4月23日，工信部新闻发言人在国新办发布会上介绍当前新能源汽车总体发展方向时表示：下一步，工信部将进一步加大工作力度，联合有关部门开展示范运行，破解氢燃料电池汽车产业化、商业化难题，大力推进我国氢能及燃料电池汽车产业的创新发展。此举表明，我国氢能发展战略已纳入国家层面，将步入发展的快车道。
  　　在全球能源革命的浪潮中，氢能是最具运用前景和实用价值的清洁能源之一。随着燃料电池汽车逐步规模化、氢能源汽车技术的日渐成熟，不久的将来，人类将会迎接氢能时代的到来。有人预测，我国氢能源未来将形成10万亿元的产业规模。而在重多制氢方法中，煤制氢是技术最成熟、来源最便捷、成本最低廉的一种。其实，煤的最佳应用方式就是变成氢，煤制氢将会作为新能源的一个重头戏，这一点，越来越成为能源领域和煤化工行业的共识。
　　
我国氢能源市场前景广阔
    
　　  2018年2月11日，由国家能源集团牵头，国家电网公司等多家央企参与的跨学科、跨行业、跨部门的国家级产业联盟——中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟在北京宣告成立，表明我国氢能产业规模化、商业化拉开帷幕。
    与氢能发展更快的日本等发达国家相比，我国虽有一定的差距，但我国氢能产业已进入起跑阶段，产业布局已在路上。其实，2018年就已被业界称之为中国氢能产业爆发的元年。1月19日，湖北武汉出台氢能产业发展规划方案，要打造世界级新型氢能城市；4月16日，雄韬氢能产业园和华熵氢能产业园落户山西大同，助力大同建设“氢能之都”；4月28日，长三角“氢走廊”建设启动，立志打造世界独一无二的氢能与燃料电池汽车产业经济带；10月22日，江苏如皋氢能小镇、氢能产业园项目等6个氢能产业项目开工，成为氢能产业开拓者……氢能发展正呈蓬勃发展之势。
    实现大规模制氢需求迫切。就技术层而来讲，工业化制氢路线主要包括水电解制氢、煤炭气化制氢、天然气制氢、生物质气化制氢、可再生能源制氢等。那么，哪种制氢路径堪当大任？权威专家表示，从我国能源禀赋及能源利用现状等因素出发，煤炭气化制氢、可再生能源制氢前景广阔。其中，又以煤炭气化制氢最受青睐。
    按照国家制定的氢能发展愿景，2050年我国将迎来氢能时代，进入“氢能社会”，而时下离这一天的到来，剩下不过30年时间。这一美好愿景下，作为最具现实意义的氢能制取路径——煤气化制氢，将迎来广阔的发展空间。
     
氢能利用已纳入国家战略
   
    在今年的《政府工作报告》中，我国政府首次明确指出了要推进充电、加氢等设施建设。国家财政部、工信部、科技部、国家发改委于3月底联合发布的《关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策》，提出了过渡期后不再对新能源汽车给予购置补贴，转为用于支持充电（加氢）基础设施“短板”建设和配套运营服务等方面。氢能与燃料电池产业被列入上述《征求意见稿》。
    政府推进加氢站建设的决心已经很明确，相信目前困扰企业的审批难题不久后都会得到解决。除了政策利好，目前高压氢的“身份”正从危化品向能源转化，也将“助跑”加氢站建设。把高压氢作为危险化学品管理是氢燃料电池汽车不能产业化发展的根本原因。什么时候高压氢能被作为一种能源，而不是危险化学品进行管理，才能解决氢燃料电池汽车的产业化问题，满足氢燃料电池汽车的发展。
    我国目前把氢作为危化品管理的管理方式制约了氢能的利用，而发达国家把氢作为能源管理，创制了科学安全的氢加注站建设和车载氢罐技术标准及检测体系，有力推动了燃料电池汽车商业化。
    中国汽车工程学会牵头编制的《节能与新能源汽车路线》显示，到2020年，我国将建成100座加氢站；到2030年，这一数字将增至1000座。
    有关机构发布的《2018—2024年中国加氢站市场现状分析及投资前景研究报告》中也指出，根据“中国制造2025”对燃料电池汽车产业发展规划，2025年的目标是“实现加氢站等配套基础设施的完善”。其预计2025年后国内燃料电池汽车产业将进入快速发展阶段，到2030年国内燃料电池汽车年销量规模可达百万辆以上，届时配套的加氢站数量将超4500座，对应的加氢站投资规模将达800亿元，相关设备投资规模也将达500亿元。
　　
煤制氢具有明显的比较优势
   
