目前，從制氫、儲氫輸氫、燃料電池開發、整車開發、加氫站建設整個產業鏈的發展進程來看，氫能發展總體上已經進入產業化的導入期。氫氣是一種清潔的二次能源，在氫燃料電池汽車的發展中，氫氣來源是產業發展的首要問題，因此制氫技術備受行業關注。

目前業內研究提出的制氫方式很多，包括采用化石資源（煤、石油、天然氣） 和可再生資源（水、生物質、太陽能等） 生產氫氣，但在工業上能夠實現規模化、具有經濟性、占據主導地位的制氫原料仍是煤和天然氣等化石原料，如何利用我國現有的化石資源稟賦條件，研究開發工業上切實可行的制氫工藝技術，為氫燃料電池汽車發展提供充足動力燃料來源，具有十分重要的現實意義。

1 化石原料制氫技術發展現狀

工業制氫生產技術有煤氣化法、甲烷蒸汽轉化法、重油部分氧化法、甲醇蒸汽轉化法、水電解法、副產含氫氣體回收法以及生物質氣化制氫等。目前，大規模制氫仍以煤和天然氣為主，全球氫氣生產92%采用煤和天然氣，約7%來自于工業副產物，只有1%來自于電解水。近年來由于煤制氫、天然氣制氫技術的大規模應用，基于石油替代及經濟性方面的原因，重油（常、減壓渣油及燃料油等） 部分氧化制氫技術在工業上已經很少采用。各種制氫工藝采用原料、技術成熟度、工業應用情況詳見表1。

1.1 煤制氫

煤氣化制氫是工業大規模制氫的首選方式之一，其具體工藝過程是煤炭經過高溫氣化生成合成氣（H2+CO）、CO與水蒸氣經變換轉變為H2+CO2、脫除酸性氣體（CO2+SO2）、氫氣提純等工藝環節，可以得到不同純度的氫氣。典型煤制氫工藝流程見圖1。傳統煤氣化制氫工藝具有技術成熟、原料成本低、裝置規模大等特點，但其設備結構復雜、運轉周期相對短、配套裝置多、裝置投資成本大，而且氣體分離成本高、產氫效率偏低、CO2 排放量大。與煤氣化工藝一樣，煉廠生產的石油焦也能作為氣化制氫的原料，這是石油焦高附加值利用的重要途徑之一。煤/石油焦制氫工藝還能與煤整體氣化聯合循環工藝（IGCC） 有效結合，實現氫氣、蒸汽、發電一體化生產，提升煉廠效益。

煤氣化制氫技術已有一百余年發展歷史，可分為三代技術：第一代技術是德國在20世紀20~30年代開發的常壓煤氣化工藝，典型工藝包括碎煤加壓氣化Lurgi爐的固定床工藝、常壓Winkler爐的流化床和常壓KT爐的氣流床等，這些工藝都以氧氣為氣化劑，實行連續操作，氣化強度和冷煤氣效率得到極大提高。第二代技術是20世紀70年代由德國、美國等國家在第一代技術的基礎上開發的加壓氣化工藝，典型工藝包括Shell、Texaco、BGL、HTW、KRW氣化工藝等。我國煤氣化制氫工藝主要用于合成氨的生產，多年來開發了一批具有自主知識產權的先進煤氣化技術，如多噴嘴水煤漿氣化技術、航天爐技術、清華爐技術等。第三代技術主要有煤催化氣化、煤等離子體氣化、煤太陽能氣化和煤核能余熱氣化等，目前仍處于實驗室研究階段。

