当前，全球范围正兴起氢能发展热潮，我国也将氢能产业作为未来国家能源体系的重要组成部分。省委十二届五次全会作出以发展新质生产力为重要着力点扎实推进高质量发展的决定，明确实施清洁能源重大科技专项，推进氢能制储运加用一体化应用。

“双碳”目标下，四川依托丰富的水风光资源和创新能力，积极布局氢能产业链，现已聚集上下游企业及科研院所超100家，形成覆盖“制—储—运—加—用”的全产业链。

为什么要发展氢能？四川在细分领域优势何在？四川日报的“川企大调研·寻找新质生产力”栏目推出氢产业全链“‘氢’新力量‘绿’动四川”系列报道，聚焦氢能发展的细分领域、关键环节、重点产品，走进代表性企业，寻访行业专家，探究四川氢能产业发展新动能。

6月12日，位于“成都氢谷”的华能彭州水电解制氢示范站成功售出第一车绿氢，标志着四川首个大规模水电解制氢项目正式投入运营。同月，位于成都市郫都区的东方氢能产业园建设进入收尾阶段，园内的西部首座制加氢一体站已整体呈现，投用后预计每天可为40辆左右的大巴、重卡等车辆加满氢气。

今年以来，四川氢能建设跑出加速度，以电解水制氢为主要制氢方式的绿氢制备项目梯式推进。四川作为全国清洁能源大省，明确提出推动绿氢全产业链发展，成都更是将目标瞄准打造中国“绿氢之都”。

什么是绿氢？四川优势何在？全产业链发展从何处破题？近日，记者走进省内部分制氢企业进行探访。

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为何要发展绿氢?

从源头上能实现二氧化碳零排放，制备和使用成本也会随技术进步逐步下降

绿氢，是指利用可再生能源分解水得到的氢气，其燃烧时只产生水，不会产生污染，从源头上可实现二氧化碳零排放。氢元素在地球上主要以化合物的形式存在于水和化石燃料中，而氢能作为一种二次能源，需要通过制氢技术进行提取。目前，现有制氢技术大多依赖化石能源，无法避免碳排放。根据氢能生产来源和生产过程中的排放情况，人们又将氢能分别冠以灰氢、蓝氢、绿氢之称。

通过煤炭、天然气等化石燃料燃烧产生的氢气以及部分在工业生产中副产的氢气被称作灰氢，在生产过程中会有二氧化碳等排放。比如氯碱尾气、焦炉煤气等，可通过变压吸附等技术从中提取氢气。

而在“灰”与“绿”之间，还有一种过渡色“蓝”。在灰氢的基础上使用碳捕集和封存（CCS）技术制得的氢气被称为蓝氢，由于在制作过程中使用了先进技术，蓝氢的碳排放强度大幅度降低。

从能源结构看，目前中国氢源结构仍以煤炭为主，煤制氢占比约62%，天然气制氢占19%，工业副产占18%，电解水制氢仅占1%。

造成氢源结构不够“绿”的原因，主要是受技术和成本的限制。数据显示，煤制氢成本为每公斤9—13元，天然气制氢为每公斤10—18元，电解水制氢成本受电力成本影响较大，为每公斤15—45元。目前，加氢站的氢气价格为每公斤50—60元。如果与汽柴油竞争，价格需要降低到每公斤25—35元，差距还很大。

受成本等因素制约，氢能一直没有大规模推广应用，反观风能、水能、太阳能等清洁能源，近年来发展较快。既然如此，为何还要发展氢能？

2022年，《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》就明确了氢能产业发展定位和目标。在今年的政府工作报告中，也再次提及加快氢能产业发展。

受访专家普遍认为，氢能不仅是清洁低碳、灵活高效的能源，还兼具原料属性。与电能相比，氢能便于储存、方便运输，可以作为载能体替代电能参与到交通、发电、储能、工业等领域，应用场景丰富，对于实现国家能源自主安全可控具有重要意义。

从发展趋势来看，在“双碳”目标背景下，钢铁、化工等传统工业领域产能必然下降，副产气也会大幅减少。而随着技术成熟和清洁能源发电成本下降，绿氢使用成本还将进一步降低。有专业机构预测：到2050年，我国可再生能源电解水制氢将占制氢总量的70%，现有化石燃料制氢将降至20%。

