川觀智庫研究員 燕巧

氫能作為清潔高效的能源載體，已成為推動全球能源產業轉型升級的關鍵方向。我國“十五五”規劃綱要明確將其列為重點培育的新經濟增長點。然而，氫能產業化落地仍面臨多重現實挑戰：如何突破“成本高、儲運難”的瓶頸?商業化拐點還有多遠?而四川，又該如何探索差異化發展?

帶著這些問題，川觀智庫專訪德國國家工程院院士、西南石油大學碳中和首席科學家、天府永興實驗室首席科學家雷憲章，從產業化邏輯與區域實踐兩個維度，探尋氫能商業化的破局路徑。

院士名片

雷憲章

德國國家工程院院士，現任天府永興實驗室首席科學家，天府新能源研究院院長，西南石油大學教授、博士生導師，碳中和首席科學家。承擔“863”計劃等國家重點項目及歐盟“地平線”等歐洲多個重點項目，獲授權國家發明專利60余項。

離網制氫 打破成本瓶頸的關鍵

●由于制氫成本高、儲運難，當前氫能缺乏經濟性

●15元/千克是氫能規模化應用的關鍵價格拐點

●電網電價推高制氫成本，離網制氫能打破電價制約

川觀智庫：如何認識當前氫能產業化所處階段?

雷憲章：當前氫能的戰略定位與發展意義，較此前已有本質區別。我國能源結構呈現“富煤、貧油、少氣”特征，過去氫能主要作為節能、降碳的新能源，如今已上升為保障國家能源安全、支撐“雙碳”目標落地的戰略性能源，是未來能源的重要組成部分，有望成為未來的“綠色石油”。

從氫能產業化發展階段來看，當前行業整體處于“雷聲大、雨點小”狀態，市場資本規模化投入意愿不足，原因在于當前氫能缺乏經濟性，主要有兩大堵點：制氫成本高和儲運難，所以尚未邁入規模化商用階段。

川觀智庫：制氫成本高一直是氫能產業發展痛點，現在制氫成本有多高，堵點在哪?

雷憲章：首先需要明確，我們所說的制氫成本高，主要說的是綠氫。綠氫是利用太陽能、風能等可再生能源發電，通過電解水技術制取的氫氣。另外還有灰氫和藍氫，灰氫以煤、天然氣等化石燃料為原料，制取成本雖然低，但碳排放強度高;藍氫同樣以天然氣為原料，通過重整工藝制取，但配套技術復雜，雖然可以降低碳排放強度，但成本高于灰氫。只有綠氫全程零碳排放，是符合“雙碳”目標的清潔能源。

過去多年，國內終端綠氫價格長期在35元—60元/千克區間。今年3月，工業和信息化部、財政部、國家發展改革委聯合印發《關于開展氫能綜合應用試點工作的通知》，明確到2030年終端用氫平均價格降至25元/千克以下、部分優勢地區力爭降至15元/千克左右。15元/千克是什么概念呢?這一目標價格一旦達成，意味著氫能汽車加氫成本與電動汽車充電成本基本持平，氫能規模化應用的價格瓶頸被打破。所以，15元/千克是氫能規模化應用的關鍵價格拐點。

但從當前實際看，我們的制氫成本還遠高于這一價格。中國氫能聯盟研究院發布的數據顯示，2025年6月底，全國生產側氫價指數約27.5元/千克，消費側則高達45元/千克。

川觀智庫：造成綠氫成本居高不下的核心原因是什么?

雷憲章：綠氫的制氫成本主要是電力成本，占比達60%—70%。行業測算顯示：只有電價在0.15元/度以下，綠氫才有經濟性。以四川為例，全域最便宜工業用電電價約0.3元/度，加氫站專用制氫電價更高，高電價直接導致綠氫成本居高不下。所以沒有經濟性，難以形成市場競爭力。

破解成本高痛點的核心思路，就是離網制氫(不用電網的電來制氫)。我前段時間去內蒙古調研，當地用光伏就地制氫，氫價已經可以做到15元/千克。風電光伏度電成本能做到0.12元—0.15元，未來達到吉瓦級規模，風光耦合制氫，氫價可降至10元/千克甚至8元/千克。這個價格相當于當前汽油價格。未來在“雙碳”目標下，同樣的價格，有降碳需求的市場主體就會選擇綠氫。

電氫協同 破解新能源消納困局

●風光發電快速發展面臨電網消納困難，就地制氫是消納的重要途徑

●電氫協同構建“能電則電、能氫則氫”雙核模式，顛覆以往電力單核模式

●液態有機儲氫是解決氫能儲運難的潛力方向

川觀智庫：您一直強調電氫協同，這是怎樣的協同模式?

