氢是清洁安全、灵活高效的二次能源，是一种绿色高效的能源储存和流通载体。氢能与其他可再生能源正深度融合，既可以形成独立供应和应用体系，又能与电相互转换、耦合发展，并能够在电网、热网、气网之间形成有效的协同和互补，增强能源系统的安全性。

氢能应用的困难

随着氢能应用在全球被更多地讨论和实践，其实施路线上的一些困难和问题也开始逐步显现。

一、氢转化工艺复杂以及储运成本高

鉴于氢气本身属于极易燃爆的化学品，对其安全性的考虑也制约了氢能应用向城市的扩展。就目前的技术条件来说，氢能作为燃料替代品对于大型发电设施尚不具备经济上的可行性；利用风光发电电解制氢则存在储运转化难题，整个环节会耗费大量额外的能量；且风光资源廉价的区域往往远离能源集中需求的地区，这就导致了利用风光发电制绿氢的电价成本和储运转化成本难以协调。

二、打通氢的供应环节尚需开发技术路线

对于氢能的利用推广来说，目前最缺乏的是传统化工需求之外的能源用户，要培育这样的用户群体，就必须打通氢的供应环节，确保氢能够成为一种易于获得的能源载体，这将意味着需要把氢送到用户身边。当前已经有一些企业开始通过不同的技术路线来实现这一场景，其技术和经济条件各不相同，目前尚需寻求一种兼容性好、投入低、安全可靠且能快速与现有基础设施整合的方案，让氢能快速作为替代能源出现在日常使用当中。

现有的技术路线对比

当前的相关技术路线主要集中在三个应用方向上。

一、天然气管道输氢

这一方案利用现有天然气管网将氢气按照一定比例混入天然气当中，再输送到用户处作为直接燃烧的燃料来使用。现有管道材料为金属，存在不同程度的氢脆问题，因此混合输气的比例必须要小心控制，目前验证的安全比例大约在10%—20%，这就决定了混合输送的方式无法使用氢气替代市政天然气。如考虑纯氢管网，将意味着大量的现有管线必须替换为合成材料，无论是土建工作还是材料成本都将非常昂贵，更不用说用户端的燃烧装置是否适应纯氢燃料的问题。因此管道输送更适合点对点大容量的输送需求，而不适合作为市政设施普及到每一个终端。

二、采用压缩氢气进行储运

利用20MPa的槽车或者专门的压缩储氢罐存放或运输氢气。这类方式的局限在于其储氢量非常有限从而无法提供持续的供应，并且现有的设施缺乏能直接利用压缩氢气的接口。在用作燃料电池车燃料的时候，氢气需加压到82MPa以注入车辆70MPa的压缩氢罐，如采用35MPa的加注压力，则燃料携带量大约会减半影响车辆续航。如采用压缩储氢方案，为确保其运转需在站区内储存大量的高压氢气。这一储存方式和储氢量都相应提高了加氢站的风险，使其难以落地在人口和建筑密集的区域。同样，压缩氢气在进行运输的时候有效运输重量占比极低，一般仅有全车满载重量的1%—3%，经济性和效率均不理想。

三、利用化合物储存氢气，在使用的时候分离出氢

当前比较典型的路线包括有机储氢（ LOCH）、氨和甲醇。其中有机储氢相对来说进展较快，德国H odrogenious公司已经建立了一个采用LOCH技术的加氢站。其总部利用PEM电解槽产生氢气，再通过化合转化为液体有机物，这一有机物具备阻燃和非爆炸的特性。转换后的液体通过常规油罐车运输到加氢站并存放在地下罐体中，最多可储存1500KG的氢，使用时再通过逆向反应分离出氢气用于燃料加注。有机化合物储氢相对于氨和甲醇来说其反应条件要求相对低，日本的同类技术大约只需要 230℃即可完成化合和分离过程，相较之下分解氨需要 900℃的高温反应；甲醇路线则受制于合成环节所需二氧化碳的成本和供应条件，如采用集中供应方式需寻找合适的二氧化碳来源，适宜绿氢的区域往往缺乏此类配套；而采用空气碳捕捉设施的话能耗和设备成本均较高，应用起来并不经济。但有机化合物储氢同样面临着两端均需要配置一套化工设备来完成氢的化合和分离的问题，并在这一过程中消耗一定的能量（使用电能或者燃料加热到反应温度）。这套系统目前尚无法获得比较理想的体积，以日本现有有机氢转化设备为例，每小时处理氢气50标方的化合和分离模块分别需要占用一个20尺的标准集装箱，但 50标方的氢气只能大约只能满足两辆氢燃料轿车的加注需求。

总的来说，目前的技术方案存在各种从技术层面到经济层面的限制，这也让氢能推广速度并不如受关注程度那么高。为确保整个能源迭代升级能在一个合理的进程下持续推进，利用天然气系统来初步解决燃料氢供应问题就成了一个相对现实可行的思路。

