氢能产业化有望迎来拐点 四川可聚焦工业应用，规模化撬动绿氢需求

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氢能产业化有望迎来拐点 四川可聚焦工业应用，规模化撬动绿氢需求

来源：四川日报

雷宪章 德国国家工程院院士，现任天府永兴实验室首席科学家，天府新能源研究院院长，西南石油大学教授、博士生导师、碳中和首席科学家。承担“863”计划等国家重点项目及欧盟“地平线”等欧洲多个重点项目，获授权国家发明专利60余项。 □川观智库研究员 燕巧 氢能作为清洁高效的能源载体，已成为推动全球能源产业转型升级的关键方向，我国“十五五”规划纲要明确将其列为重点培育的新经济增长点。然而，氢能产业化落地仍面临多重现实挑战：如何突破“成本高、储运难”的瓶颈？商业化拐点还有多远？而四川，又该如何探索差异化发展？ 带着这些问题，川观智库专访德国国家工程院院士、西南石油大学碳中和首席科学家、天府永兴实验室首席科学家雷宪章，从产业化逻辑与区域实践两个维度，探寻氢能商业化的破局路径。 离网制氢 打破成本瓶颈的关键 ●由于制氢成本高、储运难，当前氢能缺乏经济性 ●15元/千克是氢能规模化应用的关键价格拐点 ●电网电价推高制氢成本，离网制氢能打破电价制约 川观智库：如何认识当前氢能产业化所处阶段？ 雷宪章：当前氢能的战略定位与发展意义，较此前已有本质区别。我国能源结构呈现“富煤、贫油、少气”特征，过去氢能主要作为节能、降碳的新能源，如今已上升为保障国家能源自主、支撑“双碳”目标落地的战略性能源，是未来能源的重要组成部分，有望成为未来的“绿色石油”。 从氢能产业化发展阶段来看，当前行业整体处于“雷声大、雨点小”状态，市场资本规模化投入意愿不足，原因在于当前氢能缺乏经济性，主要有两大堵点：制氢成本高和储运难，所以尚未迈入规模化商用阶段。 川观智库：制氢成本高一直是氢能产业发展痛点，现在制氢成本有多高，拐点在哪？ 雷宪章：首先需要明确，我们所说的制氢成本高，主要说的绿氢。绿氢是利用太阳能、风能等可再生能源发电，通过电解水技术制取的氢气。另外还有灰氢和蓝氢，灰氢以煤、天然气等化石燃料为原料，制取成本虽然低，但碳排放强度高；蓝氢同样以天然气为原料，通过重整工艺制取，但配套技术复杂，虽然可以降低碳排放强度，但成本高于灰氢。只有绿氢全程零碳排放，是符合“双碳”目标的清洁能源。 过去多年，国内终端氢价长期在35元—60元/千克区间。今年3月，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委联合印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，明确到2030年终端用氢平均价格降至25元/千克以下、部分优势地区力争降至15元/千克左右。15元/千克是什么概念呢？这一目标价格一旦达成，意味着氢能汽车加氢成本与电动汽车充电成本基本持平，氢能规模化应用的价格瓶颈被打破。所以，15元/千克是氢能规模化应用的关键价格拐点。 但从当前实际看，我们的制氢成本还远高于这一价格，中国氢能联盟研究院发布的数据显示，2025年6月底，全国生产侧氢价指数约27.5元/千克，消费侧则高达45元/千克。 川观智库：造成绿氢成本居高不下的核心原因是什么？ 雷宪章：绿氢的制氢成本主要是电力成本，占比达60%—70%。行业测算显示：只有电价在0.15元/度以下，绿氢才有经济性。以四川为例，全域最便宜工业用电电价约0.3元/度，加氢站专用制氢电价更高，高电价直接导致绿氢成本居高不下，所以没有经济性，难以形成市场竞争力。 破解成本高痛点的核心思路，就是离网制氢（不用电网的电来制氢）。我前段时间去内蒙古调研，当地用光伏就地制氢，氢价已经可以做到15元/千克。风电光伏度电成本能做到0.12元—0.15元，未来达到吉瓦级规模，风光耦合制氢，氢价可降至10元/千克甚至8元/千克，这个价格相当于当前汽油价格。未来在“双碳”目标下，同样的价格，有降碳需求的市场主体就会选择绿氢。 