◆从长远看，低碳排放的煤制氢和规模化的可再生能源制氢将成为我国的主要氢源。
◆对于煤炭企业，在具有氢能发展优势的地区，可布局发展工业副产气制氢，配套建设氢能储运系统，重点突破氢气纯化及在线检测技术；布局发展结合CCS的大规模煤制氢，探索开发废旧矿井二氧化碳封存技术。
近年来，氢能成为能源领域热点，许多地区、企业参与到氢能产业之中，其中包括不少煤炭企业。当前，中国氢能产业的发展状况如何？在氢能产业发展中有哪些需要注意的地方？在日前举行的首届中国煤制氢与氢能产业发展大会上，与会专家提出了自己的观点。
产业发展需加强顶层设计
当前氢能产业发展应从三方面着力：一是顶层设计，出台国家层面的产业发展规范；二是加强示范项目建设，以示范项目带动产业发展；三是加强安全法规标准体系建设
氢能具有零碳、高效、可储存、安全可靠等优势，可在交通、工业、建筑等多领域应用。氢能在我国能源生产和消费革命中亦扮演着重要角色。
“氢气是很好的能源载体，有助于实现跨能源耦合，建设更灵活、安全、智慧的能源系统。”国家发展和改革委员会能源研究所助理研究员符冠云说。
世界主要发达国家均在大力发展氢能与燃料电池产业。日本将氢能视为能源转型的重要战略支点，其氢燃料电池汽车与发电装置已推向市场，关键技术开发及产业装备制造较为成熟。美国已有比较完备的氢能产业政策及发展路线图，加州等地区已初步建成基础设施网络。欧洲正在加快氢能产业的商业化进程。
近年来，我国氢能产业发展不断提速，投入强度显著提升，加氢站数量增加，取得关键技术突破，装备国产化进程加快，地方政策相继出台，区域骨干供给网络初显。
但与发达国家相比，我国还处于产业化探索期。以加氢站的建设情况为例。目前，我国已建成的加氢站有25座，而日本、德国和美国的数据分别为100座、60座和42座。
另外，我国氢能产业发展还存在缺少系统性的发展战略，关键技术与成本急需突破，产业管理与监督体系尚未构建等问题。
对于当前中国氢能产业发展，中国工程院院士、中国工程院能源与矿业工程学部主任彭苏萍表示应从三方面着力：一是顶层设计，出台国家层面的产业发展规范；二是加强示范项目建设，以示范项目带动产业发展；三是加强安全法规标准体系建设。
中国煤炭加工利用协会理事长张绍强也认为，当前我国氢能产业刚起步，许多关键技术还不掌握，在基础设施布局等方面均需加强顶层设计，避免重复建设。
虽然当前许多地区、企业投资氢能产业的热情很高，但作为新兴产业，一些专家认为，氢能产业可能至少还需要10年才能发展成熟，对于希望近期就能获得收益的企业，在投资时需更谨慎。
结合产业优势发展氢能
就全球而言，氢的最大来源是天然气，占比约48%；日本最主要的来源为电解水制氢，占比为63%；我国氢最主要的来源为煤，占比为62%
目前，我国煤气化制氢、天然气制氢、工业副产气制氢和碱性电解水制氢在技术上均已比较成熟。
利用滞纳的可再生能源电解水制氢，既可促进可再生能源消纳、发展，又没有碳排放，前景光明。
然而，一些现实的问题不得不考虑。我国存在可再生能源滞纳问题的多为西部地区，而西部地区缺水，远离氢的消费地，氢气制造出来之后的运输、储存都比较困难。
电解水制氢没有碳排放，但却是当下成本最高的制氢方式。目前，我国电解水制氢所占比重不到1%。而这不到1%的生存空间则来源于电解水制氢的独特性。苏州竞立制氢设备有限公司总经理助理董太明介绍，以电解水方式得到的氢气最纯、质量最高，可用于食用油、高端玻璃等领域。
而另一方面，我国又存在大量现成的廉价氢气来源。据测算，2018年，我国焦炭产量4.38亿吨，产生焦炉气约2010亿立方米，其中可供综合利用的氢气约1000亿立方米；兰炭产量约4000万吨，产生可供综合利用的氢气约50亿立方米。
“这些都是现成廉价的氢气来源。”张绍强说。这基本上已足够满足我国当前的氢气需求。
整体而言，“当前，我国氢源结构呈‘以煤为主’的特点。”符冠云介绍，就全球而言，氢的最主要来源是天然气，占比约48%；日本最主要的来源为电解水制氢，占比为63%；我国氢最主要的来源为煤，占比为62%。这与我国以煤为主的能源结构一致。
对于未来我国氢能产业发展，《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》认为，在氢能产业发展初期（2020年至2025年左右），氢气年均需求量约2200万吨，工业副产气制氢因成本较低，接近消费市场，将成为有效供氢主体；在氢能产业发展中期（2030年左右），氢气年均需求约3500万吨，煤制氢配合二氧化碳捕获封存（CCS）技术，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体；在氢能产业发展远期，氢气年均需求约6000万吨，可再生能源电解氢将成为供氢主体，煤制氢配合CCS技术将成为有效补充。