近年來，隨著我國成品油質量升級步伐加快，國內新建煉油廠大多選擇了全加氫工藝路線，以滿足輕質油收率、產品質量、綜合商品率等關鍵技術經濟指標要求，極大促進了煉油行業對氫氣的需求和制氫技術的發展。據初步統計，目前我國在建/擬建的15個煉化一體化項目中，已確定采用煤制氫（包括石油焦） 的項目有11個，其中包括恒力石化公司2000萬噸/年、浙江石化公司4000萬噸/年、盛宏石化公司2600萬噸/年、中國石油天然氣集團公司廣東石化公司2000萬噸/年等新建煉油項目以及中國海洋石油總公司惠州煉化公司2200 萬噸/年、中國石化集團公司燕山石化公司1200 萬噸/年、洛陽石化公司1800萬噸/年等均采用煤制氫工藝生產氫氣。而采用天然氣制氫的只有中國石油天然氣集團公司云南石化公司1300 萬噸/年煉油項目。

1.2 天然氣蒸汽轉化制氫

天然氣制氫是北美、中東等地區普遍采用的制氫路線。工業上由天然氣制氫的技術主要有蒸汽轉化法、部分氧化法以及天然氣催化裂解制氫。

1.2.1 天然氣蒸汽轉化制氫

蒸汽轉化法是在催化劑存在及高溫條件下，使甲烷等烴類與水蒸氣發生重整反應，生成H2、CO等混合氣體，該反應是強吸熱反應，需要外界供熱（天然氣燃燒），其主反應如式(1)。

CH4 + H2O = CO + 3H2 ΔH = 206kJ/mol (1)

天然氣水蒸氣重整制氫技術成熟，廣泛應用于生產合成氣、純氫和合成氨原料氣的生產，是工業上最常用的制氫方法。天然氣蒸汽重整反應要求在750～920℃高溫下進行，反應壓力2～3MPa，催化劑通常采用Ni/Al2O3。工業生產過程中的水蒸氣和甲烷的摩爾比一般為3～5，生成的H2/CO比約為3，甲烷蒸汽轉化制得的合成氣進入水氣變換反應器，經過高低溫變換反應將CO轉化為CO2和額外的氫氣，以提高氫氣產率。基本工藝流程圖如圖2所示。

早期的甲烷蒸汽轉化過程是在常壓下進行，但通過提高反應壓力，可以提高熱效率和設備生產能力。甲烷蒸汽轉化制得原料氣，經過變換反應，將CO轉化成CO2和氫氣，為了防止甲烷蒸汽轉化過程析炭，反應進料中常加入過量的水蒸氣，工業中水碳比為3～5。全球甲烷蒸汽轉化法主要工藝技術提供方有法國的德希尼布公司（Technip）、林德公司（Linde） 和伍德公司（Uhde） 以及英國的福斯特惠勒公司（Foster Wheeler） 等。

1.2.2 甲烷部分氧化法制氫

部分氧化法是由甲烷等烴類與氧氣進行不完全氧化生成合成氣，見式(2)。

CH4 +1/2O2 = CO + 2H2 ΔH= -35.7kJ/mol (2)

該過程可自熱進行，無需外界供熱，熱效率較高。但若用傳統的空氣液化分離法制取氧氣，則能耗太高，近年來國外開發出用富氧空氣代替純氧的工藝，其工藝流程見圖3。

如圖3所示，天然氣經過壓縮、脫硫后，先與蒸汽混合預熱到約500℃，再與氧或富氧空氣（也預熱到約500℃） 分兩股氣流分別從反應器頂部進入反應器進行部分氧化反應，反應器下部出轉化氣，溫度為900～1000℃，氫含量50%～60%。該工藝是利用反應器內熱進行烴類蒸汽轉化反應，因而能廣泛地選擇烴類原料并允許較多雜質存在（重油及渣油的轉化大都采用部分氧化法），但需要配置空分裝置或變壓吸附制氧裝置，投資高于天然氣蒸汽轉化法。天然氣部分氧化制氫的反應器采用的是高溫無機陶瓷透氧膜，可在高溫下從空氣中分離出純氧，避免氮氣進入合成氣，這與傳統的蒸汽重整制氫相比，工藝能耗顯著降低，可在一定程度上降低投資成本。

