氢气制取的欧洲经验

氢可以通过各种不同的方法用不同的含氢元素的物质作为原料生产。这些制氢生产工艺主要通过原料类型，能量载体，CO₂排放量和技术就绪指数TRL（Technology Readiness Level）等指标进行分类和评估。

近年来，人们普遍使用所谓的氢配色方法来区分所使用的原料和能量载体。技术就绪指数TRL是在航天领域发展起来的对技术成熟程度评价的方法。指数为1表示新技术的开发水平非常低，仅有基本的工作原理。指数为9则表示技术已完全成熟，并具有在工业应用和可靠性方面的良好记录。下表用上述指标概述了最常见的制氢技术：

还有一些其它的氢气颜色代码，譬如核能电解产生的黄氢，但是由于其未来前途难卜，所以不是欧洲氢能示范项目的重点。

欧洲不支持大规模使用化石能源占很大比例的电网电力电解水制氢，因为用化石能源产生的电力电解水制氢，其二氧化碳排放和成本均远高于使用化石能源直接制氢。所以只有个别电解氢示范项目使用了电网中的电力作为权宜之计。

上图比较了各种工艺制氢的二氧化碳排放。

欧洲现在的氢能绝大多数来自于灰氢，即使用化石能源制备的氢，绿氢的产量与灰氢相比微乎其微。欧洲基本上使用天然气制备灰氢。

欧洲最大的氢生产国是德国，德国的氢生产能力为200多万吨/年。除了工业副产氢，灰氢的生产几乎全部使用天然气制备。氢被大规模使用在炼油、合成氨和其它化学工艺。德国现在总共有70座工厂有天然气制氢工艺。

相比之下，中国的氢生产能力比德国要高一个数量级，超过2000万吨/年。

需要说明的是，由于在氢燃料电池车上氢能通过燃料电池和电传动到车轮的能源转换效率较高，为50%左右，明显高于燃油汽车从燃油通过内燃机和机械传动到车轮为30%左右的能源转换效率，因此，即使用天然气制备的灰氢供给氢燃料电池汽车使用，替代燃油汽车，二氧化碳排放也会大幅下降。

其粗略计算如下。天然气蒸汽重整制氢的能源效率为75%左右；但同等热值的天然气含碳量只有燃油的75%左右，因此，用天然气蒸汽重整制氢给氢能汽车使用，替代燃油汽车，其二氧化碳排放只有燃油汽车的约30%÷50%÷75%×75%=60%。

工业副产氢的二氧化碳排放是有些工艺中不可避免的产物。因此利用工业副产氢的二氧化碳减排效果只是在氢的不同应用之间进行比较。

譬如，在炼焦厂，如果把混在炼焦煤气中的氢气在燃气锅炉中燃烧产生蒸汽发电，替代燃煤发电，1千克氢可发电约10千瓦时；燃煤发电厂发10千瓦时的电力，需要燃烧大约3千克标煤，需要排放约8千克二氧化碳；天然气发电厂发10千瓦时的电力，需要燃烧大约2立方米天然气，排放近4千克二氧化碳；1千克氢在氢燃料电池汽车上给车轮提供的能量，相当于大约6升柴油在内燃机汽车上给车轮提供的能量，6升柴油燃烧产生的二氧化碳是15千克。

因此，使用副产氢气给氢燃料电池汽车使用，二氧化碳减排效果远高于替代燃煤发电或燃气发电。且不说6升柴油的价格数倍于3千克标煤或2立方米天然气。

蓝氢与绿氢

未来的二氧化碳零排放的制氢方法分为蓝氢和绿氢两种。

欧洲各国现在的示范项目进行验证的制氢技术均为制蓝氢和绿氢，有些应用和物流示范项目使用灰氢也仅是利用现有的灰氢生产能力。这些制蓝氢和绿氢的技术包括：PEM电解水制氢（绿氢）；碱性电解水制氢（绿氢）；直接使用陆上和海上风电电解水制氢（绿氢）；太阳能发电电解水制氢（绿氢）；甲烷蒸汽重整制氢结合CCUS（蓝氢）；收集化工尾气后膜分离提取氢并进行碳捕获（蓝氢）；利用钢铁企业的高温余热参与高温电解水制氢以降低制氢的电耗等（绿氢）。

蓝氢与灰氢的生产过程相同，使用天然气或煤炭（在欧洲几乎全部使用天然气）等化石能源制氢，不同的是需要将制氢过程中产生的二氧化碳进行捕获和封存。与灰氢相比，蓝氢的成本有很大的不确定性，这是因为碳捕获与封存（CCS）的技术可行性和成本取决于地质构造，而且现在还不是大规模应用的工业技术。因此，未来能否大量使用蓝氢现在还未有定论。

在欧洲五国（德国、荷兰、挪威、西班牙和波兰）的氢能示范工程中，涉及蓝氢的示范工程有：

-挪威正在设计中的Tjeldbergodden Hydrogen示范项目，计划2023年开工。通过膜分离从化工尾气分离出氢气和二氧化碳，进行碳捕捉。

-挪威正在设计中的HyDEMO示范项目，计划2025年开工。该项目将传统的甲烷蒸汽重整+二氧化碳捕获与封存（SMR + CCS）结合，2.5 吨/小时。收集产生的二氧化碳，用管道运输到永久封存地封存。

