中国工业报记者  曹雅丽

去年年底，国家能源局印发《清洁低碳氢评价标准》，首次构建了氢气生产的碳足迹评价体系，将氢分为低碳氢、清洁氢、可再生氢三个等级。其中，可再生氢（即绿氢）作为近零排放的绿色能源，正逐步成为推动工业深度脱碳、促进可再生能源高比例消纳和构建新型能源体系的重要方向。2026年政府工作报告进一步提出布局氢能等未来产业，将氢能作为能源领域仅有的两个未来产业方向之一进行部署。政策信号的密集释放，标志着我国氢能产业逐渐迈入“规模化发展”的关键窗口期。

然而，绿氢的规模化之路并非坦途——成本居高不下、减排实效难以核验、区域布局适配性不足等现实制约依然突出。不同地区在可再生能源禀赋、电力系统结构、电网约束和用氢需求上的巨大差异，决定了绿氢并不存在“统一最优路径”。如何在区域差异化条件下实现绿氢经济性与低碳性的协同，成为产业高质量发展的核心命题。

近日，中国能源研究会与自然资源保护协会在京联合举办研讨会，发布双方合作的《典型区域绿电制氢模式研究》成果。研究团队选取山东、四川、甘肃三类典型省份下属9个城市，对绿电直连、公网购电+绿证、长期购电协议（PPA）三类可再生能源制氢模式开展系统性对比分析。研究成果以国际绿氢“三个支柱”——绿电的额外性、时间匹配性、空间可交付性作为参考，量化评估了不同区域、不同制氢模式的经济效益与碳排放水平，据此提出了区域差异化的发展路径，为我国绿氢产业布局与政策制定提供了量化支撑与决策参考。

全球氢能发展正进入新一轮提速期

当前，全球氢能发展正进入新一轮提速期。中国电力企业联合会氢能分会副秘书长周星在研讨会上指出，能源安全、减排压力和经济增长，是推动本轮氢能发展浪潮的三股核心驱动力。

从国际看，欧美日韩等主要经济体已纷纷出台国家级氢能战略，美国《通胀削减法案》为绿氢提供最高3美元/公斤的生产税收抵免，欧盟则通过可再生能源指令（RED III）对绿氢提供支持。欧美绿氢规则在2030年后都会对电解水制氢所用的绿电要求严格的“小时级匹配”要求。自然资源保护协会国际气候变化与能源项目氢能高级研究员皮特·巴登（Pete Budden）介绍，美国和欧盟的绿氢标准，以及欧盟碳边境调节机制（CBAM）和温室气体核算体系（GHG Protocol）方法学等国际产品的碳足迹相关政策和标准，正逐步向低碳电力生产与消费“小时级匹配”的方向发展。这意味着，未来出口导向型企业若想证明其产品的绿色属性，必须具备可再生能源发电与用电分小时对应的数据支撑能力。我国在这一领域的标准建设刚刚起步。周星介绍，国内行业标准采用“井到大门”（well-to-gate）的系统边界，不含出厂之后的运输环节。在电力核算原则方面，国内标准与国外在“三个支柱”的要求上也有所不同。目前，中国行业标准的核心目标是解决“从无到有”的问题，制定适合国情的清洁低碳氢系统边界、计算方法与阈值。若企业有出口需求，仍需执行国外标准。

从产业现状看，周星总结了我国氢能面临的四大挑战：一是成本较高，清洁低碳氢的绿色价值尚未充分体现；二是关键材料和部件的国产化、自主化水平仍有待提升；三是市场消纳场景仍待开拓；四是相关体制机制还需进一步完善。

在绿氢供给端，我国的优势与约束同样明显。电力规划设计总院清洁能源研究院融合三处处长龙望成指出，基于丰富的可再生能源资源，我国在绿氢供应方面具备巨大潜力。相关资源和发展潜力主要集中在“三北”地区，尤其是西北和北部地区，将成为未来氢能产业的重要增长极。围绕新能源消纳，国家已出台一系列政策，特别是绿电直连政策的推出，为新能源直接参与制氢提供了政策保障，项目可通过减少并网容量等方式降低向电网缴纳的相关费用。

