绿氢项目产得出、用不上、不赚钱，代表委员建议配套专项电价政策

来源：第一财经

氢能作为实现“双碳”目标的重要路径，已连续三年被写入政府工作报告。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。今年全国两会上，多位人大代表、政协委员也提出了关于氢能发展的相关建言，其中多数聚焦绿色氢基能源产业。

绿色氢基能源项目是通过可再生能源电解水制取氢气作为核心原料，生产绿色甲醇、绿氨、绿色航煤等氢基燃料，并应用在工业、交通、电力等领域的综合性能源系统工程，是“双碳”目标下能源转型的核心载体。中国在该领域的发展已积累较深基础。截至2025年底，全国规划风光制氢项目达860个，制氢规模约1000万吨/年。

不过，当前国内绿色氢基能源项目规模化发展正面临系统性梗阻。全国政协委员、中国工程院院士马永生表示，电氢耦合机制不畅，导致绿氢项目产得出、用不上、不赚钱。全国人大代表、荆门分公司机电仪中心电气维修首席技师付胜利表示，绿氢产业发展仍面临离网制氢综合成本高、市场竞争力弱于灰氢、新能源政策与投资决策程序错位等挑战，制约企业积极性。

长期深耕能源一线的全国人大代表、国家电投集团电投绿能（000875.SZ）热控专家李文辉亦感触颇深。他曾在全球最大单体绿氨项目——吉林大安吉电绿氢合成氨一体化示范项目驻扎工作半年多。李文辉对第一财经记者表示，氢能产业的瓶颈在于“电-氢-化”的系统集成能力，绿氨是氢能走向规模化的关键载体，但受制于行业统一标准制定、价格机制等问题，绿氨项目难以复制，导致成本居高不下。

据第一财经记者了解，当前，国内绿色氢基能源项目主要面临收益水平下滑、投资收益不确定性增加，以及示范项目成本负担加重两大主要经济性难题。

绿色氢基能源项目运营模式以“自发自用为主、余电上网为辅”，其中余电上网收益是平衡项目投资成本的重要支撑，且当前投产或在建的示范项目投资决策阶段的电价预期，多数基于此前新能源保障性消纳为主的市场环境制定。然而，随着《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》、《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》印发实施，绿色氢基能源项目余电上网部分电价收益预期大幅下滑、消纳成本增加。

“目前大部分省份交易电价持续走低，部分电力现货市场负电价频发，叠加新能源装机爆发式增长带来的市场竞争加剧等因素，电价收益预期降幅达40%。”李文辉补充道，同时因绿氢项目未被纳入机制电量范畴，无法参与机制电量竞价，企业难以精准预判长期收益，制约产业投资积极性与规模化发展。

另外，绿色氢能产业还面临成本负担增加的经济性难题。李文辉表示，由于绿色氢基能源示范项目前期负荷率可能不达预期，或者已投产接入公共电网容量较大示范项目按容（需）量缴纳输配电费的模式，叠加系统运行费，项目整体运营成本上升20%-30%。

针对上述问题，马永生建议，完善电氢耦合机制，首先要保障绿氢项目配套风光的上网电量比例，明确并显著提高其消纳指标。同步配套专项电价政策，减免制氢用电容量电费、系统备用费等，确立氢能在电力市场中的独立储能地位，支持其参与调峰调频。

李文辉建议，对绿色氢基能源示范项目，针对性实施保障性电价政策和过渡期费用减免政策。例如，将项目余电上网部分纳入机制电量保障范畴，设定差异化竞价区间上下限等措施，锁定合理的上网电价水平，稳定项目长期收益预期。同时，对示范项目设定合理培育期，如对已投产项目输配电费按原有政策执行，对2030年前建成投产的示范项目，免征3-5年容（需）量电费增量部分，以此保障项目基本收益与运营稳定性，为绿色氢基能源产业规模化、可持续化发展奠定基础。

(本文来自第一财经)