2020 年 12 月 12 日，中国在气候雄心峰会上宣布了关于应对气候变化的最新目标，要求 2030 年相比 2005 年碳排放强度降低 65%以上。
因此，未来单位 GDP 碳排放下降幅度依然会较高。为完成 2021-2025 年、2026-2030 的碳排放强度，下降目标都需要在 18%左右。
中国国家主席习近平在 9 月 22 日召开的第七十五届联合国大会上再次表示：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取在2060年前实现碳中和。”
在“双碳”目标的背景下，大力发展可再生能源，促进我国能源结构快速转型是达成“双碳”目标的必经之路和必要手段。
从能源安全的角度讲，开发风能、太阳能等可再生能源是减少我国经济对国际油气依赖程度、推动能源转型升级的有效途径，也是未来提高能源自给率的重点方向。
此外，从货币安全的角度考虑，目前国际石油贸易中的交易货币以美元为主，为了购买石油而储备美元是必要手段。
但由于近几年来美元的不稳定性对我国货币安全造成一定影响，例如近期美联储为了拉动内需，刺激本国国内经济，增发货币导致美元一定幅度贬值等事件。由此对各国的美元货币储备都有一定程度的负面影响。
因此，对于发展可再生能源，减少能源对外依存度，提升我国能源安全与货币安全环境是势在必行。
针对我国现阶段各个产业的碳排放量结构发现，电力和热力的碳排放量占比51.4%，其中火力发电占我国电力系统发电比重最大，占全国发电总量的 73%。预计未来电力等能源活动的减排力度最大。
该领域专家提出，实现碳中和的关键在于发展“零碳电力”。与此同时，发展可再生能源发电来维持我国的电力系统稳定就显得尤为重要，目前我国现有的多种可再生能源发电方式都处于较快的发展阶段，如光伏、风力、潮汐发电等。
具体而言，我国目前的能源活动（包括能源生产过程和能源使用过程）碳排放需要减排 87 亿吨，占总减排量之比为 81%。
能源生产过程（2018 年，电热生产二氧化碳排放量为 49.2 亿吨），电力生产需要减排 38 亿吨。2019 年我国碳排放量 115 亿吨，其中发电碳排放量 45.69 亿吨 CO2，占比 40%；工业燃烧碳排放量 33.12 亿吨 CO2，占比 29%。
针对电力生产行业的碳减排工作，会造成我国对煤炭资源的使用率逐年下降，这对我国传统能源结构转型提出了更高的要求，发展可再生替代能源成为了必经之路和必要手段。
氢能因其可存储、可发电、可燃烧，且无碳、燃烧热值高的特点，被称为是作为 21 世纪最具前景的清洁能源之一。未来对氢气的开发和利用有望助力解决我国能源的可持续发展问题。
据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，中国作为全球第一产氢大国，现有工业制氢产能为 2500 万 t/a。
预计到 2030 年，中国氢气需求量将达到 3500万 t，在终端能源体系中占 5%（以热值计算）。
预计到 2050 年氢能在中国能源体系中的占比约为 10%，氢气需求量接近 6000 万 t。
但对于电力行业的碳减排工作的进行，会在一定程度上影响我国氢气总产量。
2020 年中国氢气产量主要来源在煤制氢占比 62%，天然气占比 19%，工业副产氢占比 18%以及电解水制氢 1%。
煤制氢在氢气产量中占 62%，在控制煤炭用量寻求碳减排的同时，也需要寻求发展其他高效低成本的制氢方式，现阶段的煤制氢+CCUS 碳捕捉技术、工业副产氢、电解水制氢等方式都需要大力发展来弥补因控制碳排放导致煤炭使用率下降进而导致的煤制氢产量的下降。
由于化石能源制氢的碳排较高，且 CCUS 碳捕捉技术尚未成熟。对于未来煤制氢和天然气制氢仍有很长的发展道路。本文将针对我国目前现有制氢方式中工业副产氢和电解水制氢从技术、成本、经济可行性等方面进行分析论述。
中国是全球最大的工业副产氢国家，因此副产氢在氢气供应方面有着得天独厚的优势。目前我国氢能发展路线分为初期、中期和远期。氢能产业发展初期，由于短期内电解水制氢成本高，短时间内很难成为氢气的主要来源，工业副产氢由于成本低、运输方便等优势将成为短中期发展重点。
进入中期阶段，将以可再生能源发电制氢、煤制氢+CCUS 碳捕捉技术等大规模集中稳定供氢为主，工业副产氢为辅助手段。远期来看，将以可再生能源发电制绿氢为主，煤制氢配合 CCUS技术、生物制氢等技术成为有效补充。