电氢协同 破解新能源消纳困局 ●风光发电快速发展面临电网消纳困难，就地制氢是消纳的重要途径 ●电氢协同构建“能电则电、能氢则氢”双核模式，颠覆以往电力单核模式 ●液态有机储氢是解决氢能储运难的潜力方向 川观智库：您一直强调电氢协同，这是怎样的协同模式？ 雷宪章：电和氢同属二次能源，所谓电氢协同模式，是指新能源发电多的时候，可以通过“电—氢”转化，制成氢存起来；等到新能源发电不足时，再通过“氢—电”转化，进行电能供应，形成电氢融合、能电则电、能氢则氢。 川观智库：为什么需要电氢协同？雷宪章：我国新能源发展速度远超预期，2020年，我国在气候雄心峰会上宣布，到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量要达到12亿千瓦以上。而实际上2024年就已经实现这一目标，提前了六年。截至2025年底，全国风电、太阳能等可再生能源发电总装机容量已达23.4亿千瓦。与此同时，新能源快速发展也带来电网消纳困难。我国能源资源与负荷中心逆向分布特征明显，即能源富集区（如西部、北部）远离东部沿海负荷中心，导致供需空间错位。这就需要建设距离超远、跨越多地的特高压工程，实现西电东送。但特高压工程受地域、成本限制，很多地方廊道已无空间。去年，国家发展改革委首次把非电消费系统性纳入最低比重考核，拓展新能源非电利用途径，就地制氢就是非电利用的重要途径。 电氢协同从底层逻辑上，颠覆了以往电力单核模式，变成电氢双核。基于这一模式，我国西北地区以及四川三州一市（阿坝州、甘孜州、凉山州和攀枝花市）这类风光资源富集地区，可以依托清洁能源变身能源“聚宝盆”，不仅可以解决新能源消纳痛点，还可以将制氢成本降至合理区间，倒逼能源转型。 川观智库：储运难度大也是当前氢能发展痛点。风光资源丰富的地方就地制氢可以降低绿氢成本，但怎么运出来呢？ 雷宪章：目前国内氢能配送更多像同城快递，在一个小范围之内运输。要支撑氢能未来大规模发展，必须建立类似物流配送中心的储运体系，但当前缺乏成熟的大规模储氢技术。液态有机储氢被国际能源署视为最有潜力的方向之一，它是把氢变成类似成品油的物质，直接复用油罐车、储油罐等现有石油运输设施，无需新打造设施体系，并可实现长期储存。这需要颠覆性技术。 四川路径 聚焦三大方向差异化布局 ●建议四川培育本土核心企业，加快前沿技术落地 ●建设全国特色绿氢仓储配送中心，破解氢能跨区域储运难题 ●聚焦工业应用场景，规模化撬动绿氢需求 川观智库：结合四川氢能产业基础，您对四川氢能发展有何建议？ 雷宪章：四川兼具我国西北地区的风光资源禀赋，与东部地区的产业应用场景，这是四川氢能产业差异化发展的核心底气。立足这一独特优势，四川可沿着三个思路来考虑重点布局方向：一是三州及攀枝花市的优质绿氢资源，要高效输送至成都等核心用氢区域，需要搭建专业化绿氢配送体系；二是成都等无低成本电网制氢优势地区，需要以技术创新补齐资源短板；三是国内氢能产业发展重心已从交通领域全面转向工业应用，绿氢是高耗能工业低碳转型的重要抓手，四川须抢抓转型窗口期。具体有以下三方面建议： 第一，培育本土核心技术企业，加快前沿技术落地。专项扶持省内氢能核心技术企业，依托各类示范项目培育本土龙头企业，构建自主可控的氢能技术与产业体系。当前氢能前沿技术将集中落地，窗口期较短，若错过，四川有可能错失产业竞争主动权。 第二，建设全国特色绿氢仓储配送中心。破解省内氢能跨区域储运难题，打造全国独有的绿氢仓储、转运、配送一体化体系，形成四川氢能产业差异化示范优势。 第三，聚焦工业应用场景。预计未来工业用氢将占据氢能总需求的80%以上，是氢能产业的主流应用领域。四川在布局氢能交通场景的同时，需重点推进氢冶金、化工水泥等行业氢能替代，以规模化刚性需求拉动绿氢生产，形成产业良性循环。 总体来看，四川发展氢能不缺资源，不缺应用场景，但需加快构建完善的产业生态圈，集聚前沿技术、头部企业与优质资源，在全国氢能产业赛道中确立独特优势、形成核心竞争力。