雷憲章：電和氫同屬二次能源，所謂電氫協同模式，是指新能源發電多的時候，可以通過“電—氫”轉化，制成氫存起來;等到新能源發電不足時，再通過“氫—電”轉化，進行電能供應，形成電氫融合，能電則電，能氫則氫。

川觀智庫：為什么需要電氫協同?

雷憲章：我國新能源發展速度遠超預期。2020年，我國在氣候雄心峰會上宣布，到2030年中國風電、太陽能發電總裝機容量要達到12億千瓦以上，而實際上2024年就已經實現這一目標，提前了六年。截至2025年底，全國風電、太陽能等可再生能源發電總裝機存量已達23.4億千瓦。與此同時，新能源快速發展也帶來電網消納困難。我國能源資源與負荷中心逆向分布特征明顯，即能源富集區(如西部、北部)遠離東部沿海負荷中心，導致供需空間錯位。這就需要建設距離超遠、跨越多地的特高壓工程，實現西電東送。但特高壓工程受地域、成本限制，很多地方廊道已無空間。去年，國家發展改革委首次把非電消費系統性納入最低比重考核，拓展新能源非電利用途徑，就地制氫就是非電利用的重要途徑。

電氫協同從底層邏輯上，顛覆了以往電力單核模式，變成電氫雙核。基于這一模式，我國西北地區以及四川三州一市(阿壩州、甘孜州、涼山州和攀枝花市)這類風光資源富集地區，可以依托清潔能源變身能源“聚寶盆”。不僅可以解決新能源消納痛點，還可以將制氫成本降至合理區間，倒逼能源轉型。

川觀智庫：儲運難度大也是當前氫能發展痛點。風光資源豐富的地方就地制氫可以降低綠氫成本，但怎么運出來呢?

雷憲章：目前國內氫能配送更多像同城快遞，在一個小范圍之內運輸。要支撐氫能未來大規模發展，必須建立類似物流配運中心的儲運體系，但當前缺乏成熟的大規模儲氫技術。液態有機儲氫被國際能源署視為最有潛力的方向之一，它是把氫變成類似成品油的物質，直接復用油罐車、儲油罐等現有石油運輸設施，無需新打造設施體系，并可實現長期儲存。這需要顛覆性技術。

四川路徑 聚焦三大方向差異化布局

●建議四川培育本土核心企業，加快前沿技術落地

●建設全國特色綠氫倉儲配送中心，破解氫能跨區域儲運難題

●聚焦工業應用場景，規模化撬動綠氫需求

川觀智庫：結合四川氫能產業基礎，您對四川氫能發展有何建議?

雷憲章：四川兼具我國西北地區的風光資源稟賦，與東部地區的產業應用場景，這是四川氫能產業化發展的核心底氣。立足這一獨特優勢，四川可沿著三個思路來考慮重點布局方向：一是三州及攀枝花市的優質綠氫資源，要高效輸送至成都等核心用氫區域，需要搭建專業化綠氫配送體系;二是成都等無低成本電網制氫優勢地區，需要以技術創新補齊資源短板;三是國內氫能產業發展重心已從交通領域全面轉向工業應用，綠氫是高耗能工業低碳轉型的重要抓手。四川須搶抓轉型窗口期。具體有以下三方面建議：

第一，培育本土核心技術與企業，加快前沿技術落地。專項扶持省內氫能核心技術企業，依托各類示范項目培育本土龍頭企業，構建自主可控的氫能技術與產業體系。當前氫能前沿技術將集中落地，窗口期較短，若錯過，四川有可能錯失產業競爭主動權。

第二，建設全國特色綠氫倉儲配送中心，破解省內氫能跨區域儲運難題，打造全國獨有的綠氫倉儲、轉運、配送一體化體系，形成四川氫能產業差異化示范優勢。

第三，聚焦工業應用場景。 預計未來工業用氫將占據氫能總需求的80%以上，是氫能產業的主流應用領域。四川在布局氫能交通場景的同時，需重點推進冶金、化工水泥等行業氫能替代，以規模化剛性需求拉動綠氫生產，形成產業良性循環。

總體來看，四川發展氫能不缺資源，不缺應用場景，但需加快構建完善的產業生態圈，集聚前沿技術、頭部企業與優質資源，在全國氫能產業賽道中確立獨特優勢，形成核心競爭力。