8月23日，中国海油所属中国海油气电集团发布消息称，我国自主研发首套橇装天然气制氢装置在佛燃能源明城综合能源站正式投用。
该橇装天然气制氢装置为我国氢燃料车广泛应用提供了更好的氢能来源方式。
1、天然气制氢计划
在碳中和大背景下，为了减少二氧化碳的排放，全球能源结构正在从化石能源向可再生能源倾斜。
尤其是，面对风、光电的调峰调频等问题，发展氢能作为二次能源成为了重要选择。
今年3月份，国家能源局发布《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》。其中明确指出，氢能开发利用是我国实现零碳排的重要解决方案，需要牢牢把握全球能源变革发展大势和机遇，加快培育发展氢能产业，加速推进我国能源清洁低碳转型。
有了顶层规划的支持，各大企业在氢能开发和利用方面也加快了步伐。
尤其是，越来越多的企业参与到转化更高效、成本更低廉、制备方案更合理的研究队伍中来。
现在来看，制取氢气的方式主要有以下几种：煤气化制氢、甲醇重整制氢、天然气制氢、电解水制氢、氨分解制氢几种形式。
而中国海油本次技术突破就是利用天然气制备氢气，是联合西南化工研究院、佛燃能源一起研究实现。
该装置从燃气管道就地取气制取氢气，在满负荷条件下，4.8立方米天然气可以制备11立方米氢气，且氢气的纯度高达99.999%。
装置的单位产品消耗、装置紧凑度等指标均能达到国际先进水平。
据了解，明城站天然气制氢规模为1500千克/日，可满足公交车125车次或物流车250车次的加氢需求。
该技术具有集成度高、自动化程度高、制氢效率高、占地面积小等特点，而且一键开停车、一键负荷调整的智能化、数字化设计等方面的先进设计让该技术能够傲立国际。
除此之外，该套装置在应用上无须从制氢厂运送氢气或者使用长输管道运送氢气到站点，不仅使氢气终端成本降低20%至30%，而且还降低了氢能利用中的风险。
集众多优势于一身的橇装天然气制氢装置为我国首批燃料电池汽车示范城市群建设提供了本地化氢源解决方案，具有广阔的应用前景。
在工业生产上，我国目前占据主要地位的仍然是化石原料制氢。但造成的碳排放污染也是不可小觑的，我国目前面临着“碳达峰、碳中和”的减排目标，减碳任务十分艰巨，加速减碳需从源头做起。
2、理想的制氢方式：天然气制氢
根据我国煤田地质调查结果，全国煤炭资源累计探明储量为2.01万亿吨，资源保有量为1.95万亿吨，我国煤制氢潜力约为24.38亿吨。总体来看，我国煤炭、天然气（包括非常规天然气）资源丰富，发展潜力巨大。
全球范围内氢气产量有50%左右来自于天然气制氢，从我国未来10年内制氢的发展趋势来看，伴随氢能产业的加速发展，产业上下游同步发力，天然气制氢将进入大规模发展阶段，尤其是在我国逐步建成天然气管网后，天然气制氢将更加迅猛发展。
与煤制氢装置相比，天然气制氢投资低、CO2排放量、耗水量小、氢气产率高，是化石原料制氢路线中绝佳的制氢方式。
然而，我国化石资源禀赋特点是“富煤缺油少气”，我国原油对外依存度已经超过 70.5%，天然气对外依存度已经超过40%，在此能源供给现状的大背景下，采用基于石油资源的重油制氢已经不具经济性，实际生产中也很少采用；采用天然气制氢更存在气源供应无法保障、天然气价格高的现实问题。
从长远来看，由于我国非常规天然气资源（页岩气、煤层气、可燃冰等）十分丰富，随着未来非常规天然气开采技术进步、开采成本降低，必将迎来天然气大发展的时期，届时采用天然气制氢预计要比煤制氢更具优势。
随着化石能源消费在部分发达国家已达峰值及发展中国家非化石能源消费推广力度加大，技术进步将进一步助力油气勘探开发及储运效率提升，继而使得低价油气供应成为可能。全球油气资源丰富，非常规油气及深层、深海油气勘探开发正在成为未来石油公司上游主要发展方向。
