氢能被认为是最为清洁环保的燃料，其燃烧产物只产生能量和水。虽然氢能是清洁的可再生能源，在释放能量的过程中没有碳排放，但目前生产氢能的过程却并不是百分之百“零碳”。根据氢气制备的来源，通过化石燃料（例如石油、天然气、煤炭等）燃烧产生的氢气被称为“灰氢”，在生产过程中会有二氧化碳等排放。目前，市面上绝大多数氢气是灰氢，约占当今全球氢气产量的95％左右。

将天然气通过蒸汽甲烷重整或自热蒸汽重整制成的被称为“蓝氢”，虽然天然气也属于化石燃料，在生产蓝氢时也会产生温室气体，但由于使用了碳捕捉、利用与储存（CCUS）等先进技术，温室气体被捕获，减轻了对地球环境的影响，实现了低排放生产。

通过使用再生能源（例如太阳能、风能、核能等）制造的氢气被称为“绿氢”，例如通过可再生能源发电进行电解水制氢，在生产绿氢的过程中，完全没有碳排放。绿氢是氢能利用的理想形态，但受到目前技术及制造成本的限制，绿氢实现大规模应用还需要时间。

专家建议，对于煤企而言，不能一味追求产多少氢，还要关注氢从哪里来，“绿氢”才是可持续发展的方向，也是煤炭企业降低自身碳排放的重要途径。

开年以来，煤氢联动频繁。多家煤炭企业纷纷瞄准氢能，将其作为低碳转型、业务拓展的抓手，“氢”装上阵，煤炭企业前景如何？

从上游制氢向全产业链进军

开年以来，已有煤氢联动项目公开：

来自中国氢能联盟、中国氢能标准化技术委员会等不同机构的数据均显示，煤制氢目前仍是我国的主要氢源，产量占比超过60%。“煤企涉足氢能产业，最大优势在于制氢的原料富集、技术成熟，现阶段每公斤煤制氢成本仅为电解水制氢的1/4-1/5。”

国家能源集团总经理刘国跃提出，将在已有科研成果和发展基础上，把握氢能产业发展脉络，选择好技术路线，稳步开展工程科技示范，扎实稳妥布局项目。要推进新能源发电与电解水制氢耦合发展、新能源制氢与现代煤化工耦合发展、煤炭生产运输及辅助环节的氢基新能源替代，更好发挥氢能在传统化石能源和可再生能源、新能源的耦合作用。

除了上游环节，部分企业进一步向氢能全产业链延伸。国家能源集团如皋加氢站，是国内第一个行政审批完备、完全市场化开发的国际标准商业加氢站。1月24日，由其建设的河北省张家口市万全油氢电综合能源站正式启动，为冬奥会提供氢源保障。

地方煤企也在大胆尝试。在山西，全国最大的独立商品焦和炼焦煤生产商美锦能源，目前已在广东佛山、云浮，山西太原、晋中等地建成8座加氢站，去年共售出氢燃料汽车357辆。依托煤化工优势，山东能源集团积极布局制氢、储氢、用氢产业链，计划打造海陆风电、光伏、氢能“双千万、双园区”新能源产业集群。

煤氢联动：“灰氢”向“绿氢”转变

煤企制氢优势突出，短板却也十分明显。中国工程院院士衣宝廉表示：“氢能是零碳燃料，又是化石能源和可再生能源之间过渡和转换的桥梁。煤制氢技术较为成熟、成本较低，但同时将制氢产生的二氧化碳捕捉和封存，才能达到碳减排目的。”

北京低碳清洁能源研究院氢能研发负责人何广利称：“从全生命周期碳排放来看，煤制氢非但不占优势，由于生产过程排碳，反倒是首当其冲受到影响的产业。对于企业而言，不能一味追求产多少氢，还要关注氢从哪里来，低碳的氢源才是可持续发展方向，反过来也是煤化工企业降低自身碳排放的重要途径。”

基于氢能产业清洁低碳的发展初衷，煤制氢逐渐会被基于可再生能源的“绿氢”所替代。

我国首个大型示范项目——宁夏宝丰太阳能电解水制氢综合示范项目率先试水。据悉，该项目建成后预计年产2.4亿标方“绿氢”、1.2亿标方“绿氧”，氢气一方面将与宝丰现有煤化工装置有机结合，实现甲醇生产过程的降本增效和节能减排；另一方面，将配合银川市城市氢能源示范公交专线、宁东能源化工基地氢能源通勤大巴和新能源公交，以及企业同步氢能源通勤大巴、氢能源重卡、氢能源公交等方式。

“氢”装上阵：综合多方因素找准切入点

配套二氧化碳处理技术解决煤制氢碳排放的方式因成本偏高，规模化推广还需要政策支持。另一种减碳方式是“煤炭+新能源”。“利用可再生能源制氢替代‘灰氢’，在满足自用的基础上，企业可以考虑作为氢源供应单位，将盈余的‘绿氢’向外供给。随着可再生能源成本持续下降，经济性问题将逐步改善。”

景春梅坦言，诸多煤企集中在制氢环节发力，但考虑到碳减排约束，继续一味做大煤制氢，将自己定义成氢源供应商的思路不可取。“可再生能源制氢、耦合煤化工产业链，对工业副产氢进行提纯、去碳是可行的发展方向。”

除了“从哪里来”，还要关注“到哪里去”。景春梅提出，氢能产业链较长，覆盖上游制备、中游储运及下游的氢燃料电池、储能应用等。很多专做氢能的公司研发多年才能在某一细分领域有突破，煤炭企业若在技术、人才等方面不占优势，不建议贸然尝试。此外，多地纷纷发布氢能相关规划，一哄而上的苗头初现。煤企还要结合实际情况算好帐、布好局，避免重复建设、产能趋同。”