氫能是國際公認的未來能源之一，加快推進我國氫能產業發展，是積極應對氣候變化、保障國家能源安全的戰略選擇。目前主流的制氫方式包括化工副產制氫、煤氣化制氫、天然氣重整制氫、甲醇重整制氫、水電解制氫。若考慮環境友好性，煤氣化制氫、天然氣重整制氫、甲醇制氫依然有較高的碳排放，無法從根本上解決能源與環境的矛盾。
基于我國“富煤貧油少氣”的資源稟賦，以及擁有豐富化工副產氫的現狀，現階段藍氫路線可作為有效的過渡方案，推動氫能產業鋪開及公用基礎設施普及，鞏固氫能發展基本盤。據不完全統計，我國焦爐煤氣、丙烷脫氫、燒堿工業等可利用副產氫超過800萬t/a。隨著CO2集中捕集技術的發展，結合碳捕集、利用與封存技術的化石燃料制氫技術有望在內陸獲得重視。
為達成“碳達峰”和“碳中和”的目標，未來大規模制氫的發展方向將是利用風力發電、光伏發電等可再生能源進行電解水制氫，此外核能制氫同樣具有美好前景。我國沿海地區依托海洋，相較內陸地區擁有海上風電以及核電優勢，可打造具有沿海特色的氫源基地。
1 沿海特色氫源基地思路簡述
我國東南部地區擁有蘊含豐富風力資源的漫長海岸線，現我國正積極發展海上風電。綜合考慮冷卻、運輸、安全等因素，沿海相比內陸更適合建造核電站。同時沿海地區利用港口優勢可形成能源傳輸樞紐。基于上述特點，沿海地區可發展具有沿海特色的氫源基地，如圖1所示，沿海地區的氫源基地具有兩大功能：一是新能源制氫基地；二是氫能集散中心。
發展初期，選用成本較低且技術成熟的工業副產氫加速氫能產業布局；中后期，利用海上風電及核能制氫，可真正做到零排放、零污染。大規模制取的氫可直接以氣態形式短距離運送至附近需氫用戶，也可輸往氫液化基地轉換至液態以便進行遠距離運輸。類似LNG接收站，沿海可建造液氫集散中心，從廉價氫源地進口氫，亦可將氫出口獲利。依托LNG接收站，可利用LNG氣化冷能有效降低氫液化系統能耗。
2 沿海特色新能源制氫技術
2.1 風電制氫
氫因其能量密度高、壽命長、便于儲運的優點，適于風電規模化綜合開發利用及儲存。風氫耦合發電已成為一些國家解決風電上網“瓶頸”問題的重要手段，不僅可以提升電力輸出品質，還可提供綠色環保的氫，供進一步綜合利用。
風氫耦合發電的初衷是為了解決風電的間歇性問題，將其作為一種儲能方式。2004年，美國啟動了Wind2H2計劃，致力于研究適用于風電的氫儲能技術。利用“廢棄”風電來電解水制氫儲能，不僅可解決棄風問題，還能反過來利用氫氣再發電增強電網的協調性和可靠性，并且整個過程清潔環保，幾乎不產生二氧化碳。然而，風氫耦合發電系統的能量轉換效率較低，在當前的技術水平下，“風電-氫-電”的轉換效率低于40%，不適合規模化推廣應用。因此，今后風氫耦合的重點應是更具前景的“風電-氫-用”的模式。
未來隨著氫能應用的多樣化及普遍化，氫需求量大幅增大后，風電制氫將從廢風制氫的輔助并網模式轉變為專一制氫的非并網模式。去除并網設備成本后，大規模風電制氫的經濟性將會進一步提升。
風電制氫的技術關鍵在于水電解制氫，水電解制氫技術主要有三種：堿性水電解制氫、純水質子交換膜（PEM）水電解制氫、固態氧化物電解池（SOEC）電解水制氫。堿性水電解制氫技術和PEM水電解制氫技術現已有商業化運行，前者較為成熟而后者由于成本較高暫處于早期商業化試驗階段，SOEC雖然效率較高但還處于研發示范階段。
在輔助并網的風氫耦合模式下，采用棄風棄電制氫，因風電間歇性和隨機波動性特點，要求水電解裝置具有不穩定電能條件下安全、可靠、高效的制氫能力。現階段技術水平的堿性水電解制氫設備的冷啟動響應以及功率波動情況下制氫品質欠佳。而PEM可快速響應，可匹配適應風電場的功率波動性，但投資成本較高，目前不適合大規模推廣應用。
綜上所述，未來大規模的風電制氫若采用專一制氫的非并網模式，可考慮堿性水電解技術和PEM水電解技術協同使用：以堿性水電解設備為主，發揮其成本低的優勢大規模裝機；PEM水電解設備輔助使用，利用其快速響應優勢以匹配風能功率波動。
2.2 核能制氫
利用核能，可以實現氫氣的高效、大規模、無碳排放制氫。核能制氫技術研發為未來氫氣的大規模供應提供了一種有效的解決方案，同時可為高溫堆工藝熱應用開辟新的用途，對實現我國未來的能源戰略轉變具有重大意義。
