氢能源作为绿色零碳的二次能源，是解决我国能源问题、能源体系转型、实现碳中和碳达峰、构建能源领域双循环体系、保障国家能源安全的必经之路。在政府端持续政策红利释放、产业端需求驱动、技术迭代支撑下，氢能产业发展已迎来窗口期中国可再生能源消纳能力提升远远滞后于发电占比的提升。

氢的制备

二次能源可以分为“过程性能源”和“含能体能源”，电能是目前应用最广的“过程性能源”，汽油、柴油是应用最广的“含能体能源”。目前“过程性能源”尚不能大量直接储存，人们也将目光投向寻找新的“含能体能源”。氢能正是一种人们期待的新的“含能体能源”。

从能效上看，氢能是除核燃料外发热值最高的，其热值约为140MJ/kg，高达煤炭、汽油等传统燃料的3倍以上，燃烧性能好、燃点高、燃烧速度快。氢能应用主要是直接燃烧和燃料电池技术。燃料电池是继水力发电、热力发电和原子能发电之后的第四种发电技术，作为电解水的逆过程，反应产物是水，发电效率可以达到50%以上。

氢气的制取主要有三种主流的技术路线：以煤炭、石油、天然气为代表的化石能源重整制氢（灰氢）；

以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产物提纯制氢（蓝氢）。使用碳捕捉与封存（CCS）技术，可以使碳排放量能够减少90%以上，采用CCS 技术制取的氢气被称为“蓝氢”（CCS 技术将大幅增加制氢成本）；

以电解水制氢为代表的可再生能源制氢（绿氢），这是未来制氢的主流技术。

技术分析

电解水制氢是指在直流电作用下将水进行分解，产生氢气和氧气的技术，目前主要分为碱性电解水ALK、质子交换膜电解水PEM、高温固体氧化物电解水SOEC和阴离子交换膜电解水AEM。在技术成熟度上，碱性电解水和PEM质子交换膜电解水处于成熟规模化应用阶段；高温固体氧化物电解水处于生产测试到系统验证阶段；阴离子交换膜电解水AEM处于技术开发阶段。中短期内的大规模电解水制氢项目，仍将以碱性电解水和PEM电解水技术为主；长期来看SOEC和AEM技术，具备光明的应用前景。

碱性电解水ALK制氢技术是目前最为成熟，已大批量商业化规模使用的制氢技术，单槽产氢量在2000~3000Nm3/h，其工作温度介于70~90℃，工作压力介于1~3MPa，电流密度通常小于0.8A/cm2，制氢直流能耗介于4.0~5.0kWh/Nm3，能源效率介于60%~80%。

较之于其他制氢技术，碱性电解水制氢可以采用非贵金属催化剂且电解槽具有15~20年左右的较长使用寿命，因此具有成本上的竞争力。但是该技术使用的电解质是强碱，具有腐蚀性和危害性，加之其启动、调节速度较慢，运行功率范围较窄，与可再生能源发电的适配性还有待进一步提升。

质子交换膜PEM制氢技术近年来产业化发展迅速，目前PEM电解单槽产氢量在400~500Nm3/h，其工作温度介于50~80℃，工作压介于3~7MPa，电流密度通常介于1~4A/cm2，直流制氢能耗介于3.8~4.8kWh/Nm3，能源效率略高于碱性电解。

质子交换膜电解技术流程简单，结构紧凑，体积远小于同规模的碱性电解系统，且运行功率范围更宽10%～150%，启动更快，适应可再生能源发电的波动性特征，易于与可再生能源相结合。但是，PEM电解槽需要使用含贵金属（铂、铱）的电催化剂和特殊膜材料，成本较高，使用寿命也不如碱性电解槽，目前仍处于示范推广阶段。

电解水制氢当前行业内的技术攻克目标主要是负荷响应范围、交（直）流电耗、系统耗水量等，负荷响应范围主要是针对新能源发电的随机性、波动性实现电解水制氢设备的0%~150%宽功率响应、交（直）流电耗从5.0kWh/Nm3水平降至4.0kWh/Nm3水平、系统耗水量从每吨氢耗水20t降至10t。

