根据我国煤田地质调查结果，全国煤炭资源累计探明储量为2.01万亿吨，资源保有量为1.95万亿吨；如果将资源保有量的1%用于煤气化制氢，按照制氢煤耗8kg/kg氢气计，我国煤制氢潜力约为24.38亿吨。根据国土资源部《全国油气资源动态评价(2015)》统计数据显示，我国天然气（包括常规和非常规天然气） 地质资源量90.3万亿立方米，可采资源量为50.1万亿立方米，假如将可采资源量的1%用于天然气蒸汽重整制氢，按照制氢天然气消耗量5m3/kg氢气计，我国天然气制氢潜力约为1亿吨。2018年我国甲醇表观消费量为5460万吨，如果将其中的1%用于甲醇重整制氢，按照制氢甲醇消耗7.2kg甲醇/kg氢气计，我国甲醇制氢潜力约为7.58万吨/年。总体来看，我国煤炭、天然气（包括非常规天然气） 资源丰富，用以制氢其发展潜力巨大。
氢气既可作为化工原料和工业气体，又可作为能量载体，不同应用场合对氢气的纯度和杂质含量要求也不同。例如GB/T 3634.1-2006《氢气第1部分工业氢》对氢气的纯度要求为：优等品≥99.95%，一级品≥99.5%，合格品≥99%。GB/T 3634.2-2011《氢气第2部分纯氢、高纯氢和超纯氢》对氢气的纯度要求为：纯氢≥99.99%，高纯氢≥99.999%，超纯氢≥99.9999%。工业氢不能直接用作燃料电池氢能，必须进行分离、纯化，以进一步脱除其中的杂质、提高纯度。2019年7月1日我国正式实施GB/T 37244-2018《质子交换膜燃料电池汽车燃料氢气》标准，要求氢气纯度（摩尔分数） 达到99.97%，但对总硫、甲醛、甲酸、氨气、卤化物等杂质的要求非常苛刻，分别为0.004μmol/mol、 0.001μmol/mol、 0.2μmol/mol、0.1μmol/mol和0.5μmol/mol，这对开发具有经济性的工业化氢气提纯技术提出了更高的要求。
2.2 化石原料制氢经济性分析
根据行业相关氢气成本模型数据，本文作者采用外推法作图，对不同煤价、天然气价格下的氢气成本进行测算，结果见图6。由图6可以看出，当天然气价格从1.24CNY/m3(对应煤炭价格为250CNY/t)上升到2.95CNY/m3(对应煤炭价格为1050CNY/t)时， 氢气成本从0.73CNY/m3(折合8119CNY/t)上升到1.29CNY/m3 (折合14349CNY/t)。
根据2018年7月北京市《关于调整本市非居民用天然气销售价格的通知》，北京城六区外区县工业用天然气价格为2.75CNY/m3，以此测算天然气制氢成本1.24CNY/m3(折合12796 CNY/t)，与煤价950CNY/t 的制氢成本相当。以目前秦皇岛2.3×104kJ/t动力煤价格(约580CNY/t)测算，其煤制氢成本为0.92CNY/m3(折合10233CNY/t)， 与气价约1.8CNY/m3的天然气制氢成本相当，可见在目前的天然气价格和煤炭价格下，煤制氢成本明显低于天然气制氢。
经对煤制氢、天然气制氢、甲醇制氢及水电解制氢成本进行比较，煤价仍按580CNY/t、天然气价格按2.75CNY/m3、甲醇价格按2280CNY/t、电价按0.55CNY/(kW·h)测算，结果见图7。由图7可以看出，煤气化制氢的成本最低（10233CNY/t，折合0.92CNY/m3），天然气制氢次之（12796CNY/t，折合1.15CNY/m3）， 甲醇裂解制氢位于第三（26900CNY/t，折合2.42CNY/m3），水电解制氢成本最高（35900CNY/t，折合3.23CNY/m3），甲醇裂解制氢的成本是煤制氢成本的2.6倍，是天然气制氢的2.1倍，而水电解制氢成本则是煤制氢的3.5倍，是天然气制氢的2.8倍。