从氢能发展总体发展路线来看，工业副产氢将是氢能产业发展初期和中期的主要氢气来源之一。工业副产氢气纯化制氢不仅能提高资源有效利用率和经济效益，同时在碳排放量方面相对于现阶段电解水和化石能源制氢具有相对优势。
此外，工业副产氢的市场容量巨大、分布广泛，能提供百万吨级的氢气供应，可为氢能产业发展初期提供低成本高效益的分布式氢源。
与其他方法相比，工业副产氢纯化制取高纯氢气，几乎无需额外资本及化石原料的投入，既节约成本，又能实现对工业废气的处理和回收利用，适于规模化推广发展。
在氯碱工业、乙烷裂化、合成氨、丙烷裂化等工业生产过程中均有大量氢气可回收。据全球能源互联网估计，每年中国各类工业副产氢气的可回收总量可达15 亿 m3，其理论产氢规模发电量可达 21 亿 kWh（按照转化效率为 50%计）。
从氢气含量方面来看，氯碱工业副产的氢气量很大，每生产 1 t 烧碱可产生约 278 m3 副产氢气。
目前，中国有氯碱生产企业近 200 家，可产生副产氢气约97 亿 m3。虽然很多氯碱企业配套了聚氯乙烯和盐酸生产线以利用副产氢气，但利用率仅在 60%左右，所以每年可剩余副产氢气 1.6 亿 m3（1.4 万 t），具有很大的原料氢应用潜力。
丙烷脱氢（PDH）是将丙烷经过催化反应脱氢制丙烯，同时副产氢气。据中国氢能联盟统计，2019 年国内 PDH 总产能已达 6085 kt/a。
目前，中国的PDH 项目投产共 8 个，在建 5 个，另规划有多个 PDH 项目，其中 4 个有确切投产年份规划，预计至 2023 年，PDH 项目将副产氢气约 41 亿 m3（37 万 t），可支持燃料电池发电约 57 亿 kWh。
焦炉煤气是煤在炼焦炉内干馏过程中产生的一种可燃性气体，其中含有大量氢气。中国是全球最大的焦炭生产国，每 t 焦炭可产生焦炉煤气约 350~450 m3，2019 年全国焦炭产量为 4.7 亿 t，产生的焦炉煤气达 1645~2115 亿 m3。焦炉煤气除用于回炉助燃、火力发电、城市煤气等用途外，剩余部分可经纯化获取高纯氢气，其中氢含量约为 55%~60%。
从成本方面来看，根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019 年）》，综合考虑设备折旧、运维和公用工程消耗后，副产氢气纯化作为燃料电池原料氢气的纯化成本约为 0.3~0.6 元/kg，再将副产气体成本计入，则制氢成本为 10~16元/kg[22]。化石能源制氢价格最为低廉，工艺最为成熟，但其制备过程碳排放高。
电解水制氢的氢气品质最好，但成本也是最高的。根据万联证券 19 年 10 月发布的关于制氢终极方案的研究报告中提到，参考平均原料价格比较不同制氢工艺下的制氢成本：
煤制氢成本为 9-11 元/公斤，是当前国内成本最低的制氢路线（煤炭价格为 550 元/吨时）；
天然气制氢成本为 20-24 元（天然气价格为 3.5 元/立方米时）；
甲醇制氢成本为 23 元-25 元/公斤（甲醇价格为 3000 元 /吨时）；
电解水制氢成本为 40 元－50 元/公斤（电力价格为 0.6 元/kWh 时）。
工业副产氢平均成本为 12 元-18 元/公斤。
由此可见与其他制氢方式相比，工业副产氢纯化制氢方式的优势在于无化石原料参与且几乎不需额外资本投入，所获氢气在成本和减排方面均具有显著优势。
尽管从长期来看，电解水制氢是最清洁环保的方式。但考虑到目前电解水制氢用电结构中火电占比较大，依然面临碳排放问题。按照当前中国电力的平均碳强度计算，电解水制得 1 公斤氢气的碳排放为 35.84 千克，是化石能源重整制氢单位碳排放的 3-4 倍。
但现阶段，如果考虑“离网”电解制氢，风能与太阳能发电均有具有较大的波动性与间歇性，若电解水装置完全离网运行，其运行时间就完全取决于发电装置的运行状态。其运行时间仅为并网制氢的 1/5，因此造成制造费用较并网制氢高约 4 倍。
根据调研，目前国内 MW 级以上的风光耦合制氢示范性项目没有离网制氢，均为并网制氢。
因此，现阶段电解水制氢面临电价、设备成本过高等因素影响，发展尚不成熟，但随着技术的完善和推广应用，其成本有望快速下降，必然是未来制氢的发展趋势之一。但就短期来看，工业副产氢是未来 10—20 年过渡阶段最佳途径之一。
