在氢能综合应用试点遴选工作启动、终端用氢降价明确的背景下，如何有效压降绿氢生产成本、拓展多元化应用场景，成为行业亟待破解的课题。
在近日由自然资源保护协会联合举办的《典型区域绿电制氢模式研究》（下称“报告”）研讨会上，与会专家认为，产业链上下游协同、区域差异化布局、分阶段精准施策，将推动绿氢从政策扶持加速转向市场化自主发展。
2026年政府工作报告提出，设立国家低碳转型基金，培育氢能、绿色燃料等新增长点。“十五五”规划纲要也把氢能与核聚变作为能源领域唯二的未来产业进行前瞻性布局。3月中旬工信部等联合发布的《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》（下称《通知》）更是直接锚定终端用氢降价目标，提出到2030年，终端用氢平均价格降至25元/千克以下，力争在部分优势地区降至15元/千克左右。
“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重要驱动力。”中国电力企业联合会氢能分会副秘书长周星在会上直言，产业热度高涨下，现实挑战同样突出。他提出，国内氢能发展主要面临几方面挑战，包括成本较高，清洁低碳氢的绿色价值尚未充分体现；关键材料和部件的国产化、自主化水平仍待提升；市场消纳场景仍待开拓等。
价格高企是掣肘绿氢规模化的首要痛点。据第一财经记者了解，国内氢能产业上游制取绿氢成本高，全国加氢站平均加氢价格约38元/公斤，抑制下游燃料电池汽车等应用规模化扩张。若按《通知》要求，意味着未来五年每公斤绿氢均价至少要压减10元。
电力成本是绿氢成本的核心，占比约六成。据阳光氢能副总裁方伟测算，电价在0.3元/千瓦时的时候，每千克绿氢仅电费就需约16.5元，叠加设备与建设成本后绿氢总成本超过20元/千克；若电价降至0.13元/千瓦时，绿氢成本将降至11.6元/千克。
业内认为，国内丰富的可再生能源将为绿氢成本压减提供重要支持。“我国在绿氢供应方面具备巨大潜力。”电力规划设计总院清洁能源研究院处长龙望成在会上表示，国内可再生能源相关资源和发展潜力主要集中在“三北”，尤其是西北和北部地区，将是未来氢能产业发展的重要区域。随着项目投资成本和绿电价格下降，绿氢成本将很快达到经济可行区间，同时绿氢生产可与新能源和电网形成更紧密的调节和互动关系。
龙望成特别指出，绿电直连政策出台为新能源直接参与制氢提供较好的政策保障，如项目可通过减少并网容量等方式，降低向电网缴纳相关费用。他建议，在周边新能源资源较丰富的情况下，绿电直连制氢项目绿电配比可考虑风电占比控制在60%-70%、光伏控制在30%-40%，实现较低的供电成本和更好的风光互补效果。
不过，由于区域资源禀赋、电源结构不同，与会嘉宾认为绿氢降本不存在放之四海而皆准的最优路径。报告选取了山东、甘肃、四川三个典型省份下属9个城市，为不同区域制氢模式提供参考。
报告称，山东作为典型工业受端大省，长期购电协议（PPA）模式兼具成本与减排优势，不过在风光资源优越、负荷可就地消纳地区，绿电直连更具竞争力；四川水电富集，PPA在多数场景中成本韧性强，绿电直连则更适用于省内资源富集区的就近消纳项目；甘肃新能源外送特征明显，制氢模式选择呈现出高比例新能源电力结构下的复杂性，比如河西等新能源富集区绿电直连模式更优，但在河东等负荷中心或网架受限地区，大规模布局制氢项目或增加当地电力系统整体碳排放。
另外，报告强调，在绿氢补贴政策上也要差异化施策，建议结合制氢碳排放与成本、储运条件、用氢场景等因素，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。同时，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。
下游应用亦需循序渐进。自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉建议，下游应用端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，逐步扩大绿氢应用规模。
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郭霁莹
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