当前，全球正面临严峻的能源挑战：一方面，对化石燃料的需求仍在上升；另一方面，气候变化危机比想象中更糟糕。因此，需要建立一个可持续的、能为社会和经济带来正面效益的能源结构。在已知的可循环解决方案中，氢无疑是最佳选择。不过，氢能经济的成熟仍需强大的资金支持和全社会的共同努力。
目前的制氢技术主要分为以化石燃料为基础的“浅绿色”技术，和以可再生能源为基础的“深绿色”技术。以空气产品公司为例，主要是以化石燃料为基础的“浅绿色”制氢技术，包括尾氢变压吸附法提纯、天然气裂解和煤气化。
尾氢变压吸附法提纯主要是将工业排放气体中的尾氢通过分子筛“分离”出来，成本较低且可控，利用这一工艺制出来的氢气纯度高，甚至可达到燃料氢的标准。中国的尾氢资源非常丰富，主要分布在长三角、珠三角、京津唐、山东半岛、山西、湖北等人口密度较大的地区。
天然气裂解也是安全可靠的制氢工艺。尽管中国目前城市管网天然气单价较贵，但按照这一价格标准制备出来的氢气，仍然比燃油更具经济性。实际上，天然气裂解制氢的成本会随着裂解装置能力的扩大而显著降低，而且气源供应可控，稳定性也比尾氢提纯好。
煤气化技术则是具有中国特点的生产工艺。众所周知，中国是个多煤少油的国家，而煤气化主要是将高硫煤、褐煤等磨成粉，然后在气化炉内进行高温高压气化以变成合成气，其主要成分是氢气和一氧化碳。不过，目前煤气化产生的合成气主要用于化工生产，完全用于制氢的几乎没有，究其原因无非是氢能需求量不够大、供需市场不稳定。
以上三种制氢技术都是奠定氢能市场的基础，从成本效益角度而言，煤气化相对最低；从供应稳定性出发，尾氢提纯相对欠缺。结合中国化工产业现状、天然气供应和煤化工产业分布等因素，在沿海地区可以优先考虑尾氢提纯和天然气裂解制氢，在中西部地区则可以结合煤气化进行氢能市场的开拓。
不过，着眼于低碳未来和可持续发展，最终目标还是从“浅绿色”向“深绿色”制氢技术过渡，即研究和使用可再生能源制氢工艺。
电解水、生物质等都是“深绿色”制氢技术中值得倡导的方案。电解水制氢对于分散式能源供应、减少能源在运输分配过程中的浪费，以及储能方面的优势十分明显；缺点是耗电量大、生产成本高，适用于太阳能、风能或水力资源充沛的地区。比如四川和湖北等地区，可考虑就近建立大型水电解和氢气液化装置，通过槽车运输液态氢。另有夜间电价便宜的沿海城市，可以采用小型水电解装置在夜间利用波谷电价制氢然后储存。
传统的氢能输配系统设计初衷是供工业客户使用，在炼油厂和化工厂现场生产并通过管道、高压管车和钢瓶运输到工业客户手中，但这不能契合小容量用户如加氢站的需求。因此，面向加氢站的供应链和普通工业用户必须区别对待。
以空气产品公司的技术产品为例，其中超高压氢气运输管车输送压力可以提升到520巴(约合520公斤力)，且配备了自动控制阀门，在和加氢站控制系统对接后，氢气将直接进入加氢机进行加氢。在应对35兆帕的H35系列加氢站时，不再需要压缩机和氢气储存系统；而应对70兆帕的H70系列加氢站时，则只需要一个小型压缩机将氢气压力提高到930巴即可。这样的整合设计方式，使得加氢站设计和建设更加模块化，适用于加油站改造增加加氢工位和场地较为紧张的情况。
液氢也为氢气输配提供了一个高效的途径。虽然液氢生产中耗电较大，但其运输成本却可以大幅降低，一个液氢槽车的运输能力相当于15辆传统氢气管束车。另据研究，采用液氢，仅加注口成本就能比气态氢气低30%左右。此外，如果有了液氢装置，氢气储存将变得更为便捷，供应的稳定性也将增强。
与此同时，氢的生产运输以及加氢站的运营管理和维护，都需要严格而仔细的考核，并且需要切合实际的规范标准来督管。氢气加注需要涉及疲劳寿命、泄漏报警、温度和压力控制等多个方面，氢气在加注过程中温度会急剧增加，加注系统和车辆之间的通讯协议对于保证车辆安全和氢气的加注质量非常重要。
在实验中将氢气加注到容器中和建立商用加氢站并保证安全性，是两个完全不同的概念。空气产品公司一直不断完善整体设计体系，致力于提升加氢站的本质安全等级，目前采用的加注程序可以保证实际加注的氢气质量为理论加注最大质量的99%，而且不会过量充装造成危险。
（作者系空气产品公司中国区副总裁及东区总经理）