1.2.3 天然氣催化裂解制氫

天然氣催化裂解制氫是以天然氣為原料，經對天然氣進行脫水、脫硫、預熱后從底部進入移動床反應器，與從反應器頂部下行的鎳基催化劑逆流接觸，天然氣在催化劑表面發生催化裂解反應生成氫氣和碳，由于反應是吸熱過程，除原料預熱外，還需要在移動床反應器外側加熱補充熱量，反應器頂部出口的氫氣和甲烷混合氣經旋風分離器分離碳和催化劑粉塵后回收熱量，然后去變壓吸附（PSA）分離提純，得到產品氫氣。未反應的甲烷、乙烷等部分產物作為燃料循環使用。反應得到的另一主產物碳隨著催化劑從底部流出反應器，經換熱后進入氣固分離器分離殘余甲烷、氫氣，然后進入機械振動篩將催化劑和碳分離，催化劑再生后循環使用，分離出的碳可用于制備碳納米纖維等高附加值產品。

天然氣催化裂解制氫反應過程從反應原理上看不產生任何CO2，在生產氫氣的同時，主產物碳可加工為高端化碳材料，該工藝與煤制氫和天然氣蒸汽轉化法制氫相比，其制氫成本和CO2排放量均大大降低，具有明顯的經濟效益和社會效益，市場前景好，目前該工藝仍在研究開發階段。

1.3 甲醇制氫

工業上通常使用CO和氫氣經過羰基化反應生產甲醇，甲醇制氫技術則是合成甲醇的逆過程，可用于現場制氫，解決目前高壓和液態儲氫技術存在的儲氫密度低、壓縮功耗高、輸運成本高、安全性差等弊端。按工藝技術區分，甲醇制氫技術包括甲醇裂解制氫、甲醇蒸汽重整制氫和甲醇部分氧化制氫3種。

（1） 甲醇裂解制氫 甲醇裂解是在300℃左右、催化劑存在下甲醇氣相催化裂解，通常用于合成氣制備，或通過進一步分離獲得高純CO和氫氣，氫氣純度可達99.999%。該技術成熟，適用于科研實驗小規模制氫場合使用。

（2） 甲醇水蒸氣重整制氫 在220～280℃、0.8～2.5MPa、催化劑存在下，甲醇和水轉化為約75%氫氣、24%CO2以及極少量的CO、CH4，可將甲醇和水中的氫全部轉化為氫氣，甲醇消耗0.5～0.65kg/m3 氫氣，甲醇儲氫質量分數達到18.75%。其流程示意見圖4。該技術的使用條件溫和，產物成分少，易分離，制氫規模在10～10000m3/h內均能實現，且產能可靈活調整，適用于中小型氫氣用戶現制現用。缺點是采用Cu/Zn/Al催化劑，催化劑易失活，需要進一步開發活性高、穩定性好的新型催化劑。

目前國內已經建成甲醇蒸汽重整制氫工業裝置。2018年7月，山東壽光魯清石化有限公司60000m3/h甲醇制氫裝置投產，是國內最大規模的甲醇制氫裝置，采用華西化工科技有限公司先進的甲醇制氫技術和PSA技術、四川蜀泰化工的催化劑等，由安徽華東化工醫藥工程有限公司承擔詳細設計。2019年1月，上海博氫新能源科技有限公司年產20萬臺套的甲醇氫燃料電池生產基地項目在浙江寧波慈溪舉行項目奠基儀式。該項目總投資約30億元，將分期建設，其中項目一期年產能5萬臺套，將于2019年三季度投產，全部項目預計將于2020年建成投產。目前甲醇氫燃料電池汽車已應用于公交車、物流車、大巴車、冷鏈物流車等交通領域。

（3） 甲醇部分氧化制氫 通過甲醇的部分氧化（1分子甲醇和0.5分子的氧氣反應生成2分子的氫氣和1分子的CO2） 實現系統自供熱，大幅提高能源利用效率，以期進一步降低制氫成本。該技術目前仍在研究開發階段。

