典型区域绿电制氢：差异化路径破解规模化发展难题

在“双碳”目标深入推进的背景下，绿氢凭借风电、光伏等可再生能源电解水制取、全生命周期近零碳排放的核心优势，正成为推动工业深度脱碳、促进可再生能源高比例消纳的重要方向。中国能源研究会与自然资源保护协会日前在北京联合发布《典型区域绿电制氢模式研究》（以下简称研究）成果。研究选取山东、四川、甘肃三省9个典型城市，系统比较绿电直连、公网购电+绿证、长期购电协议（PPA）三大制氢模式，并提出区域差异化的发展路径，为我国绿氢产业从“示范探索”迈向“规模化发展”提供了路径参考。

典型区域路径分化：鲁川甘三省各择其优

研究团队以2030年为规划目标年，对三省9市开展了仿真分析。结果显示，三大制氢模式在成本和碳排放表现上差异显著，不存在“放之四海而皆准”的最优解。

山东作为典型电力受端工业省份，各市制氢成本与碳排放表现不一。在济宁、淄博等新能源资源禀赋一般的地区，公网购电模式制氢成本最低，但因其缺乏精细的时间匹配机制，制氢负荷时序与可再生能源出力存在错配，部分时段需由火电供电，难以实现真实减碳。而在东营等沿海风光资源优越的地区，绿电直连模式碳排放表现最优，但成本最高，新能源固定成本与储能固定成本合计在总成本中占比较高。

四川作为水电占比高的省份，整体电力系统已具备较高清洁化水平。研究选取攀枝花、德阳、阿坝三地开展分析，结果显示PPA模式在多数场景下经济性都较优，而绿电直连在阿坝等风光资源富集地区更具竞争力。

甘肃作为新能源送端型省份，省内存在较多输电断面，尤其是河西与河东之间的断面约束，使制氢路径选择更为复杂。在河西地区，新能源高度集中，PPA模式可较好实现系统新能源与调节资源的最优配置；但在河东地区，属于用电负荷中心，又受断面影响，低价新能源难以充分传导，大规模布局制氢项目反而可能触发本地火电增发，导致整体系统的碳排放增加。

研究表明，在存在电网阻塞的电力系统中，若不满足“可交付性”条件，即使保证小时级匹配，只要匹配电量无法有效送达负荷侧，新增用电仍将难以实现实际降碳。

绿氢认定标准存差异，“三个支柱”落地仍需逐步过渡

碳排放如何算、绿电如何认，是当前绿氢产业的核心争议。研究团队指出，国际上普遍认可绿氢应同时满足“三个支柱”——额外性（新增可再生能源）、时间匹配性（小时级匹配）、空间可交付性（物理可送达）。

然而，我国现行标准与国际标准仍存在差异。例如，2025年底国家能源局正式批准发布的《清洁低碳氢能评价标准》采用“井到大门”边界，不含运输环节，可再生氢碳足迹阈值为2.00kgCO₂e/kgH₂。而欧盟《可再生能源法案》要求包含运输环节，阈值为3.38kgCO₂e/kgH₂。

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Pete Budden在会上介绍：“美国的清洁氢标准要求碳排放低于4kgCO₂e/kgH₂，欧盟的可再生氢要求低于3.4 kgCO₂e/kgH₂，二者都提出了2030年后需要实现绿电小时级匹配、且在同一电网区域内或同一电力市场竞价区内交付。”他同时指出，ISO最新发布的ISO19870-1标准给出了各类制氢路径（如电解、化石燃料、生物质等）的温室气体排放核算方法，并建议在电解制氢路径上披露是否符合"三个支柱"标准，但并非强制要求，各国可以自行判定绿氢的碳排放阈值及标准。中国电力企业联合会氢能分会副秘书长周星进一步解释了标准差异的根源：“我们国家处于氢能产业发展初期，制定标准需立足我国国情和产业发展阶段。”

研究提出，应建立分阶段推进的绿氢认定时间匹配机制——短期（2027年前）以年度或季度匹配为主，中期（2027—2030年）过渡至月度匹配，长期（2030年后）推广小时级匹配，逐步实现与国际标准互认。这或将成为中国绿氢走向国际市场的关键一步。

因地制宜、分步推进，政策组合拳破解成本困局

研究认为，在风光资源条件有限的地区，网电模式可作为短期过渡，逐步向PPA模式转型；在风光资源优越地区，优先推广绿电直连模式，且采用光伏和风电采用1:2规模比例配置可实现经济性相对更优；在资源相对薄弱或电网约束较强的地区，应审慎布局大规模制氢负荷，优先通过网电模式或PPA模式而非绿电直连方式满足用能需求，以降低系统运行压力与碳排放增加风险。

“基于丰富的可再生能源资源，我国绿氢供应潜力主要集中在‘三北’地区。”电力规划设计总院清洁能源研究处处长龙望成也指出，“绿电直连项目若周边新能源资源丰富，优先推荐风电占比60%—70%、光伏占比30%—40%，以实现较低的供电成本和更好的风光互补效果。”在绿氢支持机制上，研究建议，不应简单采取固定度氢补贴的单一方式，而应结合区域资源禀赋、用氢场景、产业基础和储运条件，形成多元化支持机制。并建立动态退坡和分类退出机制，逐步以绿证、碳市场、绿色溢价等市场化收益替代直接财政补贴，推动绿氢产业由“政策驱动”加快向“市场驱动”转变，为工业绿色转型和新型能源体系建设提供支撑。周星在研讨会上指出，我国氢能发展当前面临四大挑战：“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。”

国际氢能燃料电池协会高级研究员赵康宁提供了一组关键数据：“从中长期看，纯氢管道将是绿氢实现大规模、低成本跨区域转运的关键基础设施。以500公里以上、年输量10万吨级的纯氢管道为例，在规模化运行条件下，纯氢输运成本有望降至约6元/公斤。若叠加0.2元/千瓦时左右的绿电成本，终端绿氢价格有望控制在25元/公斤以下。这一测算结果与滨海投资有限公司和中石化新星新能源公司签订的《绿氢供应框架协议》中19—22元/公斤的基准价格区间基本吻合”这说明绿氢终端应用价格已经具备较为清晰的市场锚定，也为未来工业、交通等重点场景的规模化应用提供了重要参考。

龙望成展望道：“到2060年，氢在终端能源消费的占比预计将达到12%—15%。绿氢产业将成为未来新质生产力的重要方向。”