　　  煤制氢的发展空间显而易见。工业制氢的路径有不少，但相比高额的电解水制氢，煤气化制氢成本低廉；相比天然气制氢，我国“富煤、缺气”，以及天然气不提倡转化等现状，又让煤炭占据资源优势。加上清洁化利用也是煤炭行业的发展方向所在，待燃料电池汽车真正实现规模应用，煤制氢的地位将进一步显现出来，甚至占据更为重要的地位。
    当前我国“富煤贫油少气”的资源禀赋仍未改变，天然气对外依存度已高达30%，核能、可再生能源等仍处于发展当中，体量较小，尚不足以支撑我国经济发展的巨大能源需求。所以，从能源安全、经济发展稳定及绿色环保的现实角度考虑，做好煤炭的清洁化利用至关重要。而煤制氢恰是煤炭清洁利用问题的极佳突破口。
    近期，人民网等主要媒体纷纷刊文指出，“氢有望成为我国能源战略的重要部分”“中国将统筹推进氢能产业高质量发展”。还有媒体预测，未来氢能将占我国终端能源消费的10%。
    从我国能源发展的大局来看，煤制氢是最为理想的选择。从煤制氢自身出发，抓住了制氢经济性这一“任都二脉”，煤制氢的优势进一步明显出来。
    在几种制氢路径中，煤制氢最具经济性。这主要表现在三个方面：一是原料的丰富性。“富煤”是我国的资源禀赋，作为煤炭资源大国，煤炭在一次能源占比达60%，丰富易得。二是成本相对低廉。煤炭相比天然气等能源具有明显的价格优势，天然气制氢成本约为2元/立方米，而煤炭制氢的成本在0.8元/立方米左右，可节约成本近20%。三是技术较为成熟。清洁煤化工过程第一步产生的就是氢气，我国煤制氢技术自上世纪八九十年代就已开始规模化运用。这些年来，茂名石化、齐鲁石化、神华等石油炼化和煤化工行业龙头企业出于自身需要，争相布局煤制氢产业，推动了我国煤制氢技术的发展。从制备设备来看，我国在一氧化碳转换、氢气分离提纯、大规模空分等关键技术上实现了国产化。可以说，我国的煤制氢技术已相当成熟，且产量高，每年煤制氢产量已高达千万吨级，已经实现了产业化和规模化应用，其他制氢工艺路线则根本无法相提并论。
    近年来，随着环保要求的提高，油品质量升级步伐的加快，煤制氢开始被炼油厂广泛应用，制氢开始走入人们的视野，进入百姓的生活。而随着氢燃料电池汽车火热起来，煤制氢作为主要制氢路径之一，也逐渐为外界所熟知。不久前相关专业机构发布的《中国煤制氢年度报告2018》数据表明：2010年至今，全国新建大型炼厂煤、石油焦制氢项目6套，煤制氢的总规模约为80.5万标准立方米/小时。目前，还有15个拟在建炼化一体化项目，其中11个确定采用煤气化制氢工艺。
　　
我国煤制氢技术日趋成熟
 
