氢作为一种能源载体，不仅能满足全球能源需求，还能降低CO2的排放，在未来能源行业发展中扮演着重要角色。目前，全球氢气需求约7000万吨/年，在今后5年里，预计将以每年4%~5%的速度增长。国际能源机构(IEA)预计，2025年全球炼油行业氢气需求3500万吨，交通运输行业需求200万吨，建筑业需求330万吨，合成燃料行业需求1000万吨。同时，国际氢能委员会预计，2030年清洁氢气产量将达1100万吨，比2020年增加64%;预计2030年氢能领域投资将达5000亿美元。中国宣布了53项大规模清洁氢能项目，投资总额高达1800亿元人民币。IHSMarkit表示，预计2025年前全球氢气消耗量年增长率将达3.4%，同时2025年绿氨(绿氢载体)增长率将比2022年增加79%。东北亚、北美和中东将成为氢气消耗的主要地区，预计氢气消耗量分别为3330亿，1550亿，1300亿m³/年。

　　1、化石能源制氢技术

　　为满足日益增长的氢气需求，研究人员正在探索和开发制氢技术。目前全球97%氢气生产来自化石能源，生产的氢气主要分为灰氢、蓝氢和绿氢。其中，灰氢和蓝氢均是通过传统化石能源制取的。灰氢通常是焦炉煤气、氯碱尾气的副产气，生产1kg的灰氢伴有5.5~11.0kg的CO₂产生。

　　蓝氢通常由煤或天然气等化石燃料转化，并结合碳捕集、利用与封存(CCUS)技术获取。蓝氢制造过程中的碳捕集成本非常昂贵，相对于灰氢来说，可能会增加10%的燃料消耗，而最大CO₂捕集量是90%。CCUS技术可用于从灰氢到绿氢的过渡期，帮助减少当前制氢过程的碳排放，但目前还无法满足行业对脱碳的需求。

　　蒸汽甲烷转化(SMR)技术已经成熟，提高效率的空间有限，CCUS是降低蓝氢平准化成本(LCOH)的关键部分。CCUS并不是一项新技术，而是CO2提取、压缩、运输和最终注入地下等成熟行业的组合。根据天然气价格和劳动力成本等因素的变化，目前蓝氢LCOH在1.50~3.50美元/kg。以目前天然气价格计算，在低成本地区，SMR和碳捕集的生命周期成本均约占蓝氢LCOH的30%，而运输和储存通常只占蓝氢LCOH的约5%，其余部分为原料成本。

　　在假定原料气价格固定的情况下，节约成本的重点是降低现有SMR改造后的新碳捕集装置成本，以及改进SMR的效率。可通过低温和吸附剂技术进行物理捕集和膜分离技术降低碳捕集设施成本。除了SMR工艺本身的设计变化外，改进其他持续工艺和热效率也可小幅降低SMR成本。截至2030年，SMR的生命周期成本可降低10%~25%，碳捕集的生命周期成本最多可降低20%。这使蓝氢的总单位成本降低15%~20%，预计2030年蓝氢的成本为1.25~3.00美元/kg

　　2、可再生能源制绿氢技术

　　我国的可再生能源发电装机容量逐年提高，然而，由于可再生能源发电的间歇性、区域分布不均匀，每年都会产生大量弃电，仅2018年共产生三弃电量(弃水、风、光电量)1022.9亿kWh，占可再生能源发电总量的5.5%，造成巨大浪费。

　　电解水装置可以直接与电网相连，利用可再生能源的弃电进行规模化产氢，可避免能源浪费。绿氢通过可再生能源电解水产生，其生产方式和自身燃烧基本是零碳排放，符合未来对于能源的要求。随着氢能研究的日益深入，水电解制氢技术也取得了较大进展。目前，主要可再生能源制氢的电解槽技术包括：碱性电解槽、质子交换膜电解槽、离子交换膜电解槽和固体氧化物电解槽。随着技术不断进步，电解槽效率逐渐提高。

