新华网科技观察丨绿氢成本破局：从示范走向规模化的关键窗口期

　　新华网北京4月8日电 题：绿氢成本破局：从示范走向规模化的关键窗口期

　　新华网记者 杨静

　　“十五五”规划纲要提出，瞄准引领未来发展重点领域，构建未来产业全链条培育体系，推动氢能和核聚变能等成为新的经济增长点。

　　这一战略部署为氢能产业锚定长期发展方向。近期，工信部、财政部、国家发改委联合印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》（以下简称《通知》），进一步将顶层设计转化为可落地、可量化的行动方案。

　　《通知》明确，2030年终端用氢平均价格降至25元/千克以下、优势地区力争15元/千克的量化目标，为产业发展划定清晰路线图。

　　如何跨越绿氢与灰氢的成本鸿沟、打通全链条经济性堵点，成为绿氢产业从政策驱动转向市场驱动的核心命题。

　　成本鸿沟：绿氢与传统制氢的现实差距

　　绿氢发展的核心梗阻是成本竞争力不足。中国氢能联盟研究院数据显示，2025年6月底，全国生产侧氢价指数约27.5元/千克，消费侧则高达45元/千克，近18元的差价凸显出从生产到终端的成本传导堵点，也让25元/千克的目标面临挑战。

　　电力成本是绿氢成本的核心，占比达60%—70%。阳光氢能有限公司副总裁方伟测算，电价0.3元/千万时时，仅电费就约16.5元/千克，叠加设备与建设成本后总成本超20元/千克；若电价降至0.15元/千瓦时，电费可压缩至10元/千克以内，总成本有望控制在15元/千克左右。

　　电价与绿氢价格测算

　　另外，风光发电的间歇性波动性，直接拉低电解槽设备利用率，高额折旧进一步推高氢价。过去依赖大电网的“并网制氢”虽能保障稳定，但电价偏高、绿色属性认定复杂，难以支撑长期成本优化。

　　上海电气集团上海氢器时代科技有限公司总工程师吴亮直言，当前绿氢成本约为灰氢两倍以上，即便考虑进口碳税，下游仍需承担更高成本；降本要“七分靠制氢、三分靠其他环节”，既要压低绿电价，也要在制氢装备与储运用全链条提效降耗。

　　记者调研发现，单纯依靠设备降价降本已近瓶颈。近三年电解槽价格大幅下行，部分机型招标价接近腰斩，继续压缩空间有限。产业共识已形成：单点降价不可持续，系统提效才是破局关键。

　　破局路径：从设备竞争到系统重构

　　多位企业负责人与专家表示，绿氢成本突破必须跳出单一设备思维，转向源网荷储氢一体化的系统思维，核心路径集中在离网制氢、系统优化与柔性技术的应用、技术迭代与数智赋能三大方向。

　　离网制氢，锁定绿电成本优势。

　　从“并网”走向“离网”，已成为行业降低电力成本的重要选择。通过风光直连+储能储氢构建独立微能源系统，将弃风弃光电“变废为宝”，从源头压低电价基数，摆脱对大电网的依赖。

　　这一技术路线正从理念加速走向规模化实践，国家能源局2025年公布的能源领域氢能试点名单中，辽宁华电铁岭新台子离网风电储能制氢一体化项目、吉林大安规模化风光离网直流制氢项目等均入选先进柔性离网制氢示范名单。

　　从示范项目建设到规模化推广，离网制氢的经济性与稳定性仍需关键技术突破作为支撑。北京科技大学胡松副教授表示，离网制氢的核心关键是绿电适配性。若能在成本不变的前提下提升绿电适配性，可大幅降低储能储氢成本，对控制制氢成本意义重大。

　　2025年7月，国家电投吉林大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目全面投产。阳光氢能供图

　　系统优化与柔性技术：提高绿电适配性

　　离网制氢的核心痛点是绿电供应波动与化工连续用氢的矛盾，而这一矛盾直接拖累系统效率、推高成本。

　　东华工程科技股份有限公司技术总监崔传生表示，风光资源丰富地区的绿电直接成本虽低，但风光发电的不稳定性导致电解槽设备利用率低、折旧成本高，同时化工生产24小时连续运转的需求，对氢源稳定性提出极高要求，若绿电与用氢需求匹配不畅，便会造成效率损失、成本上升。

　　柔性制氢技术的引入，为解决这一矛盾提供了关键路径，有效提升了绿电适配性。该技术可主动跟随风光出力波动，灵活调节制氢规模和效率，精准衔接绿电的间歇性与下游用氢的连续性。

