“氢能十解”之九：氢能关键技术之问

  氢是一种二次能源，需通过一定方法利用其他能源制取。对于绿氢而言，常用的制备方法是电解水制氢，光解水制氢、生物质制氢、核能制氢等新型制氢技术尚处于实验开发阶段，目前不具备大规模制氢的能力。

  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，目前大致上可以分为碱性电解水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；长久来看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，其工作时候的温度介于70~90℃，工作所承受的压力介于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，碱性电解水制氢能够使用非贵金属催化剂且电解槽具有15~20年左右的较长常规使用的寿命，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，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，与可再次生产的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，其工作时候的温度介于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，结构紧密相连，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，适应可再次生产的能源发电的波动性特征，易于与可再次生产的能源相结合。但是，PEM电解槽需要用含贵金属（铂、铱）的电催化剂和特殊膜材料，成本比较高，常规使用的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，其工作时候的温度介于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，具备极高的能源效率，但工作时候的温度要求高，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点是可双向运行，既可通过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，减少相关成本。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技术有望被大范围的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，国外已有企业组织小规模商业应用，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，一般会用纯水或低浓度碱性溶液作为电解质，与PEM电解的根本不同之处在于将膜的交换离子由质子改换为氢氧根离子。该技术工作时候的温度较低，介于40~60℃，工作所承受的压力低于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，亦匹配可再次生产的能源发电的特性。若实现产业化，亦存在降本推广的潜力。

  AEM目前任旧存在着诸多不足：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将面临更加大的挑战，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。

  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，产品性能与国际领先水平同步，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，同时依托大量可再次生产的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很成熟，实现对外出口。国内PEM电解装备厂家，最重要的包含国氢科技、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Nm³/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。总的来看，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。

  合成氨是成熟的生产的基本工艺，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变发展方式与经济转型的快速发展阶段。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领先水平，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，国内已有多家公司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。整体看来，国内合成氨研究基本处于国际领头羊，考虑从可再次生产的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。

  合成氨工艺发展的新趋势是大型化、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。

  可再次生产的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。可再次生产的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有必要进行的突破，主要是需考虑可再次生产的能源供给和绿氨市场消费需求的波动，同时最大限度地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：波动性可再次生产的能源与氨合成塔、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。

  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，工艺路线已经很成熟稳定。国内生物质气化技术探讨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。研究的重要的条件为生物质气化当量比、蒸汽变换温度、氢循环比等，未来的发展的新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很复杂，制取的甲醇质量可能受到一定影响，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、节约生产所带来的成本、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合成甲醇的工艺技术已成熟稳定，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。

  目前，我国氢基能源示范应用主要围绕产地附近布局，长距离输送项目较少，故而发展高效、低成本的氢基能源储输技术氢能行业发展的必要保障。氢储输以高压气态方式为主，技术相对成熟，在成本方面具备优势，受技术和成本端的制约，低温液态、固态等其他储输技术仅有少量应用；氨和甲醇储输以液态为主。

  氢气储输方面，高压气态储输氢操作简单、成本较低、技术成熟，是目前应用最多的氢储输方式，我国在固定式高压储氢技术方面处于国际先进水平。高压气态氢储输的关键设备为压缩机和储氢瓶：氢气压缩机主要作用为通过提高氢气储存密度和压力将氢气压缩成高压氢气，储氢瓶是氢储输的重要容器。

  在氢气压缩机方面，2023年国产90MPa氢气压缩机已实现商业应用落地，羿弓氢能全球首创“液驱+隔膜”技术方案，具备传统隔膜压缩机的保证气体绝对洁净、密封性好、单级压缩比高、散热性能好等优势，同时也兼备液驱活塞式压缩机的适应频繁启停、带载启停、变工况运行、可维修性好（模块化）、可实现灵活串/并联提升排气压力或排量等优势。液驱隔膜式压缩机可适应加氢站的变工况、频繁启停等需求，同时整机模块化设计、占地面积小等方面使其具备较高的经济性，目前已在“嘉定氢能港”加氢站投入使用。丰电金凯威（苏州）压缩机有限公司发布了国内首台250MPa超高压隔膜氢气压缩机，意味着我国在关键领域，特别是氢气超高压设备领域摆脱卡脖子实现国产替代的突破。