德国国家工程院院士，现任天府永兴实验室首席科学家，天府新能源研究院院长，西南石油大学教授、博士生导师、碳中和首席科学家。承担“863”计划等国家重点项目及欧盟“地平线”等欧洲多个重点项目，获授权国家发明专利60余项。

□川观智库研究员 燕巧

氢能作为清洁高效的能源载体，已成为推动全球能源产业转型升级的关键方向，我国“十五五”规划纲要明确将其列为重点培育的新经济增长点。然而，氢能产业化落地仍面临多重现实挑战：如何突破“成本高、储运难”的瓶颈？商业化拐点还有多远？而四川，又该如何探索差异化发展？

带着这些问题，川观智库专访德国国家工程院院士、西南石油大学碳中和首席科学家、天府永兴实验室首席科学家雷宪章，从产业化逻辑与区域实践两个维度，探寻氢能商业化的破局路径。

●由于制氢成本高、储运难，当前氢能缺乏经济性

●15元/千克是氢能规模化应用的关键价格拐点

●电网电价推高制氢成本，离网制氢能打破电价制约

川观智库：如何认识当前氢能产业化所处阶段？

雷宪章：当前氢能的战略定位与发展意义，较此前已有本质区别。我国能源结构呈现“富煤、贫油、少气”特征，过去氢能主要作为节能、降碳的新能源，如今已上升为保障国家能源自主、支撑“双碳”目标落地的战略性能源，是未来能源的重要组成部分，有望成为未来的“绿色石油”。

从氢能产业化发展阶段来看，当前行业整体处于“雷声大、雨点小”状态，市场资本规模化投入意愿不足，原因在于当前氢能缺乏经济性，主要有两大堵点：制氢成本高和储运难，所以尚未迈入规模化商用阶段。

川观智库：制氢成本高一直是氢能产业发展痛点，现在制氢成本有多高，拐点在哪？

雷宪章：首先需要明确，我们所说的制氢成本高，主要说的绿氢。绿氢是利用太阳能、风能等可再生能源发电，通过电解水技术制取的氢气。另外还有灰氢和蓝氢，灰氢以煤、天然气等化石燃料为原料，制取成本虽然低，但碳排放强度高；蓝氢同样以天然气为原料，通过重整工艺制取，但配套技术复杂，虽然可以降低碳排放强度，但成本高于灰氢。只有绿氢全程零碳排放，是符合“双碳”目标的清洁能源。

过去多年，国内终端氢价长期在35元—60元/千克区间。今年3月，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委联合印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，明确到2030年终端用氢平均价格降至25元/千克以下、部分优势地区力争降至15元/千克左右。15元/千克是什么概念呢？这一目标价格一旦达成，意味着氢能汽车加氢成本与电动汽车充电成本基本持平，氢能规模化应用的价格瓶颈被打破。所以，15元/千克是氢能规模化应用的关键价格拐点。

但从当前实际看，我们的制氢成本还远高于这一价格，中国氢能联盟研究院发布的数据显示，2025年6月底，全国生产侧氢价指数约27.5元/千克，消费侧则高达45元/千克。

川观智库：造成绿氢成本居高不下的核心原因是什么？

雷宪章：绿氢的制氢成本主要是电力成本，占比达60%—70%。行业测算显示：只有电价在0.15元/度以下，绿氢才有经济性。以四川为例，全域最便宜工业用电电价约0.3元/度，加氢站专用制氢电价更高，高电价直接导致绿氢成本居高不下，所以没有经济性，难以形成市场竞争力。

破解成本高痛点的核心思路，就是离网制氢（不用电网的电来制氢）。我前段时间去内蒙古调研，当地用光伏就地制氢，氢价已经可以做到15元/千克。风电光伏度电成本能做到0.12元—0.15元，未来达到吉瓦级规模，风光耦合制氢，氢价可降至10元/千克甚至8元/千克，这个价格相当于当前汽油价格。未来在“双碳”目标下，同样的价格，有降碳需求的市场主体就会选择绿氢。

电氢协同 破解新能源消纳困局

●风光发电快速发展面临电网消纳困难，就地制氢是消纳的重要途径

●电氢协同构建“能电则电、能氢则氢”双核模式，颠覆以往电力单核模式

●液态有机储氢是解决氢能储运难的潜力方向

川观智库：您一直强调电氢协同，这是怎样的协同模式？

雷宪章：电和氢同属二次能源，所谓电氢协同模式，是指新能源发电多的时候，可以通过“电—氢”转化，制成氢存起来；等到新能源发电不足时，再通过“氢—电”转化，进行电能供应，形成电氢融合、能电则电、能氢则氢。

