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
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。
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
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。
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。
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。
