综述：基于化石燃料的制氢技术综合评述：技术整合、环境可持续性与经济可行性

这篇综述深入探讨了化石燃料制氢（H2）技术的现状与未来，重点分析了蒸汽甲烷重整（SMR）、碳捕集（CC）与可再生能源整合的协同路径。文章指出，尽管SMR+CC技术（成本2-4美元/kg H2，碳减排率85–95%）是目前最可行的过渡方案，但通过能源管理优化与可再生能源耦合可进一步提升能效、降低平准化氢成本（LCOH），为清洁能源转型提供关键支撑。

　　

化石燃料制氢方法

全球96%的氢（H₂）生产依赖化石燃料，其中天然气占比最高（48%）。蒸汽甲烷重整（SMR）因其技术成熟度（TRL 9-10）和成本优势（2-4美元/kg H₂）成为主导技术，但碳排放问题突出。相比之下，电解水制氢（TRL 9）成本高昂，生物质制氢（TRL 5-7）效率低下。煤制氢虽成本低廉（1.5-2.5美元/kg H₂），但碳排放强度高达18-20 kg CO₂/kg H₂，亟需碳捕集技术介入。

集成技术

将SMR与碳捕集（CC）结合可减少85–95%的碳排放，但能耗增加20–30%。创新方案如太阳能驱动电解水与SMR耦合，或利用绿氢合成氨（NH₃）捕集CO₂，可降低平准化成本（LCOH）10–15%。风能辅助的煤气化系统则能提升能源效率至60–65%，凸显混合系统的潜力。

可持续性评估

根据生命周期分析（LCA），SMR+CC的全球变暖潜能（GWP）为4–6 kg CO₂/kg H₂，显著低于传统SMR（10–12 kg CO₂/kg H₂）。酸雨潜势（AP）和富营养化潜势（EP）等指标显示，生物质气化对环境的影响最小，但技术成熟度限制了其规模化应用。

经济与政策

碳信用市场（碳价50–100美元/吨 CO₂）可提升CCUS的经济性。日本通过补贴政策将电解氢成本降至5美元/kg，而美国《通胀削减法案》为蓝氢（化石+CC）提供3美元/kg补贴，加速产业转型。

挑战与机遇

当前瓶颈包括CC技术的高能耗（占SMR总能耗30%）和储运基础设施不足。未来研究方向聚焦于高温电解槽开发、膜分离技术优化，以及利用人工智能（AI）实现能源系统动态调度，目标是将蓝氢成本压缩至1.5美元/kg以下。

结论

化石燃料制氢在能源过渡期不可替代，但必须通过CC与可再生能源深度整合实现低碳化。SMR+CC仍是近期最优解，而技术创新与政策协同将决定氢经济（H₂ Economy）的最终格局。