高温固体氧化物SOEC制氢技术目前处于研究验证阶段，其工作温度介于500~1000℃，工作压约0.1MPa，电流密度通常介于0.3~1A/cm2，能源效率在实验室测试可达90%。

高温固体氧化物电解多采用陶瓷作为电解质，材料成本低，具有很高的能源效率，但工作温度要求高，需要额外的热源，可与核电站、光热、地热等系统的热源相结合。高温固体氧化物技术最大优势在于可双向运行，既可以利用高温固体氧化物电解（SOEC）将电转化为氢，亦可利用高温固体氧化物燃料电池（SOFC）将氢转化为电，便于为电网或微网提供平衡服务，并提高设备的整体利用率，降低成本。SOEC电解槽进料为水蒸气，若添加二氧化碳后，则可生成合成气（氢气和一氧化碳的混合物），再进一步生产合成燃料。因此SOEC技术有望被广泛应用于二氧化碳回收、燃料生产和化学合成品等，这是欧盟近年来的研发重点。

SOEC电解技术尚需解决诸如高温下电堆衰减、热力系统构建、系统的热安全问题等，国外已有企业开展小规模商业应用，国内目前仍处于实验室规模的验证示范阶段。

阴离子交换膜AEM制氢技术，通常采用纯水或低浓度碱性溶液作为电解质，与PEM电解的根本区别在于将膜的交换离子由质子改换为氢氧根离子。该技术工作温度较低，介于40~60℃，工作压力低于3.5MPa，电流密度介于1~2A/cm2，能源效率介于60%~80%。

阴离子交换膜电解使用的电极和催化剂是镍、钴、铁等非贵金属材料，原材料成本低廉，同时将碱性电解槽的低成本与PEM的简单、高效相结合，其系统响应快速，亦匹配可再生能源发电的特性。若实现产业化，亦存在降本推广的潜力。

AEM目前仍然存在着诸多不足：如氢氧根离子导通率较低，膜的传导性低，膜的机械、化学稳定性不高，电极结构和催化剂动力学需要优化等。AEM性能的提升通常是通过调整膜的传导性，或通过添加支持性电解质（如KOH、NaHCO3）来实现，但这又会降低耐久性。因此AEM将面临更大的挑战，需要研制更薄或具有更高电荷密度的膜，同时对BOP辅助系统也提出了较高的要求。

国产化分析

我国碱性电解技术已实现全产业链的国产化，碱性电解装备实现工业化批量生产，产品性能与国际先进水平同步，部分指标优于国外竞争者。而产品成本远低于国际水平，在市场上具备较强竞争力。早期聚焦碱性电解制氢技术与设备制造的厂商包括派瑞氢能、考克利尔竞立、天津大陆等深耕多年的老牌企业，近年来风电、光伏、化工、燃气等产业链企业先后布局碱性电解槽业务，同时依托大量可再生能源制氢项目的驱动，行业产销量大增，涌现一大批包括阳光氢能、隆基氢能、华电重工、长春绿动、石化机械等新秀企业。据公开数据统计，当前国内电解水制氢设备厂商规划的总产能已达到38GW，以碱性电解槽为主。

我国PEM电解技术实现了大部分的国产化，少量核心部件如质子交换膜主要依赖进口。国内当前具备质子交换膜初步生产能力，处于验证阶段，但核心材料，如膜树脂、膜溶液、催化剂等多为进口。国内第二代膜电极的制造技术已比较成熟，实现对外出口。国内PEM电解装备厂家，主要包括国氢科技、山东赛克赛斯、湖南淳华、派瑞氢能、中科院大化所等，已实现小规模商业化应用，但设备价格远高于同等规模的碱性电解槽，在电流密度、电解效率、可靠性方面，与国外存在差距。