  在储氢瓶方面，中集安瑞科在氢气储输方面取得了较大的技术突破，以制造储输设备为主，其储氢领域布局涵盖气氢和液氢储氢设备制造，2023年成功下线MPa碳纤维缠绕管束式氢气集装箱并可实现批量生产，该集装箱刷新了国内高压氢气运输装备运载量的纪录，将会极大提高高压氢气单车的运载能力和卸气量，有望大幅降低运氢成本。

  大容积流量、高排气压力隔膜压缩机产品是当前和未来压缩机厂商的重要研制方向，同时就储氢瓶来说，需进一步提高储输高压气态储氢的压力和单车运氢量。

  长管拖车是最普遍的气态氢运输方式。由于氢气密度小，储氢容器自重大，长管拖车实际运氢重量仅为总运输重量的1%~2%，因此长管拖车运氢适用于运输距离短且输氢量较低的场景。目前我国以20MPa气态长管拖车运氢方式为主，单车运氢量350kg。储存压力是未来公路运输的攻克方向，预计到2030年，国内长管拖车的工作压力可以达到35MPa，单车运氢量可达到700kg，到2050年，国内长管拖车的工作压力可以达到50MPa，单车运氢量可达到1200kg。

  管道输氢是实现氢气大规模、长距离、低成本运输的重要方式，可分为纯氢管道和天然气掺氢管道。

  根据我院前期研究成果，我国输氢管道基础设施建设起步相对较晚，受资源市场规模制约，目前还未形成大规模的氢气管道输送网络，已建纯氢管道输送压力均为4MPa以下、管径不大于D508mm，2015年建成的济源-洛阳氢气管道年输量10万吨，是我国当前输量最高的氢气管道；目前已有设计压力在6.3MPa、管径D610mm的纯氢管道示范项目已处于工程建设阶段，年输氢规模可达50万吨/年。设计压力在6.3MPa、管径D813mm的纯氢管道处于前期方案设计阶段，预计后续可能具备规模应用条件，我国石油化工相关企业正在开展陆上与海上输氢管道规划设计工作，高压氢气管道输送相关技术和管材仍处于研究阶段。

  据我院展望，全国氢管道相关企业，下一步将加快开展高压力、大管径纯氢管道的技术研究工作，并有望在输氢管道材料上实现重大突破，解决氢脆等重大问题，未来纯输氢管道有望压力达到10MPa、管径达到D1016mm。

  天然气掺氢起步较晚，但是发展较快，目前正处于工程示范验证阶段。目前在规划、设计、施工等方面均已有天然气掺氢示范项目，并已有项目处于运行阶段。我国的天然气掺氢示范项目以城市燃气供给为主，随着管道技术的提升，2023年中石油在天然气掺氢实验中实现突破，天然气最高掺氢比例已可达到24%，研究表明，利用华白数、燃烧势、AGA指数判定，加以爆炸极限计算、扩散性安全分析，掺混氢气的体积小于24%时，掺混气与天然气基准气具有互换性。从国内外示范工程及研究表明，掺氢比例在10%至20%之间是合理的。

  天然气掺氢后，管道内高压富氢环境将引发管道本体及输送设备发生氢脆和氢腐蚀。为保证掺氢管输的安全性，需开展高压富氢环境中掺氢天然气与管材的相容性研究。

  目前国内外已开展相关研究，包括从微观角度采用分子动力学方法或扫描电镜等仪器揭示发生氢脆和氢腐蚀的内在机理，以及从宏观角度测试和模拟材料典型力学性能在高压富氢环境中的变化。尽管目前研究均表明天然气掺氢后会给管道及相关设施带来诸多不利影响，但掺氢比与材料氢破坏、管道压力等之间的定量关系仍不明晰，未来需开展进一步研究。在天然气中掺混氢气不仅会影响输送管道，还可能导致沿线的关键设备及其部件产生氢脆、氢损伤，且随着氢气掺入量的变化，掺输设备、计量设备的可靠性和准确性也会发生变化。