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绿氢占比低 为何却要大力发展？

四川有资源禀赋、制备技术成果，还有产业基础

目前，四川氢能源制备规模居全国第四，工业副产氢年产规模约20万吨，而电解水制氢仅有0.5万吨。虽然占比少，但四川却鲜明打出绿氢牌，明确要推动绿氢全产业链发展。底气何在？

经济和信息化厅相关负责人介绍，发展绿氢，四川具有明显优势。

从资源禀赋来看，四川是我国发展的战略腹地，清洁能源丰富，风电光伏资源规划装机超2亿千瓦，水电装机超1亿千瓦，发展绿氢潜力巨大，在国家能源安全新战略中具有十分重要的地位。

从技术创新来看，四川氢能产业布局较早，经过多年积累，形成了一批绿氢制备技术成果。东方电气集团与深圳大学/四川大学谢和平院士团队合作，开展全球首次海上风电无淡化海水原位直接电解制氢技术海上中试并获得成功，技术水平国际领先，可以大幅度降低制氢成本；清华四川能源互联网研究院牵头开展“十万吨可再生能源电解水制氢合成氨示范工程”项目，该项目为国家重点研发计划“氢能技术”重点专项，并助力我国首个万吨级新能源制氢项目成功制氢……

从产业基础来看，四川在上游制氢环节拥有四川华能、亚联氢能、莒纳科技等近30家企业，产品涵盖工业副产氢、天然气制氢、电解水制氢，以及天然气制氢装置、电解槽、电极片等装备。其中，四川华能研制的1300标准立方米/小时碱性电解水制氢系统达到国际领先水平；莒纳科技是全球唯一同时拥有三大电解水制氢技术的企业；亚联氢能自主研制天然气制氢装置，电解水制氢技术行业领先，拥有成套设备生产能力。

“四川氢能产业布局较早，虽然绿氢占比不高，但产学研多个维度一直都在探索绿氢技术攻关。”东方电气（成都）氢能科技有限公司副总经理吕红艳介绍，以东方电气为例，公司经过十余年的深耕和培育，已形成涵盖制氢、储运氢、加氢、氢燃料电池及氢能综合应用的氢能全产业链解决方案提供商，实现了兆瓦级质子交换膜电解水装备试制，技术水平国内领先。

目前，四川已在攀枝花、凉山、成都等地试点建设绿氢制备基地，在雅安、甘孜等地发展绿氢制备和应用，同时综合利用工业副产氢等资源，初步形成以副产氢为主、绿氢加速发展的氢源多元化局面。

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绿电制绿氢何时走入现实？

从川内首个大规模水电解制氢项目看，电价是大规模推广应用的关键

绿氢制备项目在四川的实际生产运营情况如何？近日，记者来到华能彭州水电解制氢示范站一探究竟。

“目前产量还比较低，但预期增长会比较快。”四川华能氢能科技有限公司总经理李太斌介绍，项目从6月12日试生产并销售以来，目前绿氢产量约为总产能的5%，预计2024年第三季度末可达30%（为谷电期间的全部产能）。项目制取的氢能主要应用于氢燃料公交车、物流车、重卡等交通运输领域以及电子、化学工业等领域。“四川计划到2030年，氢燃料电池汽车应用规模达8000辆，目前仅投运约600辆，随着氢能应用场景一系列措施落地，未来还有较大增长空间。”

绿氢制备成本高是影响项目大规模示范应用的重要因素。就示范站来说，制氢成本与实际产量、制氢电价、启停次数、检修维护、人工成本、政府补贴等很多因素相关。李太斌坦言，作为西南地区首个商业化大规模水电解制氢项目，项目更多承担了示范的功能，从技术、制度等层面为四川大型水电解制氢项目落地探路。

从技术层面来看，该项目的核心设备——两套1300标准立方米/小时高电流密度碱性电解槽由中国华能牵头研制，通过一系列技术攻关，让设备单位可以节省投资25%左右，产量提升30%，适用于大型可再生能源制氢基地，充实我国氢能技术应用样板。

从制度层面来看，示范站的电力来源为电网，下一步将积极向相关部门申请，支持电解水制氢进行全水风光等可再生能源电力交易，用绿电制绿氢。此外，成都市已出台电价支持政策，将按实际电解水制氢用电量给予每千瓦时0.15—0.20元的电费补贴，每年补贴额度最高不超过2000万元。

“制氢项目，尤其是水电解制氢想要大规模推广应用，电价是关键。”李太斌表示，把平均制氢度电成本控制在0.3元以内是示范站比较理想的运营状态，建议免收水电解制氢项目用电基本容量费，同时对制氢电费进行补贴，出台鼓励用氢企业使用绿氢的引导政策，加快氢能应用场景培育，并加大基础设施建设，为绿氢全产业链发展做好基础设施配套。

