“氢能这把火被点起来了！”在中国工程院院士彭苏萍看来，从某种意义上说，这把火正是源自煤炭行业，“近10年，我国新建了一大批煤化工项目，随着产能过剩问题凸显，行业也逐渐提出下游制氢的发展思路。氢能开始与传统能源高度融合，作为化石能源转型过程中的一条产业链。”

      凭借富集原料、低廉成本及成熟技术，煤炭行业制氢独具优势，成为当前最有效的供氢主体之一。但同时，由于生产过程排放大量二氧化碳，煤制氢仍存在“致命”弱点，因此被视为不完全清洁的“灰氢”。相比可再生能源制备的“绿氢”，其经济性虽占优势，清洁化程度却远逊于前者。

如何破解？近日在中国煤炭加工利用协会主办的“首届中国煤制氢与氢能产业大会”上，记者有机会对此展开采访。

      现阶段氢源结构“以煤为主”

       中国所用的氢气，目前主要来自化石能源，氢源结构呈现“以煤为主”的特点。国家发改委能源研究所助理研究员符冠云表示，在全球范围的氢源中，煤制氢比重平均占到18%左右，该数字在日本仅为6%，在我国大约62%。“根据现状评估，煤制氢是最可靠、最廉价的氢气供应方式。”

       就制氢潜力而言，彭苏萍介绍，按照中国煤炭资源保有量1.95万亿吨计算，假设10%用于煤气化制氢，氢能潜力约为243.8亿吨。对比天然气、电解水（按“三弃”电量来计）制氢潜力，后两者分别估算为5.01亿吨、179.82万吨左右。而目前，在潜能远未完全发挥的情况下，中国已经是世界第一大制氢国。据中国氢能联盟统计，现有制氢产能约为2500万吨/年。

除了煤气化直接制氢，若将煤焦化得到的工业副产氢也算在内，石油和化学工业规划院能源化工处副总工程师韩红梅表示，现有产能已能满足氢源需求。“一个规模200万吨/年的焦化厂，用5%的外送焦炉气加工成氢能，就可满足100辆出租车、300辆公交大巴、100辆物流车的供应。”

       从成本看，煤制氢同样具备优势。根据煤种不同，规模化煤制氢成本已可控制在0.8元/立方米上下，有项目甚至低到0.4-0.5元/立方米。相比至少2元/立方米的天然气制氢，及成本更高的电解水制氢，前者经济性突出。

       以年产10亿标方氢气的项目为例，航天长征化学工程股份有限公司市场开发部部长杜国强给记者算了一笔细账：采用成熟的航天粉煤加压气化技术，基于煤价470元/吨、电价0.42元/度、新鲜水4元/吨的原材料价格，制氢成本仅为0.728元/立方米。

碳排放高尚未引起足够重视

       “氢风”袭来，巨大的市场潜力和发展前景吸引大型煤企纷纷加大对氢能板块的投入。记者发现，相比前期专注于技术开发，不少煤企的关注点也在不断扩大。

       兖矿集团水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心总工程师吴永国介绍，除了上游制氢，兖矿自主建设的首座加氢站于近期试运行，日加注能力可达500公斤。一个投资近4亿元的新能源研发创新中心也已提上日程，未来将用于氢能技术中试放大及运营示范。

       潞安集团氢能产业领导组对外合作部部长胡卓林透露，以制氢为基础，集团计划布局氢气储存设施、加氢站、建设氢燃料电池生产线等延伸业务，形成上下游一体化联合。其中，4-5座加氢站预计年内开工，电池生产线一期已完成可研和选址。

       “氢能产业呼声高、发展热，同时也要看到一个突出问题，煤炭作为高碳能源，煤制氢产生的温室气体排放量远大于天然气、可再生能源制氢，并未根本解决二氧化碳排放。但目前，提及和重视这一问题的地区、企业并不多。”彭苏萍作出提醒。

       韩红梅也指出，对比原料、成本优势，煤制氢在碳减排方面的表现恰恰相反。“按照制备1公斤氢气排放的二氧化碳量，我们划分了4个不同档，最低排放量小于5公斤、最高在25公斤左右。煤制氢只能在第三档，单位碳排放量约为22公斤。”

       这一现象也引起符冠云的注意。他认为，如果说当前，氢能更多作为工业原料进行使用，未来氢将成为理想的二次能源，低碳清洁是其重要属性。“在能源转型的视角下，除了资源禀赋、经济成本、能源效率，也要考虑氢源的环境效益。在全生命周期实现二氧化碳减排，是不可回避的问题。如何建立一个低碳、清洁的氢能供应体系，也是我们面临的重要挑战。”

清洁化发展需结合减碳技术

       坐拥诸多优势，煤制氢如何扬长避短？记者了解到，介于“灰氢”与“绿氢”之间，国际公认的另一类型是“蓝氢”，即运用二氧化碳捕集、封存（下称“CCS”）等技术，推动化石能源制氢实现碳中和。换言之，采用科学、合理的减碳技术，煤制氢才能真正走向清洁化。

       测算显示，当前我国CCS技术成本约为350-400元/吨，到2030、2050年，成本有望控制在210元/吨、150元/吨。根据中国氢能联盟研究，结合煤制氢路线单位氢气生成二氧化碳的平均比例，加入CCS的制氢成本增至15.85元/公斤左右。

       结合上述条件，彭苏萍指出，“煤制氢+CCS路线”的成本，目前与天然气制氢相当。但就2025-2030年的中期发展来看，煤制氢只有配合CCS技术，才可成为有效供氢主体。进一步放眼2030-2050年，我国能源结构将从以化石能源为主，转向以可再生能源为主的多元格局，低碳、低成本供氢体系随之成型。届时，可再生能源电解水制氢将成为主体氢源，“煤制氢+CCS”等其他路线，更多作为有效补充。

       在此基础上，符冠云认为，煤制氢近期发展仍可立足存量，满足大规模工业用氢需求。中长期来看，应按照“煤制氢+CCS路线”，并通过进一步技术开发，拓展二氧化碳利用渠道，降低成本、提升效率。

       此外，中国工程院院士倪维斗还提出，以煤气化为龙头的多联产技术思路。煤企不一定直接制氢，也可通过煤气化生成甲醇，再将其作为氢源进行输送。“甲醇实际是很好的载氢体，可作为能源直接消费，也可进一步生成氢气。除了减少碳排放，甲醇运输比直接送氢更便捷，能协助解决氢能储运难题，作为氢能经济的基础。”