1.4 工業副產氫

工業副產氫是在工業生產過程中氫氣作為副產物，包括煉廠重整、丙烷脫氫、焦爐煤氣及氯堿化工等生產過程產生的氫氣，其中只有煉廠催化重整生產過程的氫氣用于煉油加氫精制和加氫裂化生產裝置，其他工業過程副產的氫氣大部分被用作燃料或放空處理，基本上都沒有被有效利用，這部分工業副產氫對于氫燃料電池汽車產業發展具有很大的回收利用潛力。各種工業副產氫生產原理及利用情況詳見表2。

從表2可以看出，我國工業副產氫氣資源潛力大，每年產量約1048萬噸，其中煉廠重整產氫量大（136萬噸/年） 但全部用來滿足煉油生產，丙烷脫氫裝置產氫量少（18萬噸/年） 且資源分散，而鋼鐵工業和煉焦行業的焦爐煤氣氫氣含量高、數量大（721萬噸/年），焦爐煤氣與氯堿行業每年合計副產氫氣802萬噸，占全部副產氫總量的76.5%。若近期取副產氫氣（802萬噸/年） 的30%（240萬噸/年）、中期40%（320萬噸/年）、遠期50%（400萬噸/年） 用于加氫站，按照1輛燃料電池乘用車年行駛里程20000km、消耗224kg氫氣計算，分別可供應1071萬輛、1428萬輛和1785萬輛燃料電池乘用車。按1 輛燃料電池客車年行駛里程14400km、消耗882.32kg氫氣計算，可供應氫燃料電池客車272萬輛、362萬輛和453萬輛。如果將副產氫氣的大部分用于加氫站為氫燃料電池汽車提供燃料，可以支持我國氫能運輸行業到2040年。

2 我國氫氣生產現狀與化石原料制氫經濟性分析

2.1 我國氫氣生產現狀及制氫潛力分析

2015年，我國氫氣年產量為1800萬噸，2018年已增長到1980萬噸，居全球第一位。預計2019年、2020年分別達到2050萬噸、2100萬噸，年均增長分別為3.5%、4.8%，見圖5。2016年我國氫氣生產結構中，煤制氫占62%，天然氣制氫占19%，水電解制氫占1%，煉廠干氣、焦爐煤氣、甲醇、弛放氣等其他原料制氫占18%。由于目前制氫技術經濟性的限制，我國工業用氫氣中約97%由煤和天然氣原料直接生產以及工業副產，而工業副產氫氣上游原料也是煤、石油、天然氣三大化石原料，水電解及其他方式制氫占比不到3%。

根據我國煤田地質調查結果，全國煤炭資源累計探明儲量為2.01萬億噸，資源保有量為1.95萬億噸；如果將資源保有量的1%用于煤氣化制氫，按照制氫煤耗8kg/kg氫氣計，我國煤制氫潛力約為24.38億噸。根據國土資源部《全國油氣資源動態評價(2015)》統計數據顯示，我國天然氣（包括常規和非常規天然氣） 地質資源量90.3萬億立方米，可采資源量為50.1萬億立方米，假如將可采資源量的1%用于天然氣蒸汽重整制氫，按照制氫天然氣消耗量5m3/kg氫氣計，我國天然氣制氫潛力約為1億噸。2018年我國甲醇表觀消費量為5460萬噸，如果將其中的1%用于甲醇重整制氫，按照制氫甲醇消耗7.2kg甲醇/kg氫氣計，我國甲醇制氫潛力約為7.58萬噸/年。總體來看，我國煤炭、天然氣（包括非常規天然氣） 資源豐富，用以制氫其發展潛力巨大。