  因此，以上涉氢设备在材料选择、设计制造、规范标准方面与天然气设备有较大不同。相比于天然气泄漏，高压氢气泄漏的影响范围更广，但其在近地面的危险系数更小。目前对掺氢天然气管道多组分气体泄漏在空气中的气体扩散机理尚不明晰，管道事故失效特征、事故风险演化动态发展过程、灾害链式效应的蔓延及其控制方法尚不明确。长距离输氢管线完整性管理、事故应急决策及抢维修缺乏相关标准规范。

  低温液态储氢是以低温将液化氢气储存到绝热真空容器中的一种新兴储氢技术，相比于高压气态储氢，低温液态储氢质量密度更大，储存氢气纯度更高。为了保证低温、高压条件，低温液态储氢需使用具有良好绝热性能的液氢储罐以及配套严格的绝热方案与冷却设备。氢的液态储输以液氢槽车为主，当前液氢槽车单车运氢量可达到4000kg，相较于20MPa高压气氢拖车，可使单车储输量提高约9倍，充卸载时间减少约1倍，并且在液化过程还能提高氢气纯度，一定程度上节省了提纯成本。

  随着氢能产业的发展，液氢储输是大规模长距离储输氢的重要方向之一。2024年初，中集安瑞科研制的国内首台商用液氢罐车正式下线，填补了我国在商用液氢储输装备领域的空白，根据中集安瑞科公开信息，该液氢罐车在100%无损情况下，可运输2000km以上。未来在各方力量加持下，我国液氢产业有望进一步实现经济性、技术性及国产化的重大突破，为推动氢能产业大规模发展奠定基础。

  目前低温液态储氢主要应用于军事航天等对氢气纯度要求较高的领域，液氢储输各环节涉及的设备主要有氢液化装置、储罐、罐车和加注系统等，均已基本具备自主国产化的技术和产品，但产业尚未进入高速发展阶段，在核心设备和部件大型化、集成应用规模化等方面还有待创新。未来随着液化能耗的减少及保温效率的提升，低温液态储氢商业化进展有望加快。

  氨和甲醇的液态储存技术目前商业化已十分成熟，在此不再详细分析。目前我国氨、醇尚未形成规模化输送效应，长距离输送氨、甲醇管道，国际上（美国、俄罗斯等）已有实证，国内尚无实际运营案例。随着未来的规模化发展效应，我国氨、甲醇输送管道有望实现6.3MPa，管径D356mm~D406mm；随后进一步突破达到6.3MPa，管径D457mm~D559mm。

  固态储氢是基于氢气与储氢材料间的物理或化学变化，形成固溶体或者氢化物，实现氢气的存储，具有储氢密度高、运行压力低、安全性好等优点。目前利用金属氢化物储氢技术较为热门，单位体积的金属可以储存常温常压下近千倍体积的氢气，体积密度甚至优于液氢。但由于固态储氢的技术门槛较高，资金需求巨大，我国仍处于研发示范的早期阶段，攻关技术主要集中在材料方向。近年国内陆续有以固态储氢为能源供应的大巴车、卡车、冷藏车、备用电源等问世，随着氢能行业及企业对该领域的关注度加大，固态储氢有望在实际应用中不断实现技术研发迭代。

  目前，国内已有LAVO（氢能科技公司）固态储氢示范项目，以“氢”为能源载体，以“固态储氢”为核心技术，来验证固态储氢安全性优良、储氢体积密度大。同时，LAVO开放自身应用经验为该项目提供全球领先的金属合金储氢技术和系统设计。未来我国将在吸附储氢和金属储氢的技术上进行更多的深入研究。

  氢能用途广泛，可用作原料、燃料或能源储存载体，在交通、工业、电力和建筑等领域广泛应用，可助力交通、工业、电力等多个领域实现低碳化。当前目前主要应用在工业和交通领域中，在建筑、发电等领域仍然处于探索阶段。