我国高温固体氧化物电解技术总体产业化程度不高，推出的商业化产品较少。现阶段国内企业SOEC电解制氢功率以千瓦级为主，集中在2~25kW，电流密度约0.5~1.0A/cm²。设备厂家包括质子动力、上海翌晶、武汉华科福赛等，其中质子动力于2023年3月在青岛投运一期兆瓦级产线，上海翌晶于4月下线年产能达百兆瓦的SOEC电堆自动化产线。

我国阴离子交换膜制氢技术正处于小型研发示范阶段，清华大学、吉林大学、山东东岳集团、山东天维膜技术有限公司进行了阴离子交换膜研制相关工作，中科院大连化物所重点开展了催化剂的研发工作，中船718所开展了AEM电解槽的集成与基础研发工作。北京中电绿波于2023年8月发布全国首台在线运行10Nm³/h的AEM离子膜电解槽，稳石氢能于12月发布10kW的AEM电解槽，并拟搭建一期产能4GW的阴离子交换膜产线，北京申乾科技则是引进了德国Enapter公司AEM产品。整体来看，AEM还是一项前沿技术，其产品寿命、产氢规模等方面，离大规模商业化还有一段距离。

绿氢合成氨分析

合成氨是成熟的生产工艺，国际上先进的合成氨技术均采用低压合成工艺，常用的大型氨合成有凯洛格（Kellogg）、托普索（Topsøe）、卡萨利（Casale）、布朗（Braun）等公司所开发的工艺，国内早期所应用的工艺多数从国外引进，各种工艺均从不同角度力争提高氨净值和热量回收效率、降低触媒层高度及整个塔的阻力降。

自2015年起，我国合成氨行业出现过产能过剩现象，但现如今该行业又迈入转型升级的快速发展阶段。大型合成氨工业中，大型空分技术国内已十分成熟，低压合成氨技术我国已步入国际先进水平，已建成诸多大型合成氨基地，同时涌现了云天化、湖北宜化、华鲁恒升等一大批具有较高技术水平、较大生产规模的企业。目前，国内已有多家企业开始研发设计合成效果更佳的氨合成系统，最有代表性的企业有南京国昌、南京聚拓与湖南安淳等等。现如今所设计的合成塔，塔径为600~3200mm，合成塔的合成能力相比之前有较大提升，提升最为明显的就是合成氨联产甲醇的流程所设计的醇烃化工艺搭配醇烃化产生的气体进行精制时应用的工艺所结合的新型氨合成工艺，此工艺目前设计领先，运行成熟。总体来看，国内合成氨研究基本处于国际领先地位，综合考虑从可再生能源制氢到合成氨一体化技术，基本上已达到国际领先水平。

合成氨工艺发展趋势是大型化、低压化、节能化、安全环保化。除了低温低压合成氨，还有直接电催化合成氨、低温常压合成氨、等离子体法合成氨等新技术。

可再生能源电解水制氢合成氨的设计与运行存在诸多挑战，需要在合成氨工艺柔性优化与调控、大规模电解水制氢平稳运行、制氢负荷参与电网调控和全系统技术经济性等方面展开研究。可再生能源电解水制氢合成氨负荷的调控策略和动态控制技术是当前正全力突破的关键技术领域。具体包括：高效低温低压合成氨技术；可再生能源波动条件下的合成氨工艺流程优化和柔性调控技术；考虑“电-热-质”耦合的大规模电解水制氢系统的模块化集成和集群动态控制技术。

绿氢制备绿氨下一步需要进行的突破，主要是需考虑可再生能源供给和绿氨市场消费需求的波动，同时充分考虑操作安全性和过程经济性，研究复杂变工况条件下的催化剂动力学机制、适应柔性生产的合成氨工艺流程技术等，主要是：波动性可再生能源与氨合成塔、压缩机、气体分离、换热网络等适配方案与协同控制，实现冷热电互济，提升系统灵活性，提高综合转换效率。

