零碳园区拥抱氢能2.0时代

7月8日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局发布《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号）（以下简称《通知》），支持有条件的地区率先建成一批零碳园区，推进各类园区低碳化、零碳化改造，助力园区和企业减碳增效。

建设零碳园区，用能非常关键。业内多数观点认为，发展绿氢、绿色甲醇、绿氨等泛氢能源是打造零碳园区的必然之选，全球正迎来“氢能2.0”时代。

绿氢是建设零碳园区的必然之选

根据《通知》附件，建设国家级零碳园区的核心指标为：年综合能耗20万—100万吨标准煤的园区单位能耗碳排放须≤0.2吨/吨标准煤；年综合能耗≥100万吨标准煤的园区单位能耗碳排放须≤0.3吨/吨标准煤。

“这是硬性指标，要满足这些指标，非得使用绿电、绿氢不可。”在2025零碳产业绿色投资大会上，国际氢能协会副主席、清华大学教授毛宗强表示。

为什么必须是绿电、绿氢（除特别标明外，本文中的氢均指绿氢）？这是因为，一吨标准煤直接燃烧排碳量约为2.62吨，发电时排碳量为2.66—2.72吨；一吨标准煤当量的天然气直燃排碳量为1.9—2.4吨，发电时排碳量通常略低于直接燃烧，但数据相差不大。因此，要满足国家级零碳园区的核心指标，显然不可能依靠上述传统化石能源。

毛宗强之所以认为氢能是建设零碳园区的必然之选，是因为氢具有能源转换特性：它可以将不稳定的新能源转化为稳定、可存储、可运输、可交易的能源或者原材料形式，且能在不同能源之间灵活转换，满足园区多样化的能源需求——无论是发电供热还是作为原料使用，都能发挥重要作用。

另外，随着风光等新能源发电成本不断走低，绿氢制备成本与蓝氢、灰氢逐渐接近，绿氢已具备一定经济性。“当风光电价降至0.15—0.2元/千瓦时时，绿氢的生产成本会大幅下降，使其在多应用场景中具备与传统化石能源竞争的能力。”毛宗强认为，园区可充分利用当地的风光资源优势发展绿氢产业，实现能源自给自足和经济可持续发展。

资料显示，目前我国煤与天然气制氢成本为10—15元/千克，工业副产氢成本为9.29—22.40元/千克，电解水制氢成本为19.90—29.87元/千克。由于制造每千克氢需要40—60千瓦时的绿电，因此可再生能源发电成本的降低对氢能价格影响较大。

不过，毛宗强认为，随着绿氢产业规模扩大，产业链上下游协同发展将带来成本进一步降低：规模化生产可以提高绿氢的生产效率，降低单位生产成本；产业链完善也将促进技术创新与应用，提升绿氢经济价值，推动园区绿氢产业向更高水平发展，实现经济和环境效益的双赢。

大规模发展风电和太阳能发电固然可实现低碳零碳，但这些可再生能源具有随机性、间歇性、波动性，甚至反调峰性。“大面积弃风弃光是业内面临的一大问题。”同样在2025零碳产业绿色投资大会上，中国工程院院士彭苏萍从另一个角度阐述了发展氢能的必要性。他十几年前就认为大规模储电“做不到工程化、产业化利用”，至今仍认为长时储电问题未真正解决，但确信“储氢是储能的一个可靠方向”。

在国际上，氢能被视为深度脱碳的核心路径。国际能源署权威报告显示，氢能被明确视为实现国际能源与气候目标的核心要素，尤其在工业炼化、重型运输、钢铁冶金等难以电气化的高碳排放领域，是深度脱碳的必由之路。同时，氢能还被认为是多场景能源载体，兼具化学原料与能源载体双重属性，可应用于电力储能、供热混合系统等。

“目前，有50多个国家制定了氢能发展规划，还有很多国家在进行氢能方面的探索。”彭苏萍介绍。

在我国，氢能早被赋予“未来国家能源体系的重要组成部分”“用能终端实现绿色低碳转型的重要载体”的定位，氢能产业也被列为战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。