氫氣既可作為化工原料和工業氣體，又可作為能量載體，不同應用場合對氫氣的純度和雜質含量要求也不同。例如GB/T 3634.1-2006《氫氣第1部分工業氫》對氫氣的純度要求為：優等品≥99.95%，一級品≥99.5%，合格品≥99%。GB/T 3634.2-2011《氫氣第2部分純氫、高純氫和超純氫》對氫氣的純度要求為：純氫≥99.99%，高純氫≥99.999%，超純氫≥99.9999%。工業氫不能直接用作燃料電池氫能，必須進行分離、純化，以進一步脫除其中的雜質、提高純度。2019年7月1日我國正式實施GB/T 37244-2018《質子交換膜燃料電池汽車燃料氫氣》標準，要求氫氣純度（摩爾分數） 達到99.97%，但對總硫、甲醛、甲酸、氨氣、鹵化物等雜質的要求非常苛刻，分別為0.004μmol/mol、 0.001μmol/mol、 0.2μmol/mol、0.1μmol/mol和0.5μmol/mol，這對開發具有經濟性的工業化氫氣提純技術提出了更高的要求。

2.2 化石原料制氫經濟性分析

根據行業相關氫氣成本模型數據，本文作者采用外推法作圖，對不同煤價、天然氣價格下的氫氣成本進行測算，結果見圖6。由圖6可以看出，當天然氣價格從1.24CNY/m3(對應煤炭價格為250CNY/t)上升到2.95CNY/m3(對應煤炭價格為1050CNY/t)時， 氫氣成本從0.73CNY/m3(折合8119CNY/t)上升到1.29CNY/m3 (折合14349CNY/t)。

根據2018年7月北京市《關于調整本市非居民用天然氣銷售價格的通知》，北京城六區外區縣工業用天然氣價格為2.75CNY/m3，以此測算天然氣制氫成本1.24CNY/m3(折合12796 CNY/t)，與煤價950CNY/t 的制氫成本相當。以目前秦皇島2.3×104kJ/t動力煤價格(約580CNY/t)測算，其煤制氫成本為0.92CNY/m3(折合10233CNY/t)， 與氣價約1.8CNY/m3的天然氣制氫成本相當，可見在目前的天然氣價格和煤炭價格下，煤制氫成本明顯低于天然氣制氫。

經對煤制氫、天然氣制氫、甲醇制氫及水電解制氫成本進行比較，煤價仍按580CNY/t、天然氣價格按2.75CNY/m3、甲醇價格按2280CNY/t、電價按0.55CNY/(kW·h)測算，結果見圖7。由圖7可以看出，煤氣化制氫的成本最低（10233CNY/t，折合0.92CNY/m3），天然氣制氫次之（12796CNY/t，折合1.15CNY/m3）， 甲醇裂解制氫位于第三（26900CNY/t，折合2.42CNY/m3），水電解制氫成本最高（35900CNY/t，折合3.23CNY/m3），甲醇裂解制氫的成本是煤制氫成本的2.6倍，是天然氣制氫的2.1倍，而水電解制氫成本則是煤制氫的3.5倍，是天然氣制氫的2.8倍。

制氫成本與制氫原料種類及其價格密切關聯，不同原料、不同價格以及不同的電價、水價等均對制氫成本有直接影響。以煤制氫為例，采用航天爐粉煤加壓氣化技術，據估算在煤價分別為470CNY/t、600CNY/t，電價0.42CNY/(kW·h)，新鮮水耗4CNY/t時，制氫成本分別為0.728CNY/t、0.9CNY/m3(折合8100CNY/t、10014CNY/t)；如果考慮建設碳捕獲、利用與封存設施（CCUS），則制氫成本勢必會相應上升。再如電解水制氫成本，其與電力來源及其價格具有很大關系，采用棄風、棄水、棄電等電力，電價最低可為0.1CNY/(kW·h)，氫氣成本只有1.16CNY/m3(折合13000CNY/t)；當電價為0.65CNY/(kW·h)時，氫氣成本達到4.13CNY/m3 (折合46000CNY/t)。

總之，制氫成本與原料價格關系最大，控制氫能價格首先需要控制原料價格。目前煉廠制氫已經實現大規模生產，通過技術改進降低成本的空間并不大。因地制宜，選擇合適的原料，可使氫氣成本控制在1.35CNY/m3(折合15000CNY/t)以下。

3 對化石原料制氫產業發展前景的思考

通過對化石原料制氫技術路線與經濟性的分析，可以看出各種化石原料制氫路線各有千秋，孰優孰劣不能一言以蔽之。對于化石原料制氫產業發展的前景，本文作者有以下幾點思考與看法。

