JFE Engineering已经获得相关工程合同，负责这条管道的设计和建设。管道将连接川崎沿海地区的制氢设施和Japan Suiso Energy（JSE）运营的川崎LH₂终端。

这条管道在日本液氢产业发展中具有特殊意义。它不仅承担氢气输送功能，也将成为川崎区域氢能基础设施的重要组成部分。

未来，川崎地区将形成一条较为完整的氢气处理链路：

天然气 → SMR制氢 → 高压氢气管道 → 氢气液化 → 液氢储存 → 液氢运输。

5万立方米液氢储罐是终端核心设施

川崎LH₂终端位于川崎市扇岛，是日本推进大规模液氢供应链建设的重要项目。

项目规划建设一座5万立方米液氢储罐，同时配套液氢船舶装卸设施、氢气液化设施以及氢气供应设施。

Japan Suiso Energy负责终端运营，川崎重工参与项目建设。

该项目属于日本新能源与产业技术综合开发机构（NEDO）Green Innovation Fund支持的液氢供应链商业化示范项目。

需要注意的是，媒体报道中提到的“2万亿日元绿色基金”指的是日本政府Green Innovation Fund的整体资金规模，并不是川崎LH₂终端获得了2万亿日元投资。

根据川崎重工公开资料，川崎液氢供应链商业化示范项目总规模约3000亿日元，其中约2200亿日元来自政府补贴。

日本正在搭建国际液氢供应链

川崎LH₂终端的目标并不只是满足日本国内一座制氢厂的需求。

日本希望借助这一项目建立大规模液氢进口和供应体系，将海外生产的氢气通过液化、海运等方式运往日本，再进入国内能源市场。

川崎重工此前已经完成液氢海运示范。

2022年，川崎重工建造的“Suiso Frontier”液氢运输船完成澳大利亚至日本的液氢运输，实现了国际液氢海运的重要技术验证。

目前，日本企业还在推进更大规模的液氢运输船建设，其中包括约4万立方米级液氢运输船。

如果这些项目按计划推进，日本未来将逐步形成从海外制氢、液化、海运，到日本接收、储存和终端供应的完整液氢链条。

川崎LH₂终端正是其中的日本接收端。

为什么先用灰氢？

从长期目标来看，日本希望建立低碳氢供应体系。但在项目建设初期，稳定的氢源同样重要。

天然气SMR技术成熟，连续运行经验丰富，能够提供稳定的氢气供应。对于需要验证液化、储存、管道运输以及终端运营的示范项目而言，这种稳定性具有现实价值。

因此，川崎新建SMR制氢设施，可以理解为液氢终端商业化运行前的配套氢源。

但灰氢也带来了一个无法回避的问题：如果液氢最终要服务于日本的脱碳目标，那么氢源本身也必须逐步降低碳排放。

未来，川崎液氢终端如果能够接入绿氢、配套CCS的低碳氢，或者其他低碳制氢路线生产的氢气，现有的液化、储存和运输设施仍然可以继续发挥作用。

这座18吨/日的SMR制氢设施并不一定代表日本最终的氢源选择，而更像是当前液氢基础设施建设阶段的一块“拼图”。

液氢商业化真正的考验仍在成本

日本正在快速完善液氢产业链，但从示范项目走向大规模商业化，仍有不少问题需要解决。

首先是氢源成本。天然气制氢目前具有较成熟的成本基础，但如果未来转向绿氢，制氢成本可能明显上升。

其次是液化能耗。氢气液化需要将温度降低至约−253℃，液化过程本身需要消耗大量能源。

此外，大规模液氢运输船、储罐、装卸设施以及长距离供应链也需要持续降低建设和运营成本。

因此，川崎LH₂终端未来真正需要验证的，不只是液氢能不能生产、储存和运输，更是整个供应链能否稳定运行，并最终形成具有商业竞争力的价格。

川崎项目体现了日本发展液氢产业的一条清晰思路：先建设液化、储存、运输和接收基础设施，再逐步扩大低碳氢源供应。

目前，这套体系的一端仍连接着天然气SMR制氢，另一端则指向未来的国际低碳氢贸易。

从18吨/日制氢设施，到约4公里高压氢气管道，再到5万立方米液氢储罐以及大型液氢运输船，日本正在逐步补齐液氢供应链的关键环节。

真正决定这套体系能否走向商业化的，最终还是氢气价格、液化成本、运输效率以及低碳氢源的稳定供应。

对于全球氢能产业而言，川崎项目也提供了一个值得观察的案例：氢能基础设施的建设速度，可能会快于低碳氢源的成熟速度。如何让已经建成的基础设施最终获得足够且经济的低碳氢源，将成为日本下一阶段需要解决的问题。