当被问及哪个国家氢能发展规模大、成效好时，彭苏萍认为，无论技术、产业还是市场，没有哪个国家比中国“热”。

数据显示，2024年全球氢能产量超过1.05亿吨，我国生产和消费规模突破3650万吨，位居全球之首。截至2024年底，全球累计建成可再生能源制氢项目产能超过25万吨/年。我国累计规划建设可再生能源电解水制氢项目超600个，已建产能约12.5万吨/年，占全球的50%，规划及在建输氢管道超4121千米。我国已逐步成为全球可再生能源制氢及相关产业发展的引领者。

零碳园区建设迎来氢能2.0时代

“与煤制氢、天然气制氢、工业副产氢相比，可再生能源发电制氢还是比较贵的。”毛宗强坦言，全国绿氢制备价格具有明显地域差异，主要取决于各地可再生能源供应情况：价格最低的内蒙古为21.06元/千克，最高的重庆为46.28元/千克。

除制备环节外，运输在整个氢能产业链中也占较大成本。资料显示：采用长管拖车运输，50—100千米范围内成本为5.43—20.18元/千克，且随距离增加而上升；采用管道运输，25—500千米范围内成本为0.86—3.02元/千克，经济性较好；采用液氢槽车运输，50—500千米范围内成本为13.51—14.31元/千克，成本随距离小幅提升。

针对运输成本高的问题，毛宗强建议尽量改善氢的供需地理错位，就地建设氢城。“咱们国家发展煤炭有煤城、煤都，发展石油有石油城，现在要根据情况因地制宜建设氢城。”他表示，发展氢城的优势在于：煤城、石油城终有枯竭的一天，但氢城基于可再生能源，永不枯竭。

“虽然氢能源有了很大进步，但为什么没有成为各国的主体能源呢？”彭苏萍以自问自答的方式解释，原因有二：一是氢能相对比较昂贵，二是氢的安全性尚未根本解决。像最早将氢作为产业发展的美国、日本、阿联酋、澳大利亚，都未将其作为主要能源品类。

据介绍，为了应对氢能的成本高、安全性不足等问题，美、日、澳等国启动了氢能2.0时代，中国工程院则对应提出“泛氢”的概念。

泛氢是指将传统的纯氢能源扩展为包括氢气衍生品（绿氨、绿色甲醇等）在内的综合能源体系，旨在解决纯氢在存储、运输和应用中的局限性问题。其突破纯氢框架，将氢的化学合成物（如绿氨、绿色甲醇）纳入范畴，形成“氢氨醇融合”的能源形式，纯氢作为连接不同能源的桥梁，能有效促进可再生能源规模化利用。

虽然发展氢能尚存瓶颈，但说到制氨和制甲醇，中国有着相当丰富的经验。用彭苏萍的话说，以前“中国每个县几乎都有自己的化肥厂”，这为制氨打下坚实基础，“我们对氨很熟悉”。

制造甲醇同样如此。上世纪90年代，中国甲醇产业完成了从技术引进到自主创新的跨越，产能和工艺水平显著提升。当时河南、河北、山东、山西及东北等甲醇生产省份，甚至将甲醇掺入汽油制成甲醇汽油，以应对石油供应不足。

“因为甲醇（包括氨）引起的安全事故很少，所以中国工程院认为绿氢合成绿色甲醇（绿氨）是可以进一步研究的方向。”彭苏萍介绍。

“就目前来看，绿氢产业链中生产和储运成本较高，同时还要兼顾安全性，其中最难的就是储存和运输。”毛宗强补充说，要想办法解决这些难题，就是“像彭院士介绍的，将绿氢合成为绿氨和绿色甲醇，再进行储存和运输。”

在我国，绿氨、绿色甲醇的制储输用都有着十分成熟的经验，安全性、经济性问题都可以得到较好解决。以运输为例：采用槽车+铁路运输液态氨，成本仅为0.2—0.3元/千克，较为低廉；采用管道运输甲醇，运费仅为0.15元/千克，长距离运输成本优势更加明显。

