氢裂化⽣产装置，其他⼯业过程副产的氢⽓⼤部分被⽤作燃料或放空处理，基本上都没有被有效利⽤，这部分⼯业副产氢对于氢燃料电池汽车产业发展具有很⼤的回收利⽤潜⼒。
焦炉⽓、氯碱、丙烷脱氢制丙烯和⼄烷裂解制烯烃副产的粗氢⽓可以经过脱硫、变压吸附和深冷分离等精制⼯序后作为燃料电池车⽤氢源，成本远低于化⼯燃料制氢、甲醇重整制氢和⽔电解制氢等路线。近⼏年由于氢能的发展，对⼯业副产氢的利⽤已经得到⾏业的⾼度重视，许多能源企业及化⼯企业与氢能开发投资商积极合作，探索⾼效利⽤⼯业副产氢以发展氢能的途径，今后对于⼯业副产氢的利⽤具有良好的前景。
03电解⽔制氢
热扩散系数电解⽔制氢是未来最有发展潜⼒的绿⾊氢能供应⽅式。
随着⽇益增长的低碳减排需求，氢的绿⾊制取技术受到⼴泛重视，利⽤可再⽣能源进⾏电解⽔制氢是⽬前众多氢⽓来源⽅案中碳排放最低的⼯艺。
⽔电解制得的氢⽓纯度⾼，操作简便，但需耗电。根据⽯油和化学⼯业规划院统计，我国电解⽔制氢装置约1500-2000套，产量约10-20万吨。与⼤规模光伏发电或风⼒发电配套的电解⽔制氢装置正在进⾏⼩规模⽰范。
⽬前国内碱性电解⽔制氢成本在各电解⽔制氢技术路线中最具经济性。
在技术层⾯，电解⽔制氢主要分为AWE、PEM⽔电解，固体聚合物阴离⼦交换膜（AEM）⽔电解、固体氧化物（SOE）⽔电解。
其中，AWE是最早⼯业化的⽔电解技术，已有数⼗年的应⽤经验，最为成熟；PEM电解⽔技术近年来产业化发展迅速，SOE⽔电解技术处于初步⽰范阶段，⽽AEM⽔电解研究刚起步。从时间尺度上看，AWE技术在解决近期可再⽣能源的消纳⽅⾯易于快速部署和应⽤；但从技术⾓度看，PEM电解⽔技术的电流密度⾼、电解槽体积⼩、运⾏灵活、利于快速变载，与风电、光伏（发电的波动性和随机性较
⼤）具有良好的匹配性。随着PEM电解槽的推⼴应⽤，其成本有望快速下降，必然是未来5~10 年的发展趋势。SOE、AEM⽔电解的发展则取决于相关材料技术的突破情况。
电解⽔制氢纯度等级⾼，杂质⽓体少，易与可再⽣能源结合，被认为是未来最有发展潜⼒的绿⾊氢能供应⽅式。
04⽣物质制氢
家庭、农业、林业等产⽣的⽣物质可⽤于⽣产氢⽓。原料包括杨树、柳树和柳枝，以及来⾃厌氧消化或垃圾填埋所产⽣的沼⽓等。⽣物质可以使⽤成熟的技术进⾏⽓化，甚⾄在⽓化过程中与煤或废塑料共同反应，如果与碳捕获技术结合，就有可能⽣产出负碳氢。沼⽓有额外的净化要求，可以通过类似于蒸汽甲烷重整（SMR）的过程进⾏改造以产⽣氢⽓。
05太阳能光解⽔制氢
太阳能光解⽔制氢不仅可以获得清洁的氢能，同时可以将间歇性的太阳能存储起来，具有⼴阔的应⽤前景。
太阳能直接热分解法是将太阳能反应器聚集的光能直接⽤于加热⽔，使⽔在超⾼温（＞2500 K）下直接分解为H?和O?；光催化分解利⽤了半导体受光激发产⽣的光⽣电⼦-空⽳对的氧化还原能⼒分解⽔，
从⽽⽣成H?和O?；光电化学分解制氢技术是通过由光阳极和光阴极组成的光电化学池来分解⽔的制氢技术；热化学循环制氢在不同阶段不同温度下，利⽤其他元素或化合物作为中间产物，使⽔经过多步骤化学反应后分别产⽣H?和O?，⽽中间产物⽆损耗循环使⽤。06核能制氢