  交通领域“氢动力”利用是氢能的重要方式之一，目前国内已可实现量产氢能重卡、甲醇汽车等。通过氢燃料电池、氨-氢燃料电池、甲醇内燃机等应用于在汽车、轨道交通、船舶和航空器等设备，降低了长距离高负荷交通对石油和天然气的依赖。现全国已在中东部形成京津冀城市群、上海城市群、广东城市群、河北城市群、河南城市群五大示范城市群。在制氢成本下降、政策积极推动的背景下，并随着加氢等基础设施建设逐步完善，我国燃料电池汽车、甲醇汽车的供给和需求正快速增长。

  我国生产氢能重卡的企业包括上汽、潍柴动力、大运汽车、一汽等，目前已具有突破性的氢能汽车技术。以一汽解放氢能重卡“星熠”为例，搭载了300kW的自主高功率燃电发动机，其峰值效率达到60%以上。同时，其配备了50kWh容量的高功率型动力电池，具备高放电倍率，确保在匀速行驶或瞬时加速爬坡时提供充足的驱动电量。

  未来的技术攻关将集中在大容量燃料电池发动机和高压力储氢系统两大核心方向，并且氢能将加快在汽车、船舶和航空器等领域的大规模推广和应用。

  甲醇汽车发展较早，目前技术已较为成熟。吉利是布局甲醇汽车较早的企业，从甲醇制备、甲醇输配、甲醇车辆应用等方面进行多年探索。吉利汽车当前是甲醇汽车主要的生产企业，其产品包括甲醇混动汽车和纯甲醇汽车，通过提高压缩比等先进技术将醇电混动甲醇发动机热效率提升至43.1%，甲醇发动机热效率提升至50.2%。陕重汽、宇通汽车等一批汽车和发动机制造企业，也具备甲醇汽车专有技术与自主开发能力。就甲醇汽车而言，未来的重点研究方向将着重于突破甲醇内燃机的热效率，在未来几年热效率将有望达到60%以上。

  绿色甲醇作为国际上公认的清洁燃料，可以实现船舶低改装成本下柴油的部分或完全替代。我国船舶和船舶动力制造行业也在积极推进内河航运、江海直达、近海运输甲醇燃料动力船舶的制造。以中船重工为主的研究机构也在积极研发。就甲醇船舶而言，未来的重点研究方向将着在直喷甲醇发动机、甲醇燃料加注单元等甲醇船舶的核心装置技术研发上。

  发展绿色航油将是实现减碳目标最重要的措施，绿色航空煤油是指从非化石资源而来的C8～15液体烃类燃料，绿色航空煤油可以通过对植物油、地沟油或其它高含油生物燃料加氢精制生成；也可以通过将纤维素、木质素等生物质气化生成合成气，经费托合成工艺后，再加氢裂化、加氢异构改质生成。清华大学研究团队通过设计指向含芳环航煤馏分为目标产物的工艺路线，从热力学上实现一步生产航空煤油，目前已完成100吨/年的小型生产实验。由于高含油生物燃料有限且分布分散、收集成本较高，绿色航油未来的主要工艺方向为生物质气化-费托合成工艺，研究重点为高转化率、低成本的催化剂及多相反应器设计。

  氢基能源可直接为炼化、钢铁、冶金等行业提供高效原料、还原剂和高品质的热源，有效减少碳排放。

  在化工行业当中，大部分氢气用于加氢处理、加氢裂化和脱硫。由于优质低硫燃料的需求激增，以及轻质低硫燃油的减少，需求量在不断增长。过去氢气本身是化工的副产品之一，然而现在需量增加，导致供需失衡，石化工业目前也在采取天然气为原料进行氢气的制备。除去传统燃料精炼之外，第二代的生物质燃料生产中需要相当数量的氢气进行加氢脱氧。因此，无论对于在精炼过程中减少常规燃料的使用，还是在生物燃料的碳足迹改善中，氢燃料都扮演者重要的角色，尤其氢的脱碳具有显着的影响。

