国家发展改革委和国家能源局在2022年3月联合发布了《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，该规划旨在实现“双碳”目标，明确氢能成为未来国家能源体系的重要组成部分，并提出构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系。此外，该规划还鼓励合成甲醇行业从高碳工艺向低碳工艺转变。

在储氢方面，常见的储氢方式包括物理储氢，如高压气态储氢、低温液态储氢以及金属氢化物固态储氢。此外，化学储氢方式也有有机物吸附储氢等。同时，甲醇储氢也成为了当下比较热门的储氢方式之一。

绿氢是摆脱能源转型困境的最佳方案

绿氢，是清洁氢的顶级形式，是制备或生产过程中全程实现零排放的氢能。如今，全球实现能源转型面临的主要问题有两个：一是太阳能发电和风能发电一直无法解决固有的间歇性问题；二是部分行业难以通过电气化实现减碳。绿氢或清洁氢被多国政府和很多行业视为这两个问题的最终解决方案。绿氢的到来将改变各国的生产制造体系，发掘新的价值源泉，为可持续经济发展奠定基础，也必将重绘全球能源和资源版图。

能源转型是经济增长和可持续发展的必要条件已成为全球基本共识，世界各国都向着实现供应链和经济的净零排放而努力，有关行业转型的速度和规模虽有争议，但却无人质疑转型的必要性。若要实现《巴黎协定》设定的目标（将全球变暖控制在低于2摄氏度的水平，同时努力将升幅控制在1.5摄氏度内），以可再生能源等低碳能源取代化石燃料驱动的传统系统已成不二选择。

以低碳技术方案为基础的电气化是重要的解决方案之一，但其在重工业和运输业的去碳化上却略显力有不逮。高温加热、化学品原料供应或重型货运等工业活动确实很难实现完全的电气化。与此同时，全面采用风能和太阳能发电还将出现电网稳定问题，从而影响储能。

绿氢正好可以解决这两个问题。其用途广泛，既可以直接用作燃料电池或发电，也可以作为原料生产更适合运输和存储的衍生物，如氨、甲醇或可持续航空燃料。这样既解决了储能问题，也可以突破特定工业和运输版块的转型技术瓶颈。

然而，目前的氢气供应几乎完全依赖天然气重整和煤炭气化，碳排放量相当高。相关数据表明，氢气生产每年排放的二氧化碳超过1吉吨。要实现去碳化，必须释放绿氢潜力，即大规模通过可再生电力电解制氢；而通过天然气和碳捕集与封存（CCS）相结合生产的蓝氢，如果符合严格的甲烷排放和碳捕集标准，也可以被标记为“绿”氢。

绿氢是氢能发展的未来。德勤的分析显示，氢能市场将从2030年的6420亿美元增至2050年的1.4万亿美元，其中绿氢占比将高达85%，绿氢中的20%将在全球范围内交易。这充分展现了绿氢交易对世界经济低成本脱碳的重要性，此外，绿氢生产和出口将调整非洲、拉美和太平洋地区的发展中国家和新兴经济体、澳大利亚和美国等发达国家，以及海湾地区国家的可持续发展步调，通过支持地方行业活动、改善贸易平衡和促进全球能源转型来刺激经济发展。分析还表明，到2030年，清洁氢经济每年可创造100万个新工作岗位，并在接下来的20年里以翻番速度增加更多新工作岗位。

绿氢制甲醇项目加速推进

得益于绿氢项目的建设热潮，绿氢合成甲醇发展明显加快，今年下半年以来已有多个绿氢制甲醇项目签约、开工和投产。

绿氢制甲醇项目大多集中在内蒙古、吉林、辽宁等可再生能源丰富的地区，参与企业既有中国能建、中广核、上海电气、浙能集团等大型央企、国企，也有远景能源等实力强劲的公司，项目投资金额动辄上百亿，且生产规模都在数十万吨以上。在央企国企、能源集团等企业的大力推动下，绿氢制甲醇发展速度继续加快。

绿色甲醇减碳效果明显，让众多企业看到其广阔的市场应用前景。许多企业纷纷参与到绿色甲醇产业链上下游，将绿色甲醇产业做大做强。

在装备端，8月24日，江苏氢港与内蒙古包头正式签署了“绿氢绿醇与氢能系统装备协议”的合作协议。根据协议，江苏氢港将提供关于绿氢绿醇与氢能系统装备的技术和经验支持，为内蒙包头的氢能项目提供全面的解决方案。

在储运销售端，今年7月，中能建氢能源有限公司与江苏辉丰石化有限公司签订了《氢氨醇绿色能源项目合作协议》，辉丰石化负责承接中能建在吉林松原、甘肃兰州、酒泉、山东青岛及内蒙古、四川、河北、新疆等地产出的液氨、甲醇产品的储运销业务，为产业链降本带来强有力的资源支撑。同时，辉丰与中能建的合作项目规模接近千亿，对产业链而言也产生了强烈的示范效应。

绿氢和甲醇的协同发展可谓是相辅相成，未来随着绿氢成本降低及绿色甲醇技术的进一步提高，绿色甲醇的市场应用也会越来越多，绿色甲醇势必将成为构建未来绿色能源的一个重要选择。

“绿氢—甲醇—绿氢”新范式横空出世！

在场景应用方面，站内制氢和车载制氢成为用氢新范式。除了在指定的化工园区进行大规模的制氢外，基于甲醇制氢技术产能灵活可调节的特点可在加氢站内制氢，现制现用，无需氢气的大量运输和存贮，可降低用氢成本。