泛氢体系将成零碳园区终极解决方案

“如何把氢能做得好、做得大？十年以前我们只重视在技术体系端发力，现在醒悟过来，要以产业应用端来带动氢能的发展。”彭苏萍表示。

各类园区必然成为氢能产业发展应用的理想场景。

彭苏萍认为，氢具有三重属性：一是作为原料资源的属性，二是作为能源的属性，三是作为储能介质的属性。

建设零碳园区选择氢能，正是基于以上三重属性。

位于浙江省平湖市的嘉兴港野猫墩物流园，氢能集卡、光伏屋顶等融为一体，100辆氢能集装箱卡车穿梭于物流园和码头之间。现场工作人员介绍，园区内短驳车辆均采用氢能集卡，港区内所有车辆均以电动或氢能作为能源，实现100%清洁化，每辆氢能集卡每年可以减碳50—80吨。使用氢能重卡、氢能集卡已经成为零碳园区在交通物流领域的零碳实践。

据介绍，在传统工业园区内的物流运输环节，燃油重卡和集卡是突出的碳排放源，而燃油替代的最佳路径是使用氢燃料电池。

“对于重卡而言，改用电动存在一定瓶颈：一是动力电池自重比较大，导致重卡自重增加；二是低温和加速过程会导致电池衰减较快，影响续航能力。”彭苏萍接着说，“所以，氢燃料电池重卡是替代传统重卡的首选。目前全国每年新增约4000辆燃料电池重卡，市场潜力巨大。”

据了解，截至目前，我国已建成加氢站540座，推广燃料电池汽车约2.4万辆。

7月8日，在位于内蒙古赤峰市的远景赤峰零碳氢能产业园内，我国规模最大的绿色氢氨一体化项目一期32万吨工程正式投产，标志着我国绿色氢氨产业从示范探索迈入规模化商业运营阶段。当日下午，全球首罐绿氨从园区顺利发车，必维集团现场为这罐绿氨颁发全球首张ISCC可再生氨证书，标志着全球绿色氢氨产业迈入商业化生产新阶段。

据了解，赤峰绿色氢氨项目以风电、光伏为动力，通过电解水制取绿氢，同时利用可再生能源电力分离空气中的氮气，最终通过动态合成工艺将氢气与氮气转化为绿色合成氨。该项目通过打造全球最大的独立可再生能源电力系统，依托绿氢绿氨装备全栈自主技术，将波动的可再生能源电力就地转化为稳定且易于储存的绿色燃料，并输往全球。

经介绍，该项目一期配套143万千瓦风电光伏及680兆瓦时储能系统，年产绿色合成氨达32万吨。按照规划，三期全部投产后总产能将达152万吨。

“远景正在赤峰建设全球最大的‘新石油’基地，用内蒙古戈壁荒漠中生生不竭的风光资源，生产绿色氢氨醇和生物航油，为人类开创‘新石油’时代。”远景董事长张雷表示。

既然是在产业端直接开展探索，目的就是在实践中发现并解决问题，因此即使出现波折也属正常。

“真正做成产业园区制氢的，我还是要提一提中石化的库车项目。这个项目采取碱性电解槽路线，但由于配套光伏电站的间歇性问题，以及对碱性电解槽估值过高，导致目前使用网电过多，淡化了可再生能源制氢的意义，且致使成本较高。”不过彭苏萍认为，“这是一个过程，大家不必担心，通过探索才能解决问题，估计2至3年内，库车项目将为中国提供一套非常好的标准和模式。”

泛氢能源时代的来临，不仅是氢能技术版本的迭代，更是赋予工业园区“零碳”的“锦囊”，托举起一座座被氢能点亮的绿色园区。一个不甘只为“世界工厂”的古老民族，终将以“双碳”承诺，成为人类命运共同体航船的重量级舵手。