氢能作为洁净能源利用是未来能源变革的重要组成部分。

随着工业化进程的加速，能源需求日益增长，由化石燃料为主体的能源结构带来CO2排放总量的快速上升。

利用可再生能源制氢，不仅可以解决一部分“弃风弃光”问题，还可为燃料电池提供氢源，为工业领域提供绿色燃料，或将实现由化石能源到可再生能源的过渡，可以说氢能或是未来能源革命的颠覆性方向。

氢气需求量大，应用领域广泛。

根据中国氢能联盟预测，在2060年碳中和目标下，到2030年，我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%。

到2060年，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%，可再生能源制氢产量约为1亿吨。

氢能既可以用作燃料电池发电，应用于汽车、火车、船舶和航空等领域，也可以单独作为燃料气体或化工原料进入生产，同时还可以在天然气管道中掺氢燃烧，应用于建筑供暖等。

其中，2060年用氢需求中，工业领域用氢依旧占全国氢能源应用领域的主导地位，约为7794万吨，占氢总需求量60％；交通运输领域用氢约为4051万吨，占总需求的31％；建筑领域和电力领域用氢相对较少，总占比约为9％。

可再生能源制氢成我国制氢主要发展方向。

《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》将清洁低碳作为氢能发展的基本原则，提出构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，将发展重点放在可再生能源制氢，并提出严格控制化石能源制氢。可再生能源制氢结合氢燃料电池，可以调节电网负荷和储能，能够大幅提高可再生能源发电并网比例，减少弃水、弃风、弃光。

国内的可再生能源制氢项目正如火如荼地建设中。

据《2022中国电解水制氢产业蓝皮书》，中国已有超过百个在建和规划中的电解水制氢项目，涵盖了石油、化工、钢铁和交通等多个领域。

在2020年之前，大型电解水制氢设备在大工业领域几乎没有涉及；2020年以后，双碳目标的提出极大推动了电解水制氢项日在工业领域的应用。

近两年以来，中国能建、国家电网、三峡集团、北京能源、深圳能源等央企、国企纷纷布局绿氢项目。

源在锡林郭勒盟多伦县投建的风光储氢制绿氨项目，建成后预计每日可利用电解水制氢300吨。

我国氢源短期仍以化石燃料制氢及工业副产氢为主

绿氢占比低，化石能源制氢为当前主流。

截至2021年12月，中国已是世界上最大的制氢国，初步评估现有工业制氢产能为2500万吨/年，主要来源于化石能源制氢（煤制氢、天然气制氢）；其中，煤制氢占我国氢能产量的62%，天然气制氢占比19%，而电解水制氢受制于技术和高成本，占比仅1%。

从全球2020年的制氢结构来看，化石能源也是最主要的制氢方式，其中天然气制氢占比59%，煤制氢占比19%。

未来我国可再生能源制氢占比将大幅度提高。

从我国制氢结构来看，化石燃料重整配合CCUS技术可作为我国制氢结构转型的重要过渡，工业副产制氢可作为就近供氢的补充来源，电解水制氢将成为我国未来制氢的主要手段。根据中国氢能联盟预测，可再生能源电解水制氢占比将在2050年提升至70%。

短期内煤制氢仍会是我国制氢主流技术

受资源禀赋、成本等约束，煤炭制氢在未来一段时期内仍是我国氢气的主要来源。受“富煤贫油少气”的国情制约，国内氢气制取结构与全球存在很大不同。

2020年，我国天然气产量为13810万吨，进口量达到10166万吨，国内因缺乏天然气资源，大部分都依赖进口，因此天然气制氢份额并不高。而我国的煤炭资源相当丰富，煤化工产业发展较为成熟，煤制氢的产量较大且分布较广。

根据曹军文等发表的《中国制氢技术的发展现状》，以煤为原料制氢气的方法主要有两种：

一是煤气化制氢。煤气化是指在高温常压或高温高压下，煤与水蒸气或氧气（空气）反应转化为以氢气和CO为主的合成气，再将CO经水气变换反应得到氢气和CO2的过程。煤气化制氢工艺成熟，目前已实现大规模工业化。传统煤制氢采用固定床、流化床、气流床等工艺，碳排放较高。

二是煤超临界水气化制氢。超临界水气化过程是在水的临界点以上（温度大于647K，压力大于22MPa）进行煤的气化，主要包括造气、水气变换、甲烷化三个变换过程。可以有效、清洁地将煤转换为H2和纯二氧化碳。煤的超临界水气化是新型煤制气工艺。

2022年8月南控集团属下景隆公司与新锦盛源公司签约开展煤炭超临界水气化制氢项目合作。

煤制氢产能适应性强。

根据《中国氢能产业发展报告2020》，煤制氢产能可以根据氢气消耗量的不同，通过设置氢气提纯规模以此灵活调整产能，在燃料电池汽车产业发展初期对制氢企业的运营影响较小。

