一是氢能的储存和分配问题难以经济地解决。
储存和分配的难度是由氢气的物理化学性质决定的，氢气极难液化，压缩到可接受的能量密度需要耗费大量电力及罐体金属材料，其他化学或吸附方式的储氢都会大幅度降低其能量密度。
二是氢气的安全隐患使得其社会转轨难度大。
氢气的可燃浓度范围很宽（4％－75％），使其点燃的最小能量约是石油和天然气的二十分之一。氢腐蚀使其对储存和输送的金属管道造成损伤的概率增加。这些特性均使得氢气配套基础设施的建设标准和成本均成倍提高，社会可接受性也存在疑问。
由于上述的两方面原因，氢能得以经济利用至少是20年之外的事情。想依靠这一技术路线来解决我国交通能源自主化问题是远水难救近火。
综上所述，煤制气液燃料是唯一现实途径。
煤制气液燃料项目示范和产业示范从技术角度而言已经成功，工艺技术基本成熟。目前累计建成各类煤制油产能近1000万吨／年，煤制天然气产能约50亿方／年，其各类消耗、排放指标已经取得巨大进步并趋于稳定。
在煤直接液化、煤气化、费托合成、合成气甲烷化等的工艺设计、工程建设、工厂运行方面积累了大量的产业经验和技术人才。废气、废水、废渣治理水平逐步提升，产业发展的环境影响稳步下降。煤制油、煤制天然气完全成本已经分别降至5000元／吨、2元／方，处于社会可以接受的边际成本范围。
在此基础上，进一步进行适度规模煤制燃料产业化发展，将进一步降低设备制造成本、优化运行水平，大幅降低油气对外依存度，提升交通能源自主化程度，降低特殊情形下能源应急保障的难度。
对应于2亿吨油气当量的煤制燃料，其固定资产投资规模约为2万亿元，这一能源转型成本远低于电动汽车、氢燃料汽车等所需要的技术研发和配套基础设施建设。
进一步深化对煤制燃料产业的认识
煤代油气是我国能源化工产业实践中已经长期存在并且依然长期存在，这是我国能源发展历程的历史逻辑。我国先后发展了主要基于煤炭原料或者由煤炭原料路线大规模补充的电力系统、合成氨工业、甲醇工业、烯烃工业、纤维单体工业，这些在世界其他国家的产业实践中都从未有过。
同样的道理，我们也可以发展中国特色的煤制油气工业，而不能因为国际比较的“前所未见”就放弃这一产业发展。
煤制燃料产业发展将从如下三个方面降低煤炭利用环境影响，提升煤炭利用水平。
煤制燃料产业发展将促进煤炭集中利用。
煤炭利用环境影响的管控的难度与煤炭利用主体的数量大大相关。煤制燃料单体项目的用煤量高达几百万至上千万吨级，远高于燃煤电厂，更远高于工业锅炉、散烧燃煤等。煤制燃料产业的发展将大大减少煤炭利用主体，降低煤炭的终端用量，有利于煤炭利用环境影响的集中管控。
煤制燃料产业将降低大气污染物排放。
煤制燃料产业大部分用煤进入气化系统深度脱除硫等污染物，工艺系统的二氧化硫、氮氧化物等的排放几乎为零，配套热动系统实现超低排放，大大降低了煤炭利用的大气污染物排放。
煤制燃料产业将降低煤炭运输过程污染。
煤制燃料将煤炭集中于生产侧完成清洁化，将煤炭运输转化为了油气管道运输，大大降低了运输能耗，同时大大降低了运输过程造成的粉尘等污染。
我国煤炭产业资产总计约5万亿，其中国有控股4万亿。如果十年之内煤炭利用规模过快下降，将导致煤炭产业快速萎缩。同时，煤炭市场的剧烈变化将导致煤炭价格变化，从而导致相关能源企业所拥有的资产和矿产资源价值重估，造成国有资产快速贬值，并可能由此引发系统性金融风险。
此外，煤炭产业直接从业人员约40万人，加上间接就业、家庭联系等，行业的快速萎缩将直接影响上百万人，造成大量摩擦性失业。对于一些资源依赖型地方，也可能由于煤炭产业的快速萎缩而重回贫困。适度进行煤制燃料的产业化，有利于我国煤炭产业实现平稳过渡，对产业相关企业、地方、人员造成的冲击相对较小。
人口老龄化是未来几十年我国经济社会发展的重要变量。当前，我国消费的进口油气是由大量劳动力输出交换而来，这一交换模式依赖于较高的现时劳动流量。