核能制氢⽤能需求⽐电解⽔低8倍。
金折网
核电似乎和氢能是不相关的两种能源利⽤形式，但近⽇有研究表明，利⽤核能制氢才是低成本发展氢能的正解！尤其是像⽇本这样风电光伏资源相对薄弱的国家，⼤⼒发展氢能主要想利⽤的就是核能制氢。“核能制氢具有不产⽣温室⽓体、以⽔为原料、⾼效率、⼤规模等优点，是未来氢⽓⼤规模供应的重要解决⽅案。”中核集团董事长余剑锋早在两年前就在接受媒体采访时这样说。
热化学制氢是将核反应堆与热化学循环制氢装置耦合，以核反应堆提供的⾼温作为热源，使⽔在800℃⾄1000℃下催化热分解，从⽽制取氢和氧。⽬前，国际上公认最具应⽤前景的催化热分解⽅式是由美国开发的硫碘循环，其中的硫循环从⽔中分离出氧⽓，碘循环分离出氢⽓。
另⼀种核能制氢的⽅法是甲烷热分解（TDM）或简称为甲烷热解。利⽤镍催化剂后，让甲烷在在500-700°C的温度范围实现热解，此过程中产⽣的碳是纯固体碳或炭⿊，这种⽅式省去了碳捕捉的处理，其固体的碳可以作为碳纤维材料加以利⽤。⾼温⽓冷堆刚好在发⽣反应的过程中会产⽣⼤量的热能资源，将其加以利⽤就是⽣产氢能的最佳途径。
水烟>自动面膜机利⽤。⾼温⽓冷堆刚好在发⽣反应的过程中会产⽣⼤量的热能资源，将其加以利⽤就是⽣产氢能的最佳途径。Terrestrial Energy公司的⾸席技术官David LeBlanc博⼠说，“使⽤核能进⾏甲烷热解的⼀个关键优势在于，它制氢的能量需求极低，⼏乎⽐⽔电解低8倍，⽽产⽣的氢能⽐低温电解⽔⾼出⼏倍。”
不过核能制氢想要实现规模化应⽤，最需要注意的就是安全问题。因为核电利⽤本⾝就存在⼀定的危险性，再加上氢能的易燃易爆的特点，如何确保核能制氢的安全性就显得尤为重要。
煤制氢：流程长，运⾏相对复杂，因煤炭价格相对较低，制氢成本低。
天然⽓制氢：虽然适⽤范围⼴，但是原料利⽤率低，⼯艺复杂，操作难度⾼，并且⽣成物中的⼆氧化碳等温室⽓体使之环保性降低。
⼯业副产物制氢：利⽤⼯业产品副产物，成本较低。但是以焦炉⽓制氢为例，不仅受制于原料的供应，建设地点需依靠焦化企业，⽽且原料具有污染性。
电解⽔制氢：产品纯度⾼、⽆污染，但是⾼成本限制其推⼴。
光解⽔与⽣物质制氢：技术尚未成熟，实现商业化还需⼀定的时间。
07绿氢制取将是未来主流⽅式
制氢过程按照碳排放强度分为灰氢（煤制氢）、蓝氢（天然⽓制氢）、绿氢（电解⽔制氢、可再⽣能源）。当前，全球制氢⼯艺仍将以天然⽓和煤制氢为主。欧美部分国家已经针对可再⽣能源电解⽔制氢进⾏⼤量的研究及应⽤并取得⼀定的进展。氢能产业发展初衷是零碳或低碳排放，因此灰氢、蓝氢将会逐渐被基于可再⽣能源的绿氢所替代，使⽤太阳能、风能、核能等新能源制取真正的“绿氢”将是主要趋势，绿氢是未来能源产业的发展⽅向，也是实现碳中和的重要途径之⼀。
在当前太阳能等新能源制氢技术尚未成熟的现实条件下，化⽯原料制氢必将担当主要⾓⾊，未来氢能产业必将是化⽯原料制氢与电解⽔制氢以及新能源制氢多种⽅式共存、多元化发展的供给格局。
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