  氢在钢铁工业中，通常是相关过程的中间产物，同时也能够就地作为燃料消纳。目前，超过70%的钢铁产量是基于传统高炉，使用焦炭，煤或天然气用作还原剂。在钢铁工业过程中更有效地使用氢可有助于提高整体能效并减少碳排放，富氢气体也可用作钢生产的替代方法中的还原剂。

  目前主流的氢冶金技术路线分为高炉富氢冶金与气基直接还原竖炉冶金两种方式：高炉氢冶金是指通过在高炉中喷吹氢气或富氢气体参与冶金过程，相关实验表明，高炉富氢还原冶金在一定程度上能够通过加快炉料还原，减少碳排放，但由于该工艺是基于传统的高炉，氢气喷吹量存在极限值，一般认为高炉富氢还原的碳减排幅度可达10%-20%，效果不够显著；气基直接还原竖炉冶金是指通过使用氢气与一氧化碳混合气体作为还原剂参与冶金过程，气基直接还原竖炉冶金二氧化碳排放量可减少50%以上，更适合用于氢冶金。氢气和铁矿石发生氧化还原反应吸热，会造成高炉温度下降，最大程度使用氢气，还保障炉温是技术难点。

  除此之外，未来钢铁行业将实现从“富氢”到“纯氢”的转变，重点将攻克纯氢冶金绿色洁净生产工艺、模块化关键装备技术等，突破纯氢高温加热、模块化装备等技术瓶颈。

  氢能可发挥储能作用，支撑高比例可再生能源发展，并可发挥调峰作用，保证电力系统稳定。相较于抽水储能、压缩空气储能、电化学储能等，氢储能具有无自衰减、能量密度高等优点，凭借其无自衰减的特性，可应用于长时、跨季性储能。氢能可通过一定的途径转化为电能，目前正逐步应用于煤电掺氨、气电掺氢和燃料电池，实现由氢能向电能的转化。

  2022年，由国家能源集团开发的“燃煤锅炉混氨燃烧技术”应用项目在山东烟台成功投运，该技术是我国首次实现40MW燃煤锅炉氨混燃比例为35%的中试验证，实现氨燃尽率99.99%，氮氧化物排放浓度不增加。安徽省能源集团和合肥综合性国家科学中心能源研究院联合开展了火电厂掺氨技术的研发，2022年至2023年在铜陵电厂32万kW亚临界发电机组上开展多次工程验证，在国内首次验证了大型火电机组掺氨燃烧技术的可行性。同时，国内多家科研机构的试验结果表明，燃煤锅炉混氨燃烧可使得煤粉和氨气良好燃尽，燃烧后氮氧化物排放不随混氨比例增加而等比例升高，且可通过分级燃烧等方式显著降低氮氧化物排放。

  在掺氢燃烧方面，荆门绿动在2022年取得重大突破，在运燃机实现了30%的掺氢燃烧改造和运行，是我国首次在重型燃机商业机组上实施高比例掺氢燃烧改造试验和科研攻关，也是全球范围内首个在天然气联合循环、热电联供商业机组中进行高比例掺氢燃烧的示范项目。GE公司将零碳排放的燃气技术分为五步，目标在2030年前GEHA燃气机组会具备100%的烧氢能力，最终实现零碳排放。

  相比于常规化石燃料的燃烧，氨燃烧存在一些问题需要解决，如火焰传播速度低、点火能量高和NOx排放易超标，氨作为气体燃料，不同于煤粉等固态燃料，当煤氨混合时，容易产生抢氧反应等。针对氨燃烧存在的这些问题，研发重点应为：一是低氮纯氨燃烧器；二是低氮煤掺氨燃烧器；三是锅炉掺氨燃烧技术；四是低负荷稳燃技术；五是富氧燃烧技术；六是等离子体助燃技术；七是氨在线裂解制氢技术；八是氨燃烧火检技术。