　　2.1碱性电解槽制氢

　　碱性电解槽制氢是较成熟的电解制氢技术，碱性电解槽安全可靠，寿命长达15年，已广泛商业化使用。碱性电解槽工作效率一般为42%~78%。在过去几年里，碱性电解槽主要取得两方面进展，一方面，改进后的电解槽效率得到提高，降低了与用电有关的运营成本;另一方面，操作电流密度增加，投资成本降低。

　　碱性电解槽的工作原理如图1所示。电池由两个电极组成，两个电极由气密隔膜分开。电池装配时浸没在高浓度的碱性液体电解质KOH(20%~30%)中，使离子电导率最大化，NaOH和NaCl溶液也可作电解液，但不常用，电解液的主要缺点是具有腐蚀性。电解槽的工作温度为65~100℃，电解槽阴极产生氢气，生成的OH–通过隔膜流向阳极，在阳极表面重新结合产生氧气。先进的碱性电解槽适合大规模制氢，一些制造商制造的碱性电解槽在(500~760Nm³/h)具有非常高的产氢能力，相应的耗电量为2150~3534kW。

　　实际上，为防止易燃气体混合物产生，氢气产率被限制在额定范围的25%~100%，最大允许电流密度约为0.4A/cm^₂，操作温度为5~100℃，最大的电解压力接近2.5~3.0MPa。电解压力过高时，投资成本增加，有害气体混合物的形成风险显著增加。不配备任何辅助纯化装置时，碱性电解槽电解产生的氢气纯度可达99%。碱性电解槽电解的水必须纯净，为保护电极和安全运行，水电导率低于5S/cm。

　　2.2质子交换膜(PEM)电解水制氢

　　1966年美国通用电气公司开发了基于质子传导概念的水电解槽，采用聚合物膜作电解质。1978年通用电气公司将PEM电解槽商业化。目前，公司生产的PEM电解槽较少，主要是因为其产氢量有限、寿命短及投资成本较高。PEM电解槽采用双极结构，电池之间的电气连接通过双极板进行，双极板在排出产生气体方面起重要作用。

　　阳极、阴极和膜组构成膜电极组件(MEA)，电极通常由铂或铱等贵金属组成。在阳极，水被氧化产生氧气、电子和质子。在阴极，阳极产生的氧气、电子和质子通过膜循环到阴极，被还原产生氢气。PEM电解槽的原理如图2所示。

　　PEM电解槽通常用于小规模生产氢气，最大产氢量约30Nm³/h，耗电量为174kW。与碱性电解槽相比，PEM电解槽的实际产氢率几乎涵盖了整个额度范围。PEM电解槽可以在比碱性电解槽更高的电流密度下工作，甚至达到1.6A/cm₂以上电解效率为48%~65%。由于聚合物膜不耐高温，电解槽操温度常低于80℃。德国Hoeller电解槽公司开发了一种用于小型PEM电解槽的优化电池表面技术，电池可根据需求设计，减少贵金属用量、提高操作压力。PEM电解槽的主要优点是氢气产量几乎随提供的能量同步变化，适合氢气需求量变化。Hoeller公司的电解槽在几秒内可对额定载荷0~100%的变化做出反应。Hoeller公司的专利技术正在验证性试验，并于2020年底建试验装置。

　　PEM电解槽生产氢气的纯度可高达99.99%，高于碱性电解槽。此外，聚合物膜极低的气体渗透性降低了形成易燃混合物的风险，允许电解槽在极低的电流密度下工作。供给电解槽的水导电率必须低于1S/cm。由于质子在聚合物膜上的传输对功率波动反应迅速，PEM电解槽可在不同的供电模式下工作。虽然PEM电解槽已经商业化，但其存在一些缺点，主要是投资成本高，膜和贵金属基电极的费用都较高。此外，PEM电解槽的使用寿命比碱性电解槽短。在未来，PEM电解槽的制氢能力需要大幅提高。

　　2.3离子交换膜(AEM)水电解制氢

　　AEM在某种程度上是PEM和传统的隔膜基碱液电解的混合。AEM电解槽原理如图3所示，在阴极，水被还原产生氢气和OH–。OH–通过隔膜流向阳极，在阳极表面重新结合产生氧气。