“从长远看，低碳排放的煤制氢和规模化的可再生能源制氢将成为我国的主要氢源。”山东兖矿集团水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心有限公司总工程师吴永国说。
针对煤炭企业发展氢能产业，吴永国建议，在具有氢能发展优势的地区，可布局发展工业副产气制氢，做好发展初期的氢气供应。同时，根据市场需求，配套建设氢能储运系统，重点突破氢气纯化及在线检测技术。布局发展结合CCS技术的大规模煤制氢，探索开发废旧矿井二氧化碳封存技术。在布局可再生能源电解水制氢时，则可以结合煤炭沉陷区治理需求，如通过渔光风一体化生态治理，实现区域电解水制氢及电网平衡。
煤炭企业探索布局氢能产业
在技术、工业设施等方面，煤炭企业已有一定基础，目前他们通过合作，积累技术和人才，加强基础设施建设
目前已有不少煤炭企业在布局发展氢能产业。会上，兖矿集团和山西潞安矿业集团介绍了他们在氢能产业发展上的探索。
在技术、工业设施等方面，兖矿集团已有一定基础。
吴永国介绍，兖矿集团拥有先进的煤气化制氢技术。他们与华东理工大学共有多项先进的大型煤气化技术，合作研发的世界最大单台4000吨气化炉预计下半年投产。同时，兖矿集团还拥有煤炭、工业副产气等多种氢源和相关基础配套设施。
在氢能产业发展上，兖矿集团已有一些探索。今年1月，兖矿集团参与发起成立山东氢能源与燃料电池产业联盟，为副理事长单位。
同时，兖矿集团还加大技术和人才积累力度。今年4月，兖矿集团与中国石油大学（华东）共同出资建设了石大兖矿新能源学院，搭建新能源人才培养及技术研发平台，共同研发先进氢能技术，突破技术瓶颈。同时，兖矿集团还规划约300亩地，投资近4亿元，打造了兖矿新能源研发创新中心，搭建氢能产业化技术中试示范平台，开展氢能技术中试放大及运营示范工作。
在基础设施建设方面，兖矿集团已建成了首座加氢站。6月29日，2辆氢燃料电池汽车分别从国宏小区和鑫琦花园发车开往兖矿集团国宏公司厂区，开始公司通勤班车试运行。兖矿集团35兆帕橇装加氢站同时开始运行。该加氢站日氢气加注能力为500千克，可给氢燃料电池汽车和物流车加注氢气，是兖矿集团建设的首座加氢站。
潞安集团也在布局发展氢能产业。
据了解，潞安集团的煤化工等产业会产生大量氢气，潜在的年氢气产能在10亿立方米左右。潞安集团正在做每小时2万立方米的高纯氢项目。目前，该项目的一期工程已完成可行性研究和选址工作。
另外，潞安集团与合作伙伴共同建设的燃料电池生产及系统项目，电堆寿命约1万小时，体积功率密度为2.12千瓦/升。潞安集团拟在山西综改示范区内分三期建设氢燃料电池生产线，一期规模为1000套/年，二期规模为5000套/年，三期建成总规模将达到2万套/年。目前，一期项目选址和可行性研究工作已完成。
在加氢站建设方面，潞安集团将与美国AP公司成立合资公司，布局建设30座至50座加氢站，在太原、长治规划建设4座至5座加氢站，预计今年年内开工。
在技术储备方面，潞安集团正与太原理工大学、山西大学等合作开展“低成本高效率氢燃料电池关键技术及工程示范”项目研究。
日本：一手抓用户，一手降成本
和中国一样，目前日本的加氢站、氢能热电联产装置等都还不能实现商业化运营
就世界范围而言，日本的氢能产业发展走在了前列。
日本能源环保国际促进会新能源技术顾问森丰介绍，日本把氢作为终极能源。今年3月，日本对氢能产业发展路线图进行了第三次修改，明确了各阶段具体发展目标。
目前日本已建有100座加氢站。根据日本氢能产业发展路线图，他们计划到2020年建设160座加氢站，到2030年建设约900座加氢站。
在日本，除了燃料汽车，氢的应用还很多，比如家用氢燃料电池热电联产系统。根据能量更多用于发电还是制热，目前日本市场上销售的家用燃料电池热电联产系统可分为S型和P型。
家用氢燃料电池热电联产系统本是为独栋住宅设计的，但目前在日本不少集中住宅公寓也慢慢普及。
“今年，我女儿买的公寓中就配有氢燃料电池热电联产装置，可见应用已经比较普遍了。”森丰说。
森丰介绍了一个用废塑料制取氢气实现燃料电池热电联产的应用案例。该项目位于日本昭和电工川崎工厂，在2020年前可享受国家补贴。该项目将回收的废塑料放入气化炉中气化，制取氢气。然后，将产生的氢气供给几公里外的酒店，通过安装在酒店的100千瓦级氢燃料电池发电和生产热水，供酒店使用。
但是整体而言，由于价格高昂，氢燃料电池热电联产装置的销量仍未大幅增长。和中国一样，目前日本的加氢站、氢能热电联产装置等都还不能实现商业化运营。
日本能源环保国际促进会会长竹川东明表示，日本的氢能产业发展需要解决两大问题，一个是抓住用户，一个是降低设备制造、氢气生产成本。这也成为日本氢能产业发展的方向。
针对抓住用户，森丰介绍，日本政府目前的做法是，暂时不管民众用不用，先把基础设施建起来，为下一步氢能产业商业化运营奠定基础。
另一方面，日本则将大力降成本，既包括加氢站的建设成本，也包括氢气制造成本。今年3月，日本在对氢能产业发展路线图进行修改时，也明确提出了各阶段的降成本目标。