　　  煤气化制氢无疑是制氢产业化的首选路径。传统煤气化制氢工艺虽然较为成熟，但其投资成本大、需用纯氧、气体分离成本高、产氢效率偏低、CO2排放量大。降低煤气化制氢工艺CO2排放的关键在于提高过程热效率，避免复杂的气体分离过程。因此，探索更为高效环保的煤制氢技术，成为业界的努力方向。令人欣慰的是，我国不少企业正在积极探索，并已取得了一系列成果，使我国煤制氢技术更加成熟和先进。
　　  山西煤炭化学研究所在前期研究的基础上，提出添加碱金属催化剂来促进Fe2O3与煤的直接反应速率。他们通过添加Al2O3，一方面作为惰性组分防止氧化铁的烧结，另一方面与FeO反应生成铁铝氧载体，释放反应热为燃料反应器提供部分热量。模拟结果表明，采用该技术过程各反应器都能实现自热，制氢热效率可达75%，生成的铁铝氧载体则能被空气氧化回到初始相态，实现氧循环。
　  　2016年12月25日，西安交通大学首个重大科研成果产业化项目——“煤炭超临界水气化制氢发电多联产技术”产业化工作正式启动。经过20年攻关，西安交大研究团队研发的这项技术，提出了一种煤炭在超临界水中完全吸热-还原制氢的新气化原理。它利用温度和压力达到或高于水的临界点时水的特殊物理化学性质，将煤中的碳、氢、氧元素气化转化为氢气和二氧化碳，同时热化学分解了部分超临界水制取氢气，将煤炭化学能直接高效转化为氢能。气化过程中煤所含的氮、硫和金属元素及各种无机矿物质和灰分，由于不被氧化，会在反应器内随着气化而逐步净化沉积于底部，以灰渣的形式排出反应器，从源头上根除了二氧化硫、氮氧化物等气体污染物和PM2.5等粉尘颗粒物的生成和排放。与传统“一把火烧煤”相比，该技术发电和制氢的效率显著提高，大型化后的一次性投资和运行成本则显著降低。气化产物可发电、供热、供蒸汽，还可生产高附加值化工产品，实现了煤炭能源的高效、洁净、无污染转化和利用。
  　　西安交通大学提出了一种煤炭在超临界水中完全吸热一还原制氢的新气化原理，被称为“超临界水蒸煤”，具有完全自主知识产权。该技术适用于无烟煤、烟煤、褐煤、兰炭等不同的煤种，碳转化效率可达96%～99%。据测算，该技术实现大型工业化后，每标准立方米氢气成本不到0.58元，比常规煤气化制氢低0.05元。陕西中核交大超洁能源技术有限公司正在运用西安交大技术成果知识产权及相关技术，初期筹资10亿元进行技术产业化的工程示范。据了解，项目产业化公司三年内力争完成该技术首个产业化示范项目的建设和运行，加速推动该技术在煤炭高效清洁利用、环境保护等方面的推广应用。目前已确定先将50MW发电及热电联产机组、燃煤工业供热蒸汽锅炉替代产品等作为工程示范的切入点。
　　
国内煤制氢产业化正蓬勃兴起
   
　　  在国家政策的大力支持下，国内氢能产业发展步伐明显加快，多地表现出强烈的发展积极性。随着市场需求的不断增长，国家一系列利好政策的陆续出台，我国煤制氢正呈蓬勃发展之势，一些骨干项目投运后运行稳定，效益良好，起到了良好的示范和带动作用。
  　　2019年1月31日，中国石化镇海炼化公司采用SE水煤浆气化技术制氢项目，煤焦制氢装置全流程一次打通，并成功产出合格产品。该项目每小时可产氢气12万立方米，批复投资15亿元，由中国石化宁波工程公司总承包。装置核心部分水煤浆气化单元采用由中国石化与华东理工大学合作开发技术，为国产化首次工业应用。截至2月14日，镇海炼化新建煤焦制氢装置已连续运行超过15天，目前供氢稳定。2月20日，镇海炼化煤焦制氢装置1号汽化炉投料成功，产出合格氢气并入管网，正式开启双炉运行模式。
  　　茂名石化采用美国GE公司水煤浆气化技术，装置规模为20万m3/h，2014年3月投产，以煤、炼厂副产的高硫石油焦和纯氧为主要原料，每小时可生产出20万立方米、纯度为97.5%以上、4.8兆帕的工业氢气。美国GE公司水煤浆气化技术，合成气净化单元耐硫变换及甲烷化采用中国石化自主技术，酸性气体脱除采用德国Lurgi低温甲醇洗技术等先进的工艺技术。
　　  神华集团已经建成的世界上第一套百万吨级煤炭直接液化示范工厂，采用两套荷兰壳牌(Shell)公司的SCGP粉煤加压气化工艺，为煤液化、加氢稳定、加氢改质等装置提供氢气原料，单套日产氢能力为313吨，氢气纯度为99.5%(mole)。
　  　荆门英德气体有限公司（中国荆门）采用盈德煤制氢技术，设计规模5.3万m3/h，2019年1月，在荆门盈德煤制氢综合利用项目上，七大核心装置之一的锅炉已经点火，部分装置已陆续试车。盈德2019年4月底可向荆门石化正式供氢，将为荆门石化千万吨扩能改造加码提速。荆门盈德煤制氢综合利用项目总投资40亿元，由全国最大的气体公司盈德气体集团投资建设。该项目是荆门石化油品质量升级工程的配套工程，属省级重点项目。
　　  恒力石化采用华东理工大学开发的多喷嘴对置式水煤浆气化技术，50万m3/h，该项目为2000万吨炼化一体化项目，项目建设73万m3/h PSA装置，50万m3/h煤制氢装置。2018年底投产。
  　　截至目前，我国已有21个规模化煤制氢项目或已投入商业营运，或正在紧张建设之中。
　　
发展煤制氢需解决的几个问题
   