制氢成本与制氢原料种类及其价格密切关联，不同原料、不同价格以及不同的电价、水价等均对制氢成本有直接影响。以煤制氢为例，采用航天炉粉煤加压气化技术，据估算在煤价分别为470CNY/t、600CNY/t，电价0.42CNY/(kW·h)，新鲜水耗4CNY/t时，制氢成本分别为0.728CNY/t、0.9CNY/m3(折合8100CNY/t、10014CNY/t)；如果考虑建设碳捕获、利用与封存设施（CCUS），则制氢成本势必会相应上升。再如电解水制氢成本，其与电力来源及其价格具有很大关系，采用弃风、弃水、弃电等电力，电价最低可为0.1CNY/(kW·h)，氢气成本只有1.16CNY/m3(折合13000CNY/t)；当电价为0.65CNY/(kW·h)时，氢气成本达到4.13CNY/m3 (折合46000CNY/t)。
总之，制氢成本与原料价格关系最大，控制氢能价格首先需要控制原料价格。目前炼厂制氢已经实现大规模生产，通过技术改进降低成本的空间并不大。因地制宜，选择合适的原料，可使氢气成本控制在1.35CNY/m3(折合15000CNY/t)以下。
3 对化石原料制氢产业发展前景的思考
通过对化石原料制氢技术路线与经济性的分析，可以看出各种化石原料制氢路线各有千秋，孰优孰劣不能一言以蔽之。对于化石原料制氢产业发展的前景，本文作者有以下几点思考与看法。
煤制氢是发挥煤炭资源优势、实现大规模制氢的首选技术。
我国相对丰富的煤炭资源为发展氢能提供了制氢原料保障。前已述及，近几年我国在建/拟建的炼化一体化项目中，大多数项目采用煤制氢。煤制氢工艺之所以受到国内炼厂的青睐，主要原因有4个方面：①由于炼厂对氢气的需求量大，煤制氢工艺能够实现大规模制氢，满足炼厂用氢需求；②煤制氢成本较低，是炼厂降本增效、实现供氢平衡首选工艺；③炼厂采用煤制氢后可替代现有天然气、干气等制氢原料，为炼厂干气资源综合利用创造条件；④随着近年气流床加压气化工艺的普遍应用和煤化工“三废”处理技术水平的提高，煤制氢工艺能够实现达标排放。
近几年国内大型煤炭能源企业也在积极布局氢能产业链，2018年2月，由国家能源集团牵头，联合17家国内大型企业、高校、研究机构共同发起，20家单位（现已增加到54家）加入的中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟，将整合各方资源，吸纳社会资本，共同推动以煤制氢为龙头的产业技术创新。总体而言，煤化工企业具有发展煤制氢的先天资源优势和技术优势，煤制氢是当前实现大规模制氢的最可行技术。
天然气制氢发展潜力大，但目前存在资源约束和成本较高的问题。
与煤制氢装置相比，天然气制氢投资低、CO2排放量、耗水量小、氢气产率高，是化石原料制氢路线中理想的制氢方式。然而，我国化石资源禀赋特点是“富煤缺油少气”，2018年原油对外依存度已经超过70.5%， 天然气对外依存度已经超过40%，在此能源供给现状的大背景下，采用基于石油资源的重油制氢已经不具经济性，实际生产中也很少采用；采用天然气制氢更存在气源供应无法保障、天然气价格高企的现实问题，但从长远来看，由于我国非常规天然气资源（页岩气、煤层气、可燃冰等） 十分丰富，随着未来非常规天然气开采技术进步、开采成本降低，必将迎来天然气大发展的时期，届时采用天然气制氢预计要比煤制氢更具优势。
工业副产回收氢气是未来颇具发展潜力的制氢方式。
我国含氢工业尾气资源十分丰富，从石油化工角度来看，就有催化重整副产氢、炼厂干气制氢、石脑油及乙烷裂解气副产氢、丙烷脱氢副产氢等多种途径，这些氢气资源有些被利用（如催化重整制氢、干气制氢），也有些被作为燃料低价值利用或直接排放，如果将这部分氢气通过变压吸附等分离技术加以回收利用，既可以实现资源的高附加值利用，也可以减少碳排放压力，可谓一举两得。近几年由于氢能的发展，对工业副产氢的利用已经得到行业的高度重视，许多能源企业及化工企业与氢能开发投资商积极合作，探索高效利用工业副产氢以发展氢能的途径，今后对于工业副产氢的利用具有良好的前景。
甲醇制氢规模灵活，但也存在设备成本高以及稳定性较差等缺陷。