一旦在这些领域取得突破，对氢气供应的最直接影响就是以石油天然气为原料的制氢成本下降。从目前各咨询机构及石油公司的判断看，预计2030年前后全球天然气制氢技术有可能商业化，成本大幅下降。
3、有利的结合：天然气与氢气的“不谋而合”
天然气是现阶段及未来一个时期的重要低碳能源，是支撑我国实现碳达峰的重要能源选择，而氢能是我国推进能源结构转型、持续实现能源高级化的重要发展目标。作为十分清洁的二次能源，越来越多的可再生能源将氢能作为一个储能媒介。
在发电领域，天然气发电和氢储能发电是支撑新型电力系统稳定的两种调峰电力形式。可再生能源的不确定性催生了氢储能，同时也加快了氢能的产业塑造。弃风、弃水、弃光上利用天然气和氢气将会大大增加能源的储存和利用。
如今，能源领域越来越多的投资者、管理决策者将目光转向依靠天然气管道输氢。随着氢能项目的逐步落地和技术研发的逐步突破，国内企业与外企合作的项目也持续增多，国内市场开发、外资入局，逐渐从零散化走向规模化。整个氢能产业链条的发展将更加有序，减碳目标也将早日达成。
值得注意的现实问题是，我国国内目前天然气资源匮乏，大多依赖于进口。国内主流的工业制氢方式仍然是煤制氢，天然气制氢之路仍然需要契机。降本和技术突破也是天然气制氢的两大关卡，终点没有尽头，氢能发展将会走向商业化。
我国的氢能市场拥有着巨大潜力，充分利用市场，借鉴先进经验，构建清洁低碳、清洁高效的现代能源体系，实现能源的可持续发展才能实现真正的环境可持续发展。
4、制氢路上可能存在的卡脖子技术
目前，中国是全球第一大制氢国，但以煤为主的能源结构难以改变，而煤制氢在所有制氢方式中是成本最低的，且焦制气、煤化油、煤化工等化工企业制氢量很大。
但在制氢环节的电解槽，储氢环节的车载氢罐，加氢站环节的氢气压缩机、加氢机，燃料电池环节的双极板表面处理、膜电极喷涂设备，检测测试环节的燃料电池体系检测、氢气品质检测等，均与国外有不少差距。
比如，氢燃料电池中的主要催化剂铂成本高，稳定性低，限制了氢能的量产应用。还有每个加氢站的投入在1500元到2000万元之间，氢能源汽车要推广，加氢站就必须要大规模建设，谁拿钱，谁来建，谁来维护，都是问题。
技术卡脖子的问题仍待解决。最典型的是，氢燃料电池气体扩散层（GDL）不仅是气相反应物和液体水的运输通道，也是反应后生成的热能和电能的传导通道——碳纤维纸，是核心技术之一。日本的东丽公司的碳纤维总产能高达5.37万吨，产量和市场份额均排名世界第一，并且在生产技术和工艺水平上遥遥领先，拥有碳纸的多项核心专利。
中国企业虽然2020年产量实现了新的突破，但中复神鹰、江苏恒神等主要碳纤维企业的产能也不过为8000吨、5000吨，根本不是一个量级。
再比如储氢环节。与工程机械行业较高压力的输油系统我们国家还没有技术突破的现状一样，目前中国的氢能关键装备技术情况是，45MPa固定储氢装备可生产装备厂家少，与国外已商业运营的70MPa加氢机相比，我国仍处于试验验证阶段；国内电流密度1.5A/cm2的成本普遍在2000元/千瓦，离国际2.5A/cm2与100元/千瓦差距较大；我国电堆体积功率约2.2—2.7千瓦/升的成本是3000元/千瓦，而国际3.1千瓦/升的电堆成本才1000元/千瓦。
还有不能回避的安全性。部分人说总拿我们这些小白看不懂的技术来说氢能源储存安全性比较好，不易发生严重事故。但2019年全球连续4起氢气站爆炸事故的余音至今未了。
但这些问题随着科技进步，未来肯定有攻克难关的时候。希望这一天早点到来。