绿氢合成甲醇分析

目前绿色甲醇主要有两种生产途径：一种是生物质甲醇，利用生物基原料生产；另一种是绿电制甲醇。

生物质制甲醇主要有两种途径：一是采用生物质气化-合成气的途径，二是生物质发酵制甲烷再制甲醇。

生物质气化制甲醇包含生物质气化和合成气制甲醇两个部分，首先是生物质气化形成富碳合成气，再经气体重整合成甲醇。其中，生物质气化技术是将生物质转化成高质量合成气的最具前景的关键工艺之一，合成气制甲醇的技术原理跟煤制甲醇类似，至今已有80年历史，工艺路线已经成熟稳定。国内生物质气化技术研究侧重于气化技术、装备及原理三个关键方面。关键设备包括生物质气化炉、蒸汽变换室以及甲醇合成器。研究的关键因素为生物质气化当量比、蒸汽变换温度、氢循环比等，未来的发展趋势是研究如催化气化技术、等离子体气化技术等具有更高的转化效率和反应速度的气化技术，针对生物质基合成气的甲醇合成催化剂，不同工艺方案（气化剂、反应温度、压力）下的生物质甲醇合成系统的工艺匹配等关键技术。

生物质发酵制甲醇，是利用微生物将生物质厌氧发酵产生沼气，通过甲烷转化成氢气与一氧化碳合成甲醇，或将其中的二氧化碳分离，加氢重整，也可合成生物甲醇。受限于生物质发酵技术，目前暂未实现大规模化工业应用。由于生物质发酵的特性及其在反应过程中的变化比较复杂，制取的甲醇质量可能受到一定影响，需要进一步研究和优化反应过程，提高转化产量和质量。实现反应过程的可控性，提高反应速率和效率、节约生产成本、加快工业化进程是生物质发酵制甲醇技术亟待解决的问题。

绿电制甲醇主要以二氧化碳为原料，其技术路线分为：①绿电制绿氢耦合二氧化碳制甲醇；②二氧化碳电催化还原制甲醇。其中，二氧化碳电催化还原制甲醇工业化尚存一些关键性挑战，相比之下二氧化碳加氢制甲醇被证明是最具可实施性和规模化的路线。

由CO加H2合成甲醇的工艺技术已经成熟稳定，而对于以CO2作为原料与氢气反应制备甲醇，相比于一氧化碳加氢制甲醇，突出的问题主要有三个：一是热力学平衡限制二氧化碳单程转化率较低，二是较高温度下严重的逆水煤气变换反应降低了甲醇选择性，三是反应生成的水会加速催化剂的失活。

催化剂是CO2加氢制甲醇反应的关键，研究侧重于提高催化剂的二氧化碳转化率，甲醇选择性、活性及反应稳定性等方面。目前可用于合成绿色甲醇的催化剂包括Cu基催化剂、金属氧化物催化剂、贵金属催化剂等，但主要侧重于Cu基催化剂的研究。国内已有机构开发出铜基、锌基等催化剂，但总体来看研究尚处于小试阶段。

相比于甲醇催化剂的研究，CO2加氢制甲醇的工艺及设备方面的研究相对较少，但从工程角度来看，工艺与设备的研发同样具有较好的应用前景。甲醇装置的大型化是今后行业发展的一个方向，研究重点在对反应器工艺的优化以提高CO2转化率同时节能降耗。

日本、德国相继建成年产100吨和500吨的甲醇试验工厂，中国科学院上海高等研究院、西南化工研究设计院亦分别建成年产5000吨甲醇工业试验装置。吉利是布局甲醇较早的企业，从甲醇制备、甲醇输配、甲醇车辆应用等方面进行多年探索，于2015年投资冰岛碳循环国际公司，利用地热发电制氢与捕集的二氧化碳合成可再生甲醇。目前二氧化碳加氢制甲醇技术还处于工业化初期阶段，技术路线已打通，已经实现中试示范，接下来还需对技术做进一步改进，解决产业化问题。

综上所述,目前甲醇主要的发展方向包括传统合成工艺的改进及新合成技术的开发。装置超大型化、工艺耦合、技术集成、绿色节能将是未来甲醇生产工艺发展的趋势,以二氧化碳及生物质为原料生产甲醇的技术,符合绿色化工、环境友好的特点,具有很好的发展前景。

原标题：氢能制备技术有何不同，国产化进程如何？