比尔盖茨？世间又多一个智障！油气产业链是我们明年的重点板块，因为她即将进入十年周期的大牛市！在核聚变没有商用之前，海水电解制氢路径绝不可能成为主流，天然气制氢才是未来十年的核心渠道，这也是沙特选择站队的内在逻辑！

制氢加氢“子母站”简介

制氢加氢“子母站”采取分布式供氢模式，即“母站”制氢加氢集成为一体，“子站”作为纯加氢站，“母站”与“子站”之间采用长管拖车运输，“母站”为制氢加氢一体站，“母站”总装置内的制氢站以制氢原料划分，可分为天然气等烃类[包括液化石油气（LPG）、石脑油、页岩气等，以下统称为天然气]制氢、甲醇水蒸气制氢和电解水制氢三大类。

目前，国内多数长管拖车均用来装载压缩天然气（CNG）陆路运输，通过长管拖车运输高压气态氢随着氢能应用的不断深入也开始成为一种新趋势，目前通用的长管拖车高压钢瓶工作压力为20MPa。据悉，2020年内，国家将针对30MPa气态氢长管拖车运输方式下发许可，这将大大提高长管拖车的装载量，从而提高其经济性。从而有力推动制氢加氢“子母站”中“母站”与“子站”之间运输距离的扩大，制氢加氢“子母”站的经济性得到大幅度提高。

我国能源分布极不平衡。本文作者认为，在中国制氢加氢合建站最佳的设计模式为“卫星”模式，即一座日产氢量达到6000kg规模的制氢加氢合建站作为“母站”，可辐射周围多达10座以上的纯加氢为目的的“子站”，原理图见图4。如“子站”日供氢量达到500kg；“母站”即可实现自身独立对外加注氢气（假定母站对外加氢量1000kg/d），又可同时满足10座日供氢量500kg的子站用氢需求；此外，母站与子站之间的运输距离在输送氢气经济半径以内。这种模式既节省了“子站”建设综合投资，又提高了“母站”利用率，同时节约占地，减少占地，是一种因地制宜、惠国惠民的氢能应用。

1.2 制氢加氢“子母站”供氢模式分析

在设计制氢加氢“母站”中，制氢模式的选择，应综合考虑年运行时间、原料成本、规模效应等影响因素，计算成本、能效等指标。首先，简要分析上述3种制氢方式的特点。

1.2.1 天然气制氢

天然气制氢在整个工艺过程中利用清洁能源进行加工，并采取极具规模的工艺制造手段，实现了环保与提升生产效益的“双赢”，并进一步推动我国制氢技术的不断进步和成长。从20世纪90年代至2010年左右，天然气主产地为四川和新疆，天然气资源的匮乏加之尚未成熟的液化天然气（LNG）技术和市场，导致甲醇制氢大行其道，走出了一波具有中国特色的制氢之路；在2010年以后，随着我国“西气东输，川气东输”等国家级层面的能源规划的落实和推进，同时我国天然气管网不断成熟、LNG工艺得到了长足发展、我国页岩气开采力度不断加大，天然气供应愈发充足，天然气价格回归理性，我国已经成为仅次于美国和加拿大的世界第三大页岩气生产国。

2015年底，ISOTC197年会在美国洛杉矶的丰田北美销售中心召开，期间笔者有幸参观了壳牌石油公司在NewPort的一处加油加氢站，该加油加氢采取的就是站内制氢模式，由站内的天然气制氢装置作为氢源。目前，约96%的氢是以煤、石油和天然气等化石资源制取的，其中采用天然气（主要成分是甲烷）制氢以其工艺技术路线成熟、资源丰富等众多优势成为最为经济与合理的制氢方式，以天然气为原料制取的氢气占全球全部氢气产量的70%～80%。同时，伴随燃料电池技术的发展，以天然气为原料的中小型分布式制氢技术在世界范围内被广泛研究。一些应用选择性透过膜、流化床膜反应器、微通道反应器等的天然气制氢新技术在不断出现和发展。

1.2.2 甲醇水蒸气制氢

甲醇水蒸气制氢装置投资低、建设周期短、制氢装置规模灵活，而且原料易获取，另外甲醇制氢项目审批容易，对氢气价格承受较高的用户，这种制氢方式是较为适宜的选择。利用甲醇制氢可以实现在加氢站周围现场制氢，在此过程中，便于储存运输的甲醇实际上充当了氢气载体的作用，避免了高压氢或液体氢在储存和运输过程中对储运材料技术要求高、安全风险较大、储运成本较高的问题。用户需求的高效、可靠的甲醇制氢系统是促进以甲醇作为氢能载体的氢能相关产业发展的技术关键。与水电解制氢装置类似，甲醇水蒸气转化制氢装置可以集成在一个较小的框架内，可实现高度集中的整体式设备，十分便于安装，大幅提高自动化程度，减少设备占用空间，便于运输和现场运输；此外，甲醇制氢投资成本低，是同等规模煤制气装置投资的1/10左右，同等规模天然气制氢装置投资的(1/3)～(1/2)；甲醇作为通用化工原料，有长期稳定的供货渠道和物流体系，在中国有庞大的用户群体。

传统甲醇制氢技术总体成熟，在中小规模的制氢中有一定应用，技术发展集中于催化剂优化和完善及反应耦合上，降低反应温度，提高有效气体选择性和效率。全球针对甲醇制氢技术的研发方兴未艾，目前主要集中在实现常温低压反应、高转化率、低能耗及减少催化剂使用等方面。

作为快速发展的发展中国家，过去30年我国温室气体排放量增长迅速，年排放量已位居世界前列。尽管我国单位GDP的能耗和温室气体排放强度呈下降趋势，但能源消耗和温室气体排放总量持续增加的趋势短期内难以扭转。作为补救措施，碳捕集利用与封存技术（carbon capture,utilization and storage,CCUS）成为应对全球气候变化的关键技术与新趋势，与碳捕获、利用和储存（carbon capture，utilization and storage,CCS）相比，可将CO2资源化，能产生经济效益，更具有现实操作性。尤其针对上述两种石化能源制氢，如何有效地把生产过程中排放的CO2进行提纯，继而投入到新的生产过程中，不是简单地封存，而是有效地加以循环再利用成为有效降低温室气体排放总量的研究重点。

1.2.3 电解水制氢

电解水制氢的技术已十分成熟，欧洲大多数站内制氢加氢站均采用这种技术。2015年12月，笔者参观美国加州大学洛杉矶分校的加氢站，该加氢站也采用了水电解制氢提供氢源的模式。电解水制氢装置利用电解装置将水分解成氢气和氧气后，利用压缩机将氢气先后输送至高压、中压、低压储氢罐中分级储存。需要加注服务时，加氢机可先后从低压、中压、高压储氢罐中按顺序取气加注。由于回收成本的问题，电解水制氢过程中产生的氧气一般都直接排放到大气中。

根据电解过程使用电解质的不同，电解水技术目前分为碱性水电解、聚合物电解质膜（PEM）水电解和高温固体氧化物水电解（SOEC）这3种制氢方式，三者均有一定的发展应用。

碱性水电解制氢由于技术成熟、性能稳定、价格低廉等特点，在可再生能源的利用与开发上仍将占据主导地位。PEM水电解制氢装置可作为小气量的可再生能源示范项目的氢源，要得到广泛推广，必须从单位产氢的设备投入成本环节入手，同时要解决电极活性随时间衰减的问题。