例如一台投煤量2000吨/天的煤气化炉，只需把其2%~3%的负荷用作提纯制氢，就可提供1560~2340kg/天的氢气，按照车辆氢耗0.07kg/km、日均行驶200km计算，可满足111~167辆氢燃料电池公交车的用氢需求。

从成本来看，煤气化制氢具有明显优势。

根据清华大学张家港氢能与先进锂电技术联合研究中心测算，从全生命周期的角度看，在不考虑碳价的情况下，当前煤气化制氢的成本最低，在无CCS（碳捕捉和储存）技术的情况下每公斤氢气制取成本为11元，在结合CCS技术的情形下每公斤氢气制取成本为20元；而PEM（质子交换膜水电解）、AWE（碱性水电解）等技术制氢成本相对较高。

煤气化制氢价格受煤价波动。原料成本是煤制氢成本的重要一环，在煤价在200~1000元/吨的范围内，制氢成本在6.77至12.14元/kg之间。

煤气化制氢碳排放强度高，面临碳成本压力和环保约束。煤制氢技术的碳足迹远高于天然气制氢、电解水制氢等其他主要制氢技术。

中国标准化研究院资环分院分析了从制氢原料获取、运输到氢气生产全过程中的温室气体排放情况，其中煤气化制氢每生产一公斤H2的碳排放水平为19.94kgCO2~29.01kgCO2，相当于天然气重整制氢碳排放水平的两倍（10.86kgCO2~12.49kgCO2）。

在全球开启碳市场的背景下，煤气化制氢成本优势恐难持续，据IEA预计，在考虑碳价的情况下，煤制氢的成本优势将逐渐消失，到2030年、2050年不结合CCUS技术的煤制氢将成为成本最昂贵的制氢方式。

 结合CCUS技术的煤制氢仍具有一定发展优势

CCS/CCUS技术是实现低碳煤制氢的重要手段。其中CCS技术从空气中捕集CO2并以防止其重新进入大气的方式进行封存的过程。但 CCS 技术的技术体系还不完善且工程规模比较庞大，需要高额的投资成本和运营成本并产生额外能耗，因此结合我国国情，示范项目在 CCS原有环节的基础上增加了CO2利用的环节，即CCUS技术（碳捕集和封存利用）。

结合CCS/CCUS 技术，煤炭制氢碳足迹显著下降。

根据北京理工大学能源与环境政策研究中心测算，未结合CCS技术的煤炭制氢碳足迹高达 22.65 kg CO2e/kg H2，结合 CCS技术后，煤炭制氢的生命周期碳足迹显著下降，为 10.59 kg CO2e /kg H2，降幅达 53.3%。

张贤等人从全流程评估煤制氢和煤制氢CCUS技术改造的碳足迹；结果表明，采用CCUS技术捕集制氢环节90%的CO2排放后，煤制氢CCUS技术改造的全流程碳足迹从22.02 kg CO2e/kg H2降至4.27kg CO2e/kg H2，降幅达80.61%。

在现有技术条件下，安装CCUS相关装置将产生较大的额外成本。

煤制氢与CCUS技术耦合当前还是一项新兴技术，缺乏产业规划支持，尚处技术验证阶段。根据IEA针对我国煤制氢的评估结果显示：在煤制氢生产中加入CCUS技术预计将导致项目资本支出和燃料成本增加5%，运营成本增加130%。

根据张贤等《中国煤制氢CCUS技术改造的碳足迹评估》， CCUS技术的最重要贡献在于减少碳排放，但我国目前碳市场建设仍不完善，相关企业在投资大量费用在CCUS项目后却无法实现减排收益，严重影响企业开展 CCUS 示范项目的积极性。在没有CCUS辅助的前提下，煤气化制氢项目将面临较大环保审批压力。

CCUS技术降本在即，有望大规模应用于煤制氢领域。

尽管配备CCUS技术会提高煤制氢成本，但中期内配备CCUS技术的煤制氢仍可能是清洁氢气生产中最经济的选择,其原因在于中国的煤炭产业基础设施完备且其余制氢方式降本仍需较长时间。

CCUS技术的进步将进一步降低成本，使得煤制氢+脱碳综合工艺所制得的氢能成本得到一定程度下降。

根据米剑锋等《中国 CCUS 技术发展趋势分析》中对CCUS技术的发展趋势和目标的预测，2025年CO2捕集成本为0.15-0.4元/kg，2035年CO2捕集成本下降到0.12-0.28元/kg。

按照煤制氢每产生1kg H2伴生约19kg CO2计算，2025年结合CCUS技术的氢气制取成本将增加2.85-7.6元/kg，在2035年，成本将增加2.28-5.32元/kg。

因此，未来叠加CCUS技术的煤制氢成本或将持续下降，综合成本在2025/2030年分别达到约16.3元/kg和14.8元/kg（取2025、2030年CCUS氢气制取成本平均值）。