未来，我国劳动力人口将呈断崖式下降，这一交换模式将不可持续。煤制燃料的实质是以当前的重资产投资获得未来低现时劳动流量消耗的清洁能源，是一种劳动流量的储存方式，有利于积极应对人口老龄化的趋势。
正确认识煤制燃料产业的碳排放问题
煤制燃料的碳排放并不是净增量，要从促进能源体系调整、推动经济贸易实现再平衡的高度全面认识煤制燃料的碳排放问题。
目前我国能源大平衡的现状是，通过燃烧煤炭发电获得基础能源价格优势，与廉价劳动力优势合并形成贸易成本优势，从而大量出口能量密集、劳动密集的产品，换取外汇用来购入大量石油、天然气，形成了大进大出的贸易格局。
从能源角度看这个贸易格局的实质，是以外贸出口中隐含的燃煤交换了进口的石油天然气。这一交换过程对我国碳排放极为不利，因为燃煤过程、石油天然气利用过程的碳排放都发生在本土，是二次迭加的碳排放过程。当前我国外贸隐含碳排放占我国整体碳排放的五分之一至四分之一。煤制燃料将推动实现我国贸易再平衡，有效减少碳排放的二次迭加。
2016年电力行业消耗煤炭约18亿吨，燃煤发电4万亿度、占全行业发电量的6 5％。根据《能源生产和消费革命战略（2016－2030）》，我国2030年至2050年能源消费总量稳定在60亿吨标准煤、可再生能源比例分别达到20％和50％，意味着可再生电力分别达到4万亿度和10万亿度，这将对燃煤发电形成巨大的挤出效应，即：至203 0年燃煤发电减少约2万亿度、减少煤炭消耗9亿吨，至2050年燃煤发电基本归零、再减少煤炭消耗9亿吨。
只需将挤出电煤的50％用于煤制燃料，即可在2030年提供1亿吨油气当量清洁交通能源。煤发电和煤制燃料是煤炭清洁高效利用的一体两面，煤炭利用方式的转变并不影响整体煤炭减量及碳减排的大局。
加强煤制燃料产业顶层政策设计
煤制燃料产业其外部性极其显著，必须加强国家层面的顶层设计。目前《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》仅是国家发展改革委和国家能源局的部门规划，“顶层设计不够顶”，难以实现国土、环保等部门的政策协调，导致产业发展困难重重，严重停滞。
应参照车用乙醇汽油推广实施方案，由相关部委协调设计、统筹推进。产业涉及的用水指标、用煤指标、能耗指标、污染物排放总量指标、用地指标、碳排放指标等，由顶层设计根据优化的技术标准统筹配置，破除条块分割体制造成的发展障碍。
产业定位是一切产业政策体系的出发点。应当从国家层面明确煤制燃料产业在能源革命中的如下两个定位：
一是将煤制燃料定位为我国交通能源自主化的主导路径，其产业定位高于电动汽车、氢燃料汽车、生物液体燃料等。
二是将煤制燃料定位为两大能源转型路径之一，其产业定位与电力系统可再生化同等重要。
根据上述第一个定位，应当参照电动汽车发展、氢燃料汽车发展、生物质液体燃料发展等目前采取的政策措施，赋予煤制燃料同等的政策地位，包括消费税减免、价格补贴等。
根据上述第二个定位，应当参照风电、光伏、水电等可再生电力在电力发展中的差别化政策，在油气发展中赋予煤制燃料同等的政策地位，包括全面统筹全国产能建设计划，制定差异化入网油气价格，制定煤制油气全额入网消纳计划。
以远离人口聚集区域，环境容量充足，煤炭资源储量大、品质好，水资源足以支撑等为基本依据，在全国范围内遴选基础条件好的适宜地区，集中建设4 至5个大型煤制燃料基地，单体基地聚集规模达到2000至3000万吨油气当量。为兼顾分散环境压力和发挥规模效益，基地布局应采用煤气化龙头适度分散、下游合成输配中心集中的方式。
作者：朱彬彬
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