煤制氫是發揮煤炭資源優勢、實現大規模制氫的首選技術。

我國相對豐富的煤炭資源為發展氫能提供了制氫原料保障。前已述及，近幾年我國在建/擬建的煉化一體化項目中，大多數項目采用煤制氫。煤制氫工藝之所以受到國內煉廠的青睞，主要原因有4個方面：①由于煉廠對氫氣的需求量大，煤制氫工藝能夠實現大規模制氫，滿足煉廠用氫需求；②煤制氫成本較低，是煉廠降本增效、實現供氫平衡首選工藝；③煉廠采用煤制氫后可替代現有天然氣、干氣等制氫原料，為煉廠干氣資源綜合利用創造條件；④隨著近年氣流床加壓氣化工藝的普遍應用和煤化工“三廢”處理技術水平的提高，煤制氫工藝能夠實現達標排放。

近幾年國內大型煤炭能源企業也在積極布局氫能產業鏈，2018年2月，由國家能源集團牽頭，聯合17家國內大型企業、高校、研究機構共同發起，20家單位（現已增加到54家）加入的中國氫能源及燃料電池產業創新戰略聯盟，將整合各方資源，吸納社會資本，共同推動以煤制氫為龍頭的產業技術創新。總體而言，煤化工企業具有發展煤制氫的先天資源優勢和技術優勢，煤制氫是當前實現大規模制氫的最可行技術。

天然氣制氫發展潛力大，但目前存在資源約束和成本較高的問題。

與煤制氫裝置相比，天然氣制氫投資低、CO2排放量、耗水量小、氫氣產率高，是化石原料制氫路線中理想的制氫方式。然而，我國化石資源稟賦特點是“富煤缺油少氣”，2018年原油對外依存度已經超過70.5%， 天然氣對外依存度已經超過40%，在此能源供給現狀的大背景下，采用基于石油資源的重油制氫已經不具經濟性，實際生產中也很少采用；采用天然氣制氫更存在氣源供應無法保障、天然氣價格高企的現實問題，但從長遠來看，由于我國非常規天然氣資源（頁巖氣、煤層氣、可燃冰等） 十分豐富，隨著未來非常規天然氣開采技術進步、開采成本降低，必將迎來天然氣大發展的時期，屆時采用天然氣制氫預計要比煤制氫更具優勢。

工業副產回收氫氣是未來頗具發展潛力的制氫方式。

我國含氫工業尾氣資源十分豐富，從石油化工角度來看，就有催化重整副產氫、煉廠干氣制氫、石腦油及乙烷裂解氣副產氫、丙烷脫氫副產氫等多種途徑，這些氫氣資源有些被利用（如催化重整制氫、干氣制氫），也有些被作為燃料低價值利用或直接排放，如果將這部分氫氣通過變壓吸附等分離技術加以回收利用，既可以實現資源的高附加值利用，也可以減少碳排放壓力，可謂一舉兩得。近幾年由于氫能的發展，對工業副產氫的利用已經得到行業的高度重視，許多能源企業及化工企業與氫能開發投資商積極合作，探索高效利用工業副產氫以發展氫能的途徑，今后對于工業副產氫的利用具有良好的前景。

甲醇制氫規模靈活，但也存在設備成本高以及穩定性較差等缺陷。

雖然甲醇制氫成本較石油制氫、天然氣制氫與煤制氫要高，但甲醇制氫裝置投資低，建設周期短，制氫裝置規模靈活，而且原料易獲取，另外甲醇制氫項目審批容易，對氫氣價格承受力較高的用戶，這種制氫方式是可以接受的。從氫能產業鏈的發展現狀看，儲氫、運氫、加氫等環節均存在諸多技術經濟方面的瓶頸問題有待解決，利用甲醇制氫可以實現在加氫站周圍現場制氫，在此過程中，便于儲存運輸的甲醇實際上充當了氫氣載體的作用，避免了高壓氫或液體氫在儲存和運輸過程中對儲運材料技術要求高、安全風險較大、儲運成本較高的問題，但也不能否認，甲醇現場制氫結合燃料電池發電的電源系統在應用方面目前還面臨設備成本高，穩定性、可靠性差等缺陷。因此，開發能夠滿足用戶需求的高效、可靠的甲醇制氫系統是促進以甲醇作為氫能載體的氫能相關產業發展的技術關鍵。