天然气供氢方案

天然气系统作为成熟的基础设施可以覆盖全国的各类用户，利用天然气在靠近用户的位置即时制备氢气供使用，可以降低储存设施的容量和投资，并且让区域内燃料以氢形态存在的环节减到最少，氢的存量最小，存在时间最短。为了实现这一目的，需要从两个方面来考虑设备。第一个方面是天然气水蒸气重整制氢设备。通过前置模块将天然气脱硫后引入反应釜，在约200℃—300℃的温度下与水蒸气混合后让其通过催化剂裂解为氢和其他气体，再经过PSA分离后得到高纯度的氢气。第二个方面是在终端采用天然气制氢模块加燃料电池的方式实现热电联供，可高效利用天然气并降低碳排放。这一路线在日本已经有小容量的实际应用，例如松下的EneFarm热电联供产品，体积大约与一个落地式配电柜相当，里面包括了天然气重整制氢模块、PSA分离模块、燃料电池模块和电控模块。其核心装置采用了一台日本京瓷生产的700W功率片状管结构固态氧化物燃料电池（SOFC）堆，设计容量适配于单个住户使用。这套装置利用SOFC反应的高温向房间供应热水，其电效率高达50%，热效率约40%，整体能量效率约为90%；相比之下 H级燃气轮机联合循环发电效率最高64%，单循环机组的效率则更低。目前这套设备已经有30余万用户，基于日本的电价和气价计算，使用这套设备可以降低住户约30%的用电和用气开支。由这个案例可以看出，利用天然气加燃料电池的热电联供模式可以极大提高天然气的利用效率，并且在经济性上更有优势。

随着技术的发展和应用范围的扩大，当前市场上的天然气制氢 -燃料电池设备在体积上已经可以满足其应用场景的空间需求。例如一套每小时200标方的天然气制氢装置用一个70立方米的箱体即可容纳，对此类系统整合到当前的设施当中提供了极大的便利。加氢站采用天然气制氢系统可利用市政天然气供气，再增加小容量的高压储氢罐作为缓冲并设置相应的氢气压缩机即可。整个氢站只用高压罐储存1—2辆车的氢量作为调节手段，确保没有加氢需求的时候设备可以维持在低输出运行；在正常工作的时候车辆接入加氢系统后才按需求提升氢气输出，氢气经过压缩机加压到82MPa后直接注入车辆燃料罐。按照一辆车平均加氢5KG（56标立方），用时5分钟计，每小时需制氢约700立方，集箱制氢设备占地范围约200平方米。在碳排放问题上，这类系统可考虑小型二氧化碳捕捉模块。例如分离后的废气加压到纯水当中制成碳酸水作为食品原料或家用清洁剂；在容量较大的系统上，则可以考虑压缩制作干冰再出售给有需求的产业等方式将二氧化碳捕捉后综合利用。

优势与应用场景

这套方案的核心优势在于解决了氢气储运和输送到人口密集区的问题，同时燃料利用效率极高。通过降低氢形态存在的时间和量，结合放散排空设计可以确保氢站的系统安全性；同时完美利用了现有的燃气系统提供燃料并结合小型碳捕捉装置实现二氧化碳的就近利用，从而提高了低碳排放条件下的蓝氢系统商业化可行性。就目前日本的应用情况来看，这套系统对灾害的抵抗能力极强。整套系统的启动采用小型蓄电池加燃气直燃加热的方式，在地震一类的灾害摧毁了电力系统之后，燃料电池/天然气制氢装置依然可以利用天然气管网残留压力继续工作以提供基础的供电和供热。即使管网被破坏，通过外接CNG气瓶依然可以正常使用，部分天然气制氢装置甚至支持LPG(液化石油气)制氢来提供氢燃料。同样，如有合适的氢气来源，燃料电池也可以直接接入氢气系统正常运转，这样一套系统可以兼容几种不同的燃料，适用范围进一步扩大。

得益于此类设备体积相对紧凑，工艺接口简单清晰，改装这套系统对现有设施的空间要求相对低，对原有系统的改动也非常小。例如，现有的CNG加气站只需要增加集箱制氢模块再改造管线即可转型为加氢站或者加氢加气并行。用于建筑设施的天然气燃料电池热电联供系统则不需要储氢装置，可随制随用，因此可以安装在各种室内，无需额外的通风要求。目前市面上的部分产品，例如富士电机的100KW级天然气燃料电池模块，甚至考虑了可以拆解为普通电梯能够运输的4个分模块加一个底板，就是为了便于在写字楼等场所进行搬运和安装。

在应用场景当中，燃料电池热电联供方案可用于产业园、工厂、综合商业设施、公共设施和住宅小区等，用于取代现有的天然气锅炉、柴油发电机组和小型燃气轮机。天然气燃料电池模块的工作噪音大约只有60分贝的水平，远低于柴油机和燃气轮，也不排放高温废气，对环境非常友好。对于一些偏远地区的设施，在经济和技术评估不宜接入常规能源网络的情况下，只需定期供应CNG或LPG气瓶，这套系统就可以完美地提供清洁的氢能车辆燃料电力及热力，其综合投入远低于常规电力和燃气网络的一次性建设投入及后续维护成本。这类系统可以有效降低基础设施的电网供电负载水平以减少电网损耗，并且可在一定程度上参与电网的调节。天然气制氢模块则可以从现有的天然气加气站开始改造，以及用于限定区域内车辆动力氢燃料化，例如矿山、码头、仓储、市政服务等区域。例如计划对市政车辆实施氢燃料化的区域可以通过这套模块提供灵活的燃料加注地点，而无需专门修建昂贵的储罐型加氢站。

结论

就现有的技术条件来看，氢作为能源很难出现爆发式的增长，尤其以绿氢+全环节纯氢的路线来说，其成本和技术限制在当前都是无法回避的困难。但供应端和用户端是交替促进发展的，因此先通过天然气重整加碳捕捉的蓝氢模式，最大程度利用现有的能源设置与氢能设备进行融合，先培育出用户终端，给供应端提供一块生长的土壤，是一条相对切实可行的技术和商业路线。目前这条路线的主要困难在于国产天然气制氢模块的小型化，以及国产燃料电池的可靠性问题，但随着研究投入的增加，目前的障碍都属于在可预见时间内能够克服的类型。