  　　煤制氢要在未来的氢能市场上堪当大任，还需解决一系列瓶颈问题。
  　　其一，需破解储运环节的制约。我国氢能基础设施建设，尤其是加氢站建设进展极为缓慢，已经严重影响了国内燃料电池汽车的发展。就目前的现状而言，煤制氢现多为本企业或本地化使用，无需长距离输送。但未来如用在燃料电池上，制氢与用氢可能不再是同一地点，多了加氢站这一中间环节，储运要求随之而来。一方面，由于燃料电池汽车尚未大规模投运，相关配套设施也不完善，参与氢气储运的企业较少，远未达到产业化水平。另一方面，煤制氢的储运技术、设备能否满足要求还需实践检验。比如采用管道还是车运合适、设备成本由谁承担、安全性如何等。这些不确定因素或导致煤制氢储运还有很长的路要走，有关方面需提前谋划，及早探索。
  　　其二，需解决全产业链成本问题。煤制氢在成本方面虽有优势，但储运费用较高，煤制氢的实际使用反而更贵。当前我国需要大力发展液氢储运技术，提早为氢燃料电池在交通领域的更大规模应用布局。我国因储运成本远高于国际平均水平，储运环节也限制了煤制氢的进一步发展。以运输环节为例，管道运送成本虽低，但对设施的要求却极高，建设、运行等投资数额较大。瓶装车运氢运量受限、成本偏高，且在氢气瓶本身的生产中，部分核心材料仍依赖进口，增加了成本负担。国际上已有液氢长距离交易的成功案例。因为自身资源匮乏，日本的氢气进口量一直占全球首位。日本通常采用运输船大规模从澳大利亚进口氢气，低温液氢船就是常用的运输方式之一，目前其已从2000m3的示范向20万m3的超大规模运输船方向发展。
　　  其三，需理顺审批单位归属不明确问题。我国目前尚缺乏涉及制氢产业链条上加氢站这一关键环节的统一标准，成为阻碍加氢站发展的一大难题。例如企业想要拿到加氢站的一纸批复，目前情况下即使有各地政府的积极支持，企业仍需闯过重重关卡。审批手续复杂，没有固定的主管部门，具体操作起来十分麻烦。我国目前可以投入使用的加氢站仅有10余座，为数不多的加氢站已经难以跟上氢燃料电池汽车的快速发展步伐，急需加强氢能源基础设施尤其是加氢站的建设，理顺整个氢燃料电池汽车产业生态链，以此推动我国氢燃料电池汽车产业健康、快速发展。
　　  其四，需重点关注煤制氢过程的环保难题。煤制氢一方面生产最清洁的氢能源，但另一方面又面临生产过程中排放二氧化碳过多的问题，成两难选择。全球减碳大势之下，煤制氢因碳排放量极高，如果不及时解决好碳排放问题，未来很有可能使用受限，影响这一产业的可持续发展。例如炼厂采用煤制氢路线，建设10万立方米/小时的制氢规模，年排放二氧化碳就达90万吨左右。如浙江石化计划建设的4000万吨炼化一体化项目二期，就在环评中被明确要求，制氢方案不得以煤为原料。解决这一问题的关键，在于二氧化碳利用技术的突破和碳捕技术在煤制氢领域的广泛运用。