未來核能在非發電領域的應用備受矚目，第四代核能系統的6種堆型（鈉冷快堆、氣冷快堆、鉛冷快堆、熔鹽堆、超臨界水堆、超/高溫氣冷堆）中，具有固有安全性、高出口溫度、功率適宜等特點的超/高溫氣冷堆，被認為是非常適合用于制氫的堆型。
核能制氫所利用的主要是核反應產生的熱量。如圖2所示，核能制氫技術路線包括：高溫重整烴類制氫、高溫熱化學循環分解水制氫、高溫蒸汽電解制氫、核電電解水制氫。
利用核熱代替常規技術中由燃燒化石燃料產生的熱源進行烴類的高溫重整制氫，可減少CO2排放，但仍無法做到零排放。剩下的3種零排放技術路線中，利用核能發電再進行常規電解水制氫，與其他新能源發電電解水制氫路線類似，雖技術較為成熟，但效率較低，不適合未來大規模制氫場景。與間接使用核熱的電解水路線不同，高溫熱化學循環分解水（碘硫循環和混合硫循環）制氫和高溫蒸汽電解制氫可全部或部分地直接利用反應堆提供的工藝熱，減少了熱-電轉換過程中的效率損失，可實現核能到氫能的高效轉化。
碘硫循環被認為是最具應用前景的核能制氫技術。碘硫循環由三步反應相耦合組成閉合過程，反應溫度條件為800～900℃，反應的凈結果為水分解生成氫氣和氧氣。反應的第一步為Bunsen反應，溫度為20～-120℃；第二步為硫酸分解反應，溫度為830～900℃；第三步為氫碘酸分解反應，溫度為400～500℃。碘硫循環制氫效率可達50%以上，且易于實現放大和連續操作，適合大規模制氫場景。
混合硫循環反應的凈結果同樣為水分解生成氫氣和氧氣。混合硫循環由二步反應組成：第一步為SO2去極化電解反應，溫度為30～120℃；第二步為硫酸分解反應，溫度為850℃。混合硫循環的第一步為電解反應，因此反應流程需要同時利用高溫熱和碘，其效率要遠高于常規電解。
高溫蒸汽電解利用固體氧化物燃料電解池（SOEC）實現高溫水蒸氣的電解。SOEC與常規電解技術相比，反應需要在高溫條件（一般在700℃以上）下進行，因此利用核熱可顯著提高制氫效率。
3 液氫港口與LNG接收站冷能回收
日本提出了利用海運進口液氫的方案并一直在積極進行實質性探索，神戶大學聯合巖谷氣體以及日本材料科學研究所于2017年在大阪成功進行了小型液氫船運載試驗。日本計劃在2020—2030年期間實現氫的商業進口，氫源地為澳大利亞。根據計劃，澳大利亞將利用作為閑置能源的褐煤進行氣化制氫（含碳捕集）并進行液化處理，日本無碳氫供應鏈技術研究協會將在2020年利用搭載2個1250m3容量儲罐的液氫槽船進行海上液氫轉運。
參考日本的思路，我國沿海地區具有建設LNG接收站條件的地區可以考慮建設液氫港口。與LNG接收站的單一接收功能不同，液氫港口可同時擔負液氫進口或液氫出口的責任。在缺氫源的階段，可仿照日本的進口端模式，進口國際上較為廉價的液氫作為補充備用；在大規模制氫鋪開后產能充足的階段，可仿照澳大利亞的出口端模式，向周邊氫資源緊缺的國家出口液氫以獲取利潤。
在LNG接收站，LNG氣化過程中存在大量具有回收價值的冷量，若是將氫出口港和LNG接收站聯合建設，可考慮利用LNG氣化過程的大量冷能對氫液化循環進行預冷，可在解決LNG冷能利用問題的同時，有效降低氫液化的能源需求和資本成本。
4 結論與展望
根據沿海地區能源特點，建立風電制氫和核能制氫基地可滿足未來綠色氫能的發展趨勢，大規模供應無碳氫。風電制氫從棄風制氫的輔助并網模式轉變為專一制氫的非并網模式，可提升制氫的轉換效率和經濟性。非并網模式下，綜合考慮不同水電解制氫的設備成本及技術特點，堿性水電解設備為主并以PEM水電解設備輔助的方案或許具有較好應用前景，可深入研究分析。利用第四代核能系統的高溫核熱，高溫熱化學循環分解水制氫和高溫蒸汽電解制氫可實現核能到氫能的高效轉化，可在未來應用于大規模無碳產氫。
依托LNG接收站經驗建立液氫港口，成為國際液氫集散中心，有利于發展國際氫能貿易。
聯合風電制氫、核能制氫、液氫港口，耦合形成沿海特色氫源基地，可發揮氫作為實體能源的優勢，助于氫實現對石油的替代，有利于向無碳社會過渡。