挪威天然气资源丰富，是天然气出口国，希望未来基于天然气生产蓝氢。所以将蓝氢作为氢能示范工程的重点之一。

欧洲现在进行的电解水制氢的绿氢示范项目，主要是为了改进电解水制氢技术和降低成本，促进欧洲电解水制氢技术和设备制造业的发展。在短期内，大部分加氢站的氢气主要来自于用天然气制的灰氢。中国现在每年生产大量的灰氢，欧洲的这种作法值得中国参考借鉴。

绿氢的制氢技术包括：质子交换膜电解水制氢（PEM）、碱性电解水制氢（AEL）、固体氧化物电解水制氢（SOEC）和阴离子交换膜电解（AEM）。

其中：

-质子交换膜电解（PEM）：具有直接从无功率状态启动的能力，这使其非常适合于波动的可再生能源电力。因此成为欧洲绿氢示范项目的重点，大部分绿氢示范项目采用这种电解技术。鉴于在质子交换膜电解技术上的大量投资，预计成本和性能将很快达到碱性电解的成本和性能。

-碱性电解（AEL）：这是目前最成熟的技术，电氢转换效率高、超过70％，成本也是最低的。这种电解技术在欧洲经济发展水平较低的国家应用的比例较高。

-固体氧化物电解（SOEC）：由于温度高，具有高达81％的电转换效率。但其技术还不成熟。

-阴离子交换膜电解（AEM）：是电解水生产氢的一项全新技术。AEM电解技术融合了碱性电解和质子交换膜电解技术的优势。该技术不需要使用贵金属作为催化剂，这可以帮助降低材料成本。它尚未在工业中大规模应用或在较大的示范工厂中应用，因为其技术还远未成熟。AEM技术仍然面临一些关键问题，例如稳定性和寿命限制以及性能低。这使得其未来几年的大规模应用成为疑问。

欧洲绿氢的来源

欧洲大部分制氢示范项目是用风光电制绿氢。

欧洲规划未来氢能主要来自于绿氢（电解水制氢），主要有三个来源：

第一个来源，是在欧洲南部太阳能资源丰富的地区（如西班牙）和邻近欧洲的北非和西非，用可再生能源电力制氢。这些地区有太阳能辐射量大且面积浩瀚的荒漠。2030年，在南欧和北非太阳能资源丰富的地区，光伏发电的成本估计也就是1欧分/千瓦时左右；在这些地区，光伏发电的利用小时数超过2000小时，用光伏发电制氢的成本很低。因此欧洲计划未来在这些地区大量使用光伏发电电解水制绿氢，而后通过长距离管道将氢气输往欧洲各地，或者转换成液氨、甲醇、液氢或有机携氢体，通过海运运输到欧洲各地（各种运输模式的技术可行性和经济性正在通过示范项目进行论证）。

在这方面，西班牙的HyDeal示范项目的规模和成本目标引人注目：67GW电解水制氢，氢气产能360万吨/年。项目涵盖整个绿氢产业链。目标是到2030年以 1.50欧元/千克氢的价格向南欧和中欧提供绿氢，从而使氢在成本上能够与化石能源竞争。

第二个来源是使用欧洲近海利用小时数高达4000小时左右的海上风电制氢，用氢气管道运输到各地，预计其规模会小于前述第一个来源。

在这方面，德国、荷兰和挪威都有不少示范项目。由于德国北部的风电（包括陆上风电和海上风电）输送到德国南部用电负荷中心的超高压架空输电线路遭到沿途居民的强烈反对，不得不改用投资成倍增长的地下电缆。因此，未来在北部用风电电解制氢而后用输氢管道将氢气输送到德国各地就成为北部风电消纳的另一经济上更优的可选方案。

第三个来源就是用电网上的过剩风光电就地制氢就地使用。相比于其它两个来源，这个来源氢的物流成本最低；不过由于资源所限，预计这个来源未来的制氢量比前两个来源的制氢量要小。

在德国能源署（dena）的有关研究报告中，现在欧洲绿氢的均化生产成本(LCOP)范围为2.4至7.2 欧元/千克氢。其巨大差距主要是由电解槽的投资成本、电价和设备的年满负荷运行小时数的差异造成的。现在绿氢均化生产成本过高的主要原因是：

1）现在电解设备的成本还较高。

2）现在有过剩风光电的时段太短。

如果要利用廉价的过剩风光电，则电解设备的利用小时数太低，电解设备的折旧成本太高；如果要提高电解设备的利用小时数，则电价就会太高，况且不得不使用化石能源生产的电力，因而增加二氧化碳的排放。

未来出现过剩风光电的小时数会逐步上升，到2050年会上升到3000小时左右；到2050年，电解设备的价格也会比现在大幅下降。因此，那时用过剩风光电电解氢的成本会比现在大大降低。

国际可再生能源机构(IRENA) 估计到2050年最乐观的情况是，绿氢的均化生产成本会降至约1欧元/千克氢。而1千克氢用于氢燃料电池汽车，提供到车轮上的能量相当于约6升柴油提供的能量。显然，在这种情况下，汽车使用绿氢比使用柴油的燃料成本要低得多。