制氢技术是氢能产业链的核心环节，不同技术路径在原料、碳排放、成本和应用场景上差异显著。制氢技术的演进路径需综合考虑资源禀赋、政策支持与技术创新。绿氢是终极目标，但短期内需多技术路线并行，逐步降低对化石能源的依赖。

主流制氢技术

一、按原料与技术分类

1. 化石能源制氢（灰氢/蓝氢）

• 原理：通过碳基原料（天然气、煤炭等）的化学反应提取氢气。

• 反应式：C + H₂O → CO + H₂（气化炉高温高压）

• 应用：中国煤资源丰富，占国内制氢量约62%。

• 挑战：碳排放更高（每kg氢排放18–20kg CO₂），需结合CCUS技术转型为“蓝氢”。

• 反应式：CH₄ + H₂O → CO + 3H₂（高温催化剂）

• 占比：全球约48%的氢气来自天然气重整。

• 成本：0.7–1.5美元/kg（依赖天然气价格）。

• 缺点：高碳排放（每kg氢排放9–12kg CO₂），属“灰氢”。

• 天然气蒸汽重整（SMR）

• 煤气化制氢

• 蓝氢技术

• CCUS（碳捕集与封存）：将SMR或煤气化产生的CO₂捕获并封存，减少碳排放70–90%。

• 瓶颈：捕集成本高（增加20–50%制氢成本），地质封存选址受限。    

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2. 电解水制氢（绿氢）

• 原理：利用电能分解水（H₂O → H₂ + ½O₂）。

• 核心设备：电解槽，主要分为三类：

  技术类型

  碱性电解槽（ALK）

  质子交换膜电解槽（PEM）

  固体氧化物电解槽（SOEC）

  电解质	液态碱性溶液（如KOH）	质子交换膜（如Nafion）	陶瓷固体氧化物（如YSZ）
  温度	60–80°C	50–80°C	700–1000°C
  效率	60–70%	70–80%	85–90%
  优点	成本低、技术成熟	响应快、适应波动性电源	效率最高、可逆运行
  缺点	启动慢、需纯水	贵金属催化剂（铂、铱）成本高	高温运行导致材料寿命短
  应用	大规模工业制氢	风光电耦合示范项目	实验室阶段，需技术突破

• 关键挑战：

• 电价占绿氢成本60–70%，需可再生能源电价降至0.03美元/kWh以下才具经济性。

• PEM电解槽的贵金属替代材料（如非贵金属催化剂）研发亟待突破。

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3. 其他新兴制氢技术

• 生物质制氢

• 气化/发酵法：通过生物质热解或微生物代谢产氢。

• 潜力：原料广泛（秸秆、藻类等），但转化效率低（<40%），规模化困难。

• 光解水制氢

• 原理：利用光催化剂（如TiO₂）直接分解水，模仿光合作用。

• 现状：实验室效率<5%，距离商业化至少需10年。

• 核能制氢

• 高温电解/热化学循环：利用核反应堆余热提升电解效率或驱动硫碘循环（如日本HTTR项目）。

• 优势：连续稳定供能，但公众接受度与核废料处理是障碍。

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二、技术经济性对比

指标

天然气重整（灰氢）

天然气+CCUS（蓝氢）

电解水（绿氢）

三、未来趋势

1. 绿氢规模化：2030年电解槽成本或下降60%（PEM电解槽目标<300美元/kW）。

2. 混合技术：风光电-电解槽-储氢一体化系统，提升能源利用效率。

3. 政策驱动：欧盟碳关税、中国绿氢补贴加速技术迭代。

4. 颠覆性创新：高温电解（SOEC）、阴离子交换膜电解槽（AEM）等新技术或突破效率瓶颈。 

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四、选择建议

• 短期（2020s）：蓝氢（CCUS）作为过渡方案，配合工业脱碳需求。

• 中期（2030s）：绿氢在风光资源丰富地区（如中国西北、中东）实现平价。

• 长期（2050s）：绿氢+核能制氢主导，支撑全球碳中和目标。