電解水制氫也有望成為未來實現規模化制氫的途徑之一。

電解水制氫即通過水的電解生產氫氣同時副產氧氣。按照電解槽的不同，電解水制氫可分為堿性電解槽（采用KOH或NaOH為電解質）、質子交換膜（PEM） 電解槽（以純水為電解質） 和固體氧化物（SOE） 電解槽3種電解方式。相比較而言，堿性電解技術是目前商業化程度最高、最為成熟的電解水技術，國外技術商主要有法國Mcphy公司、美國Teledyne公司和挪威Nel公司，國內代表企業主要有蘇州競立制氫、天津大陸制氫和中船重工718所。

PEM純水電解在國外已經實現商業化，主要技術商有Proton公司、Hydrogenics公司等，國內對于PEM純水電解技術研究主要有中船重工718所、中電豐業、中國科學院大連化學物理研究所等單位。PEM純水制氫過程無腐蝕性液體，運維簡單、成本低，是我國今后需要重點開發的純水電解制氫技術。目前電解水制氫技術的不足之處在于制氫成本較高、經濟性欠佳，未來隨著電解水制氫技術的進步和成本下降，可望成為化石能源制氫的重要補充。最近兩三年，借鑒國外經驗，國內開展的利用可再生能源（風電、光伏發電、水電、地熱發電等） 生產的富裕電力與傳統電解水制氫的耦合路線（也稱“綠氫”路線），為氫燃料電池汽車產業發展開辟了一條實現規模化、低成本制氫的創新模式。

最后需要指出的是，無論采用哪種原料制氫，制氫裝置一般都要安裝在原料供應比較方便的地方。由于制氫裝置（尤其是化石原料制氫） 一般占地面積大，為節約土地空間、減少碳排放，同時也從加氫站安全運營角度考慮，一般不允許采用現場制氫的方式。現場制氫雖然節省了氫氣運輸環節，但只適用于對氫氣需求量不大的一些特定場合，必須達到規模靈活調整、控制系統先進、運行可靠、安全環保等要求。

4 結語

隨著氫能產業的逐漸成熟和氫燃料電池汽車開始規模化發展，市場對氫氣的需求量將呈現快速增長，制氫技術進步日新月異。傳統煤炭、天然氣等化石原料制氫（包括從工業副產物中回收氫氣） 技術成熟，仍將具有良好發展前景。太陽能制氫（包括光催化、光熱解）、生物質制氫（生物質熱解、氣化） 等新能源制氫技術可實現清潔化制氫，總體發展前景好，但受制于轉換效率低、制氫成本高等問題，預計短期內很難實現規模化。電解水制氫可以有效消納風電、光伏發電等不穩定電力以及其他富余波谷電力，有望成為未來工業氫氣的主要來源之一。

在當前太陽能等新能源制氫技術尚未成熟的現實條件下，化石原料制氫必將擔當主要角色，未來氫能產業必將是化石原料制氫與電解水制氫以及新能源制氫多種方式共存、多元化發展的供給格局。當前，我國除了大力發展低成本制氫技術以外，開發氫能的安全、高效儲運技術、降低加氫站建設成本以及氫燃料電池汽車生產成本亦是氫能行業應重點攻克的主要問題。相信在我國政府的統一規劃和大力推動下，經過科研單位、能源企業、汽車生產、電池生產企業等的協同攻關和持續努力，氫能產業將會很快跨過產業導入期，進入實質性產業化發展階段，我國建設“氫能社會”的目標不久將會變為現實。