对于一个每日加氢量为500 kg的加氢站，则配备一套制氢规模为300 ~500 Nm3/h的装备即可满足要求。甲醇制氢加氢一体站可以根据加氢量的需求，灵活调整产氢量，真正达到现制现用的效果。

2023年2月，我国首个甲醇制氢——加氢一体站在大连建成投用。这是一个可以现场制氢的加氢站，采用“撬块化建站模式”，站内的甲醇制氢装置产氢能力为500 Nm3/h，每天可产出1000公斤高纯氢气，比加氢站传统用氢方式可降低20%的成本。

在这方面，青岛市率先发力，建成了全国首座分布式甲醇制氢——加氢一体示范站。该型装备采用集装箱撬装式的模块化形态，可快速推进分布式加氢站投放和现有加油加气站的油气氢合建升级，且终端用氢成本降低了50%，为氢能产业链中游氢储运和加氢站发展提供了新思路。

作为全国首座投入运营的分布式甲醇制氢——加氢一体示范站，该站80kg/日制氢——加氢一体示范的运行，为国内加氢站选择低成本供氢技术提供了应用示范。示范站由两个20尺标准集装箱柜组成，占地面积不到100平方米，却可以完成从甲醇重整制备、纯化、加注氢气的全过程。“去年7月开始生产设备，当年10月投入运营。初步测算，一年多来，示范站制氢总量约25吨，每制取1公斤氢气消耗仅1.3度电，远低于目前电解水制氢的60度电，实现高效率、低能耗制氢。”阳氢集团总经理吴泳表示。

氢作为体积能量密度最低的物质，每公斤的运输成本就在25元以上。与之相比，甲醇常温常压下即为液态，储氢密度高，储运成本极低，甲醇站内重整制氢省去了氢气储运环节，氢气即产即用，做到用氢不运氢，从源头解决用氢安全难题，降低终端用氢成本。

经过一年的运营，示范站为项目市场化发展积累了有效数据和丰富经验，目前青岛工厂已具备整站交付年均50套的产能，首套量产型装备200kg/日制氢——加氢一体站已经下线，完成装机启动运行。制氢——加氢一体站在用氢安全性、终端成本、场地规划等方面比普通加氢站更有优势，目前主要用于保障各类实验室和工业用高纯度供氢、氢能重型道路车辆站内供氢、氢能叉车农机等非道路装备用氢、氢能无人机和氢能摩托等轻型载具用氢。

在氢能产业技术中，甲醇重整制氢、制氢——加氢一体站仍属于新兴研究领域，但正逐步得到政策层面的认可与支持。

2021年10月印发的《“十四五”全国清洁生产推行方案》，提出大力推进重点行业清洁低碳改造，实施二氧化碳耦合制甲醇降碳工程。2022年3月印发的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，提出构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，积极引导合成甲醇行业由高碳工艺向低碳工艺转变。在此期间，山东、广东、上海、河北等多个省市接连出台“站内制氢”配套地方政策、标准。

2022年6月，青岛市发改委将阳氢集团申报的“模块化甲醇制氢加氢技术”“10MW甲醇重整制氢热电联供系统”纳入青岛市节能低碳重点技术推广目录（第五批）名单。其中，甲醇重整制氢热电联供系统集成了甲醇重整制氢、燃料电池发电、余热回收、电力变换等装置，实现发电的同时对外提供热力输出，综合效率可以达到75%以上。

2022年10月，山东省能源局发布的《山东省能源领域新技术、新产品、新设备目录（2022年度）》名单内，明确将阳氢集团“模块化甲醇制氢加氢系统（平台）”列入其中。

“模块化甲醇站内制氢加氢系统”比化工厂装备小型化的甲醇站内制氢技术路线综合能耗降低20%以上，将甲醇重整制氢、氢气纯化、氢气加注模块化集成，大幅缩短加氢站建设周期至3个月内，占地面积相比传统加氢站减少80%以上，终端用氢成本不到40元/kg。吴泳表示。

对比光伏、风电产业，氢能产业链条更长，技术要求更高，受制于氢气来源、用氢安全、终端成本等瓶颈，目前氢能应用更多局限于公交、重卡等商用交通场景，商业模式单一，不利于氢能产业的快速健康发展。“甲醇制氢——加氢一体站”的量产下线为氢能产业发展打开新思路，将推动氢能在交通、储能、发电、工业、建筑等领域的多元化、规模化、市场化应用。

车载制氢是在燃料电池驱动系统上，配备制氢供氢系统。汽车在行驶过程中，将高能量密度液体燃料转化成氢气，随后氢作为燃料电池的动力，驱动汽车运行。在目前现有的液体燃料中，甲醇作为车载制氢的原料，具有以下优势：反应温度、反应压力低；H与C的摩尔比高；产物氢气流中CO含量低；无NOx、SOx等排放物；无碳黑颗粒生成；对现有燃料添加站的改变小。

在目前技术条件下，一个载重49吨的车只能储运300公斤的氢。不考虑制氢环节和用氢环节，运氢、储氢近3年内尚看不出成本能降到商业化应用的阶段，所以通过氢先转化为甲醇，然后再由甲醇制氢的路径或许更为现实。

甲醇燃烧增程在商用车、船舶驱动领域不仅能降低成本而且也是实现碳中和的一条重要路径。相信3年之内将会实现大规模产业化应用。

文章来源： ​开来资本，高工氢燃料电池，中国石化报