清华大学电机系助理研究员石梦舒则从国际竞争视角提出警示：从当前阶段看，我国在参与国际绿色贸易中不具备明显的成本优势和低碳优势。我国绿氢标准与欧美日韩等国家的标准在核算边界和阈值设定上仍存在差异，这意味着国际互认和绿色贸易更应作为中长期规划的发展方向。

未来绿氢需求仍将主要集中在工业领域

尽管挑战重重，与会专家一致认为，绿氢产业的发展趋势逐渐明朗，并将在未来数十年深刻改变我国能源结构与工业形态。

电氢耦合是实现“双碳”目标的重要路径。龙望成表示，未来将形成以电为主、氢为重要补充的供能方式。到2060年，氢在终端能源消费中的占比预计将达到约12%至15%。长远看，氢能将不再只是化工原料，而将成为与电力并列的终端能源载体。

绿氢产业将成为未来新质生产力的重要方向。龙望成分析，随着项目投资成本和绿电价格的逐步下降，绿氢成本将很快达到经济可行的区间。同时，绿氢生产可以与新能源和电网形成更紧密的调节与互动关系。在周边新能源资源较为丰富的情况下，绿电直连制氢项目的绿电配比可考虑风电占比60%至70%、光伏占比30%至40%，以实现较低的供电成本和更好的风光互补效果。

跨区域输送氢或氢基衍生物将成为破解空间错配的关键。龙望成指出，未来将通过建设氢能管网或氨醇管网基础设施，实现西部和北部绿氢向东部及沿海地区的输送与利用。

国际氢能燃料电池协会产业与研究部高级研究员赵康宁表示，在“双碳”目标持续推进、用氢成本不断下降的背景下，氢能资源禀赋与终端需求之间的空间错配将进一步加剧。未来以绿色氨、绿色甲醇等氢基衍生物为代表的储运方式，以及纯氢管道运输技术，有望成为破解氢能空间错配、推动绿氢规模化应用的重要路径。

从需求端看，绿氢的应用场景正在从单一走向多元。赵康宁表示，产业发展初期，在规划绿氢产能并协同下游需求时，应重点关注三个核心问题：绿电能否实现稳定低成本供应，绿氢能否进入高价值消纳场景，跨区域运输成本是否低于本地制氢或替代燃料成本。从未来氢能供需结构看，绿氢最有可能率先实现规模化应用的领域是工业及燃料领域——这些领域通常已具备稳定的用氢需求、减碳刚需明确、难以通过直接电气化完成深度脱碳，并且有条件形成长期采购协议和绿色溢价。

赵康宁进一步预测，从2035年至2060年，未来绿氢需求仍将主要集中在工业领域，重点用于合成氨、合成甲醇和炼化，以及交通和电力。针对交通领域，相比陆路交通，海运、航空及相关燃料方向可能具备更大的增长潜力。

石梦舒则从系统协同角度补充：电解槽的灵活性正在不断改善，不同技术路线的电解槽在灵活性方面存在差异，可通过配置碱性电解槽和PEM电解槽的组合，提升制氢项目的高灵活性。此外，作为一种储能形式，氢能相比电化学储能有大规模、长周期储存的优势。未来在面对极端天气或极端供需失衡的情况下，氢储能可发挥跨日、跨周甚至跨季节调节的优势，与电化学储能形成互补，除了调峰之外，在技术上还可发挥调频作用。