虽然甲醇制氢成本较石油制氢、天然气制氢与煤制氢要高，但甲醇制氢装置投资低，建设周期短，制氢装置规模灵活，而且原料易获取，另外甲醇制氢项目审批容易，对氢气价格承受力较高的用户，这种制氢方式是可以接受的。从氢能产业链的发展现状看，储氢、运氢、加氢等环节均存在诸多技术经济方面的瓶颈问题有待解决，利用甲醇制氢可以实现在加氢站周围现场制氢，在此过程中，便于储存运输的甲醇实际上充当了氢气载体的作用，避免了高压氢或液体氢在储存和运输过程中对储运材料技术要求高、安全风险较大、储运成本较高的问题，但也不能否认，甲醇现场制氢结合燃料电池发电的电源系统在应用方面目前还面临设备成本高，稳定性、可靠性差等缺陷。因此，开发能够满足用户需求的高效、可靠的甲醇制氢系统是促进以甲醇作为氢能载体的氢能相关产业发展的技术关键。
电解水制氢也有望成为未来实现规模化制氢的途径之一。
电解水制氢即通过水的电解生产氢气同时副产氧气。按照电解槽的不同，电解水制氢可分为碱性电解槽（采用KOH或NaOH为电解质）、质子交换膜（PEM） 电解槽（以纯水为电解质） 和固体氧化物（SOE） 电解槽3种电解方式。相比较而言，碱性电解技术是目前商业化程度最高、最为成熟的电解水技术，国外技术商主要有法国Mcphy公司、美国Teledyne公司和挪威Nel公司，国内代表企业主要有苏州竞立制氢、天津大陆制氢和中船重工718所。
PEM纯水电解在国外已经实现商业化，主要技术商有Proton公司、Hydrogenics公司等，国内对于PEM纯水电解技术研究主要有中船重工718所、中电丰业、中国科学院大连化学物理研究所等单位。PEM纯水制氢过程无腐蚀性液体，运维简单、成本低，是我国今后需要重点开发的纯水电解制氢技术。目前电解水制氢技术的不足之处在于制氢成本较高、经济性欠佳，未来随着电解水制氢技术的进步和成本下降，可望成为化石能源制氢的重要补充。最近两三年，借鉴国外经验，国内开展的利用可再生能源（风电、光伏发电、水电、地热发电等） 生产的富裕电力与传统电解水制氢的耦合路线（也称“绿氢”路线），为氢燃料电池汽车产业发展开辟了一条实现规模化、低成本制氢的创新模式。
最后需要指出的是，无论采用哪种原料制氢，制氢装置一般都要安装在原料供应比较方便的地方。由于制氢装置（尤其是化石原料制氢） 一般占地面积大，为节约土地空间、减少碳排放，同时也从加氢站安全运营角度考虑，一般不允许采用现场制氢的方式。现场制氢虽然节省了氢气运输环节，但只适用于对氢气需求量不大的一些特定场合，必须达到规模灵活调整、控制系统先进、运行可靠、安全环保等要求。
4 结语
随着氢能产业的逐渐成熟和氢燃料电池汽车开始规模化发展，市场对氢气的需求量将呈现快速增长，制氢技术进步日新月异。传统煤炭、天然气等化石原料制氢（包括从工业副产物中回收氢气） 技术成熟，仍将具有良好发展前景。太阳能制氢（包括光催化、光热解）、生物质制氢（生物质热解、气化） 等新能源制氢技术可实现清洁化制氢，总体发展前景好，但受制于转换效率低、制氢成本高等问题，预计短期内很难实现规模化。电解水制氢可以有效消纳风电、光伏发电等不稳定电力以及其他富余波谷电力，有望成为未来工业氢气的主要来源之一。
在当前太阳能等新能源制氢技术尚未成熟的现实条件下，化石原料制氢必将担当主要角色，未来氢能产业必将是化石原料制氢与电解水制氢以及新能源制氢多种方式共存、多元化发展的供给格局。当前，我国除了大力发展低成本制氢技术以外，开发氢能的安全、高效储运技术、降低加氢站建设成本以及氢燃料电池汽车生产成本亦是氢能行业应重点攻克的主要问题。相信在我国政府的统一规划和大力推动下，经过科研单位、能源企业、汽车生产、电池生产企业等的协同攻关和持续努力，氢能产业将会很快跨过产业导入期，进入实质性产业化发展阶段，我国建设“氢能社会”的目标不久将会变为现实。
免责声明：以上内容转载自能源情报，所发内容不代表本平台立场。
全国能源信息平台*010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社