川观智库：为什么需要电氢协同？雷宪章：我国新能源发展速度远超预期，2020年，我国在气候雄心峰会上宣布，到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量要达到12亿千瓦以上。而实际上2024年就已经实现这一目标，提前了六年。截至2025年底，全国风电、太阳能等可再生能源发电总装机容量已达23.4亿千瓦。与此同时，新能源快速发展也带来电网消纳困难。我国能源资源与负荷中心逆向分布特征明显，即能源富集区（如西部、北部）远离东部沿海负荷中心，导致供需空间错位。这就需要建设距离超远、跨越多地的特高压工程，实现西电东送。但特高压工程受地域、成本限制，很多地方廊道已无空间。去年，国家发展改革委首次把非电消费系统性纳入最低比重考核，拓展新能源非电利用途径，就地制氢就是非电利用的重要途径。

电氢协同从底层逻辑上，颠覆了以往电力单核模式，变成电氢双核。基于这一模式，我国西北地区以及四川三州一市（阿坝州、甘孜州、凉山州和攀枝花市）这类风光资源富集地区，可以依托清洁能源变身能源“聚宝盆”，不仅可以解决新能源消纳痛点，还可以将制氢成本降至合理区间，倒逼能源转型。

川观智库：储运难度大也是当前氢能发展痛点。风光资源丰富的地方就地制氢可以降低绿氢成本，但怎么运出来呢？

雷宪章：目前国内氢能配送更多像同城快递，在一个小范围之内运输。要支撑氢能未来大规模发展，必须建立类似物流配送中心的储运体系，但当前缺乏成熟的大规模储氢技术。液态有机储氢被国际能源署视为最有潜力的方向之一，它是把氢变成类似成品油的物质，直接复用油罐车、储油罐等现有石油运输设施，无需新打造设施体系，并可实现长期储存。这需要颠覆性技术。

●建议四川培育本土核心企业，加快前沿技术落地

●建设全国特色绿氢仓储配送中心，破解氢能跨区域储运难题

●聚焦工业应用场景，规模化撬动绿氢需求

川观智库：结合四川氢能产业基础，您对四川氢能发展有何建议？

雷宪章：四川兼具我国西北地区的风光资源禀赋，与东部地区的产业应用场景，这是四川氢能产业差异化发展的核心底气。立足这一独特优势，四川可沿着三个思路来考虑重点布局方向：一是三州及攀枝花市的优质绿氢资源，要高效输送至成都等核心用氢区域，需要搭建专业化绿氢配送体系；二是成都等无低成本电网制氢优势地区，需要以技术创新补齐资源短板；三是国内氢能产业发展重心已从交通领域全面转向工业应用，绿氢是高耗能工业低碳转型的重要抓手，四川须抢抓转型窗口期。具体有以下三方面建议：

第一，培育本土核心技术企业，加快前沿技术落地。专项扶持省内氢能核心技术企业，依托各类示范项目培育本土龙头企业，构建自主可控的氢能技术与产业体系。当前氢能前沿技术将集中落地，窗口期较短，若错过，四川有可能错失产业竞争主动权。

第二，建设全国特色绿氢仓储配送中心。破解省内氢能跨区域储运难题，打造全国独有的绿氢仓储、转运、配送一体化体系，形成四川氢能产业差异化示范优势。

第三，聚焦工业应用场景。预计未来工业用氢将占据氢能总需求的80%以上，是氢能产业的主流应用领域。四川在布局氢能交通场景的同时，需重点推进氢冶金、化工水泥等行业氢能替代，以规模化刚性需求拉动绿氢生产，形成产业良性循环。

总体来看，四川发展氢能不缺资源，不缺应用场景，但需加快构建完善的产业生态圈，集聚前沿技术、头部企业与优质资源，在全国氢能产业赛道中确立独特优势、形成核心竞争力。

加加加加油呀

有人试过吗

太极

确实是这样

恐龙高新呀h

氢能产业现在正处在关键转折点，四川抓住工业应用机遇，有望推动绿氢规模化发展，前景值得期待。

一颗火星子

看完心里有数

宁飘飘

太好了！

包心客

太棒了吧

多喝开水

氢能产业现在正好处在关键转折点，四川抓住工业应用突破口，有望推动绿氢规模化发展，前景看好。

今天上班了吗？

内容还行

落日航班

制氢成本确实是个瓶颈，特别是电网电价推高了整体成本。离网制氢这个思路挺有意思，摆脱电价制约或许能打开新路径。

包心客

先码住

大白熊吃草

氢能这事儿，说白了就是成本还没降下来，储能运输也麻烦，现在还撑不起大规模应用。不过离网制氢倒是挺有潜力的，能绕开电网电价那块短板。

太极

哇，四川这波氢能布局挺狠的，离网制氢听起来就很酷，成本问题能不能搞定啊？

太极

有点意思

文竹的一天

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