　　阳光氢能在吉林、内蒙古等地多个国家级示范项目中，以柔性制氢系统适配强波动风光电源，电解槽负荷响应快、系统无故障运行率高，实际制氢效率明显提升。方伟表示，真正的成本竞争力，来自对波动性绿电的高比例消纳与全系统效率最优，而非单纯设备低价。

　　而系统效率的提升，会进一步强化绿电适配性。崔传生提出，破局关键在于从“设备采购”转向“系统集成”思维，通过精准的容量配比、智能运行策略和技术优化组合，最大化绿电消纳与设备价值，本质上就是通过系统层面的优化，提升绿电与制氢、用氢全链条的适配效率。

　　综上，柔性技术引入解决适配痛点，系统效率提升巩固适配效果，二者协同发力，将有效提高离网制氢的绿电适配性。

　　技术迭代与数智赋能，筑牢能效基础。

　　面向吉瓦级规模化项目，多设备集群运行、多能源耦合带来管控挑战，人工智能、数字孪生等数智技术与多元技术路线迭代协同，推动绿氢综合能效持续优化。

　　在技术迭代层面，行业正以成熟路线为根基、以前沿技术为突破，构建分层递进的技术布局。吴亮表示，氢器时代已全面布局碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）、固体氧化物（SOEC）及阴离子交换膜（AEM）四条技术路线，其中ALK与PEM处于成熟商用阶段；AEM融合低成本与高柔性优势，是重点推进的下一代技术，SOEC可高效利用数据中心余热，显著提升系统整体能效，企业正加快推进其产品化落地。上海泰氢晨能源科技有限公司副总经理刘万根表示，正泰氢能主要采用ALK+AEM双路线并行，ALK满足大型工业规模化用氢需求，AEM适配分布式风光耦合等灵活场景，以“主流+前瞻”的组合，从全生命周期成本角度实现系统制氢经济性最优。

　　多元技术路线的协同迭代，让绿氢生产能够适配不同资源条件与应用场景，从设备端筑牢能效提升的基础。

　　在数智赋能层面，人工智能成为推动系统管控从“被动响应”向“主动预判”跃升的核心手段。阳光氢能副总裁方伟指出，人工智能是支撑数字化进阶的关键技术手段，通过采集海量运行数据构建分析模型，将数字信号与设备工况、健康状态、性能衰减等特征精准映射，依托实证数据训练智能模型，可逐步实现故障预判、性能趋势识别，完成从“看得见”到“看得懂”再到“预判得了”的能力升级。

　　场景分化：哪些领域率先算通经济账

　　当前绿氢经济性呈现明显场景差异，绿色化工成为其率先突围的主阵地。在风光资源优越地区，绿氢就地制备、就地转化为绿氨、绿色甲醇，可有效规避长距离储运问题，契合国际低碳发展需求。

　　中国能建投资建设的吉林松原氢能产业园绿色氢氨醇一体化项目去年年底正式投产，这也是全球最大的绿色氢氨醇一体化项目。项目投产后，比利时航运企业CMB.TECH与中国能建签订了全球首单绿氨远洋航运燃料销售合同。该项目为绿氢在绿色化工领域的规模化应用提供了重要示范。

　　2025年12月16日，中能建松原氢能产业园项目——全球最大绿色氢氨醇一体化示范项目正式投产。阳光氢能供图

　　交通领域中，矿区、港口、园区等封闭场景的氢能重卡，依托制加氢一体站降低储运成本，终端氢价降至25元/千克时，能源成本已接近柴油车，具备局部经济性。方伟表示，重载长途场景已显现局部优势，随着价格下探与基础设施完善，经济性将进一步扩大。

　　刘万根介绍，上海泰氢晨在天然气掺氢、工业绿氢替代项目中验证，绿电成本降至合理区间时，掺氢供气综合成本可与传统天然气竞争，为工业窑炉脱碳提供新路径。而冶金、大规模储能等场景仍处示范初期，经济性依赖碳价机制与低成本绿电支撑。

　　整体来看，绿氢成本破局已从概念走向现实，呈现出场景分化、梯度落地的清晰格局。绿色化工凭借就地消纳、绿色溢价与长单锁定，成为最先跑通盈利模型的核心领域；封闭场景氢能重卡、天然气掺氢等应用则依托成本优化实现局部竞争优势，打开规模化推广窗口。而冶金、大规模储能等场景仍处于示范培育阶段，其经济性突破仍需依赖碳价机制完善与绿电成本持续下行，未来将随产业成熟逐步释放潜力。

　　业内人士判断，当绿电成本持续下探、电解槽能耗与寿命优化、储运加注体系完善，绿氢成本将在2030年前后与“灰氢+碳税”综合成本形成有效竞争，完成从政策驱动到市场驱动的切换。