  气电掺氢的发展与燃气轮机的发展具备强耦合关系，提高掺氢比例，依然有许多技术难题处于研发过程中，总体上包括燃烧技术、材料技术、控制技术、氮氧化物的控制技术四大类。

  首先燃烧方面，氢的比例越高、燃烧面临的挑战就越高，很多配套设施，譬如辅机、密封、管道、通风、危险气体探测，以及火焰检测等一系列技术，仍需要在各类型机组上进行验证。此外，随着燃料中氢比例的提高，氢对管道金属材料造成的氢脆腐蚀会加重；控制不仅仅针对燃机本身，而是整个联合循环电厂；燃烧温度越高，氮氧化物的产生会越多，掺氢比例逐步提高后，如何将氮氧化物的排放控制在一定范围内，满足环保规范，也是一个技术难题。上述关键核心技术需要分步骤、按阶段不断突破，和其它技术在燃机的应用中遵循的规律一样，燃机的掺氢能力提高会按照阶梯式上升，在不断技术开发和验证中持续进步。

  在氢燃料电池技术方面。质子交换膜燃料电池技术上已经很成熟，以启动时间短（约1分钟）、操作温度低（小于100摄氏度）、结构紧凑、功率密度高等成为研究热点和氢燃料电池汽车迈入商业化进程的首选，目前已经广泛应用于电力等领域，是应用最广泛的燃料电池类型。固体氧化物燃料电池及熔融碳酸盐燃料电池为高温型燃料电池，转换效率较高，但运行温度在600摄氏度以上，启动较慢，需要耐高温材料维持系统运行，成本较高，系统维护难度较大。固体氧化物燃料电池已初步突破关键技术，小型产品已实现了商品化，但成本仍然较高。

  质子交换膜燃料电池结构比较复杂，完整的燃料电池系统包括电堆和BOP系统，电堆主要包含催化剂、质子膜、碳纸、膜电极、双极板等关键部件，BOP系统主要包括空压机、氢循环系统、DC-DC转换器、控制器、加湿器等关键设备。尽管我国燃料电池产业近年来取得了很大进展，但与国际领先水平相比还存在明显差距：一是产品体积功率密度等关键参数与当前国际先进水平仍存在一定差距；二是国内产品没有得到充分的应用验证，在可靠性和耐久性方面与国际先进水平相比差距较大。三是关键材料部件方面尚存在卡脖子问题没有解决，催化剂、碳纸、质子膜等关键材料部件对进口产品依赖较大。催化剂、质子交换膜、碳纸、双极板、膜电极、空气压缩机、氢气循环系统等燃料电池关键材料部件以及电堆、系统是未来自主研发的重点。

  氢基能源在建筑领域可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供应供热，或通过天然气掺氢为园区或居民供暖，可有效解决工业园区、社区的用能需求。

  热电联供是一种利用燃料电池技术实现向用户供给电能和热能的技术，以固体氧化物燃料电池（SOFC）、质子交换膜燃料电池（PEMFC）为主，主要以分布式发电的方式应用，是保障能源供给重要的途径之一。燃料电池若只负责供电，发电过程中产生热能通过散热系统排放，而热电联供则可以将这一部分损失的热能收集起来，供生活热水和建筑供暖等应用场景使用，使得氢燃料电池热电联供综合效率达到85%以上，能量利用率实现大幅提升。日本已经实现了热电联供技术的户用，以我国的产业化条件，户用热电联供技术已具备一定的推广应用条件。

  目前国内的热电联供技术仍处于发展阶段，氢燃料电池热电联供和天然气掺氢尚处市场培育阶段，示范项目较少。2023年底，山东省东岳“氢进万家”示范项目正式运行，集成了“光伏发电-电解制氢-氢热电联供”耦合微网，绿氢/灰氢综合供能，为园区及周边楼宇提供以氢能为核心的新能源电力保障。在燃气掺氢示范应用方面，2024年初在深圳投用全国首座城镇燃气掺氢综合实验平台，掺氢比最高达20%。

  天然气掺氢需要解决掺氢天然气存在的管材相容性、关键设备适应性及泄露扩散安全性问题。燃料热电联供技术探讨研究重点在于提高燃料电池主要性能指标以及可靠性、稳定性和耐久性及提高热电联产系统综合转化效率。