协同发力探索绿氢未来发展路径

绿氢的规模化发展没有“一招鲜”的解决方案。研究团队基于山东、四川、甘肃三省的实证分析，提出了从区域差异出发、以“三个支柱”为标、以政策机制为保障的系统性建议。

在模式选择上，需要因“域”制宜，在“三个支柱”与经济性间寻求最优解。研究团队认为，制氢模式的选择主要取决于该地区电力系统的新能源渗透水平、网架结构和资源空间分布。山东作为典型受端工业省份，公网购电模式成本最低，但难以证明所使用绿电的“三个支柱”要求。相比之下，绿电直连和PPA可实现更显著的减排效果，PPA通常更具经济优势，但绿电直连在风光资源优越、负荷可就地消纳的地区更具竞争力。四川作为水电占比高的典型省份，PPA在多数场景下表现出较强的成本韧性，绿电直连则更适用于省内资源富集地区的就地消纳型项目。甘肃作为新能源占比高且以外送为主的省份，制氢模式选择呈现出高比例新能源电力结构下的复杂性。在河西等新能源富集地区，绿电直连可显著促进消纳并提升减排成效；但在庆阳市等河东负荷中心或网架受限地区，大规模布局制氢项目可能会增加该地区电力系统整体碳排放。

王骁宇总结，三类模式各有优劣：绿电直连的物理边界最清楚、溯源最容易，但对选址和资源禀赋要求较高；公网购电灵活性较高但绿色认证难度大；PPA模式兼顾资源优化与跨区布局优势，但受制于电网消纳和阻塞制约。

在绿氢认定上，研究团队建议采取分阶段过渡策略。短期（2027年前）以年度或季度匹配作为过渡；中期（2027年-2030年）逐步过渡至月度匹配，并在有条件地区开展分小时级碳核算试点；长期（2030年后）全面推广小时级匹配要求，并同步强化额外性、空间可交付性及碳核算要求。

自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉表示，如果区域电网碳足迹因子和可溯源的绿电交易能够实现更加精细化的分区分时管理，如绿电交易实现小时级匹配，我国绿氢的碳排放核算与国际标准2030年的要求可基本实现互认。目前，不同地区绿电分时交易机制实施进度有差异，广东省等经济外向型省份已开始推行绿电分时交易机制。

研究团队从规划机制、补贴政策与市场化转型三个维度提出建议。规划机制上，应建立区域差异化布局和分阶段推进相结合的绿氢发展体系，结合地方实际科学选择制氢方式，统筹优化氢能生产与消费布局，降低储运成本。补贴政策上，应结合制氢碳排放与成本、储运条件、用氢场景等因素，形成差异化支持政策。黄辉建议参考国际经验，碳排放强度管控标准越严格，项目得到的财税扶持力度应越大。

黄辉进一步提出，可通过竞争性拍卖等方式推动补贴有序退坡，通过碳市场有偿排放、非电绿证等方式提供资金来源，逐步构建长效、可持续的支持机制。在下游应用端，可按照存量灰氢应用优先替代、经济承受能力强的行业优先推广、就地就近应用一体化优先应用、工业原料替代优先于燃料替代等思路，循序渐进扩大绿氢应用规模。

市场化转型上，研究团队建议推动补贴方式由单一固定补贴转向财政补贴、市场机制与需求侧激励相结合的综合支持体系，建立补贴动态退坡机制，依托绿证、碳市场、电力市场等搭建市场化盈利渠道，加速推动绿氢产业从政策扶持向自主市场化转型。

周星特别强调，推动技术进步是降低成本的关键途径，主要体现在三方面：降低建设成本，除设备成本外，规划设计是节约建设成本的重要部分，包括如何规划设计新能源、储能、储氢、电解槽配比等；通过一体化控制系统提高利用效率，降低运行成本；通过国产化、自主化替代及规模化应用降低设备成本。

从政策引导到区域实证，从国际对标到机制设计，《典型区域绿电制氢模式研究》给出了一个清晰的判断：绿氢的未来不在于寻找“最优模式”，而在于因地制宜地选择“最适路径”。