“推动绿氢全产业链发展，重点是把资源优势转化为产业优势。”省发展改革委相关负责人介绍，四川已规划“一极三廊三片区”绿氢产业集群。其中，“一极”是支持成都都市圈建设“绿氢之都”；“三廊”是以“成渝氢走廊”“318国道”为重点合理布局加氢基础设施、扩大示范车辆规模，以雅砻江流域为重点，统筹推进水风光氢一体化开发；“三片区”是支持川西北开展离网可再生能源制氢等氢能应用场景。

雅砻江流域水风光一体化基地，是当今世界最大的绿色清洁可再生能源基地。雅砻江流域水电开发有限公司相关负责人介绍，依托雅砻江流域水风光一体化基地，公司正在探索建设“制氢+氢氧热电联供”示范项目，将结合流域内氢储能、供氧和供热需求以及助力打造“318氢能天路”的需要，在高原地区推进氢氧热电联供示范。

对话

从“盆景”到“森林” 需要迈过哪些坎

绿氢成本相对较高，经济性成为制约产业规模化发展的关键问题之一。绿氢项目从试点示范的“盆景”走向普遍应用的“森林”，需要迈过哪些坎？近日，记者就氢能及其产业化、能源转型等话题，采访了清华四川能源互联网研究院绿氢技术经济研究所负责人徐华池。

绿氢如何降成本

记者：我国现阶段的绿氢成本是什么水平？

徐华池：我们现在聚焦的产业化绿氢，主要采用电解水制氢方式获取。在规模化电解水制氢项目中，电费成本约占80%。现在的成本总体偏高，每千克绿氢大概需要50-60度电。按照一度电0.3元计算，绿氢生产成本每千克就达15—20元。

记者：在降低绿氢成本方面有哪些探索？取得了什么效果？

徐华池：主要有三个方面。一是进行电解技术创新，提升生产效率降低电耗。二是从项目规划和政策引导上下功夫，在内蒙古、新疆等风光资源丰富的省份，当地规划了一系列风光氢一体化项目，出台了支持绿氢生产补贴等政策，这些项目实现了绿氢产和用本地化，降低了绿氢储运成本。三是绿氢项目规模化发展。通过规模化，可整合变压、电源、制氢、纯化等一系列的大型装备，降低设备和固投成本。

举例来说，我们团队支撑了内蒙古鄂尔多斯市准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目，这是我国首个万吨级新能源制氢项目。项目主要利用太阳能产出的绿色电力，通过电解水装置制取氢气和氧气。这个项目结合了上述三个方面的降成本措施，项目建成后，每小时可生产绿氢1.5万标准立方米。

四川的机遇与挑战

记者：四川作为清洁能源大省，发展绿氢有哪些比较优势和不足？

徐华池：现阶段，我国的大型绿氢项目主要依托风光资源布局，四川的优势在于不仅有丰富的风光资源，还有充沛的水资源。一方面，水风光互补发电可以缓解可再生能源电力的波动性，降低电解制氢和储氢的规模和成本；另一方面，电解水制氢项目需要大量生产用水，充沛的水资源为绿氢项目提供极大便利。

但四川也有明显不足，支撑规模化绿氢生产和应用的场景距离太远。风光水等可再生能源主要集中在川西山区，当前氢能的主要应用场景在成都平原附近，无论是制氢站建设、绿氢运输及应用，相比内蒙古等地挑战更高。

记者：四川在资源优势转化为产业优势过程中，您有哪些建议？

徐华池：目前，四川还没有大型水风光氢一体化项目的建成案例，而在内蒙古、新疆等地已经有项目落地，四川布局进展相对较慢。不过，今年四川提出将重点发展绿氢全产业链，多个项目正在加快布局。比如我们策划针对318国道设计风光到氢的能源规划，将围绕318沿线水风光氢一体化、绿氢替代等进行布局探索。

围绕解决绿氢资源地和应用场景距离远的问题，我有三点建议：一是发挥氢能装备产业链完备的优势，探索和建设管道输氢等方式；其次，建立绿电绿氢交易模式，在省级层面探索灵活有效的电价机制，促进绿电消纳，确保绿氢具备竞争力；最后，建立省级绿氢装备检测验证中心，开展核心技术攻关、关键装备检测及开发。（记者 寇敏芳）