全国不足1%，要动真格了

内蒙古锡林郭勒盟多伦县，7月清晨，大唐多伦煤化工有限责任公司的产品装运区已经忙碌起来。叉车一趟趟把聚丙烯树脂装上卡车，这些白色颗粒的原料正在悄悄“换血”，从传统的灰氢变成低碳的绿氢。

当地政府官网显示，过去生产聚丙烯，氢气主要来自煤炭气化，碳排放量高。如今在厂区另一侧，15万千瓦风光制氢一体化示范项目已经并网投产，风机和光伏板发的绿电制成绿氢，直接注入甲醇合成环节，替代原来的灰氢。截至2025年中，该项目绿氢生产实现的年减排二氧化碳达到13.88万吨。这相当于750万棵树一年吸收的二氧化碳量。

然而，多伦的绿色图景更像是一座孤岛。国家能源局编制的《中国氢能发展报告（2025）》显示，2024年中国氢能全年生产消费规模超3650万吨，连续多年居全球第一。但拆开结构看，煤制氢占56％，天然气制氢21％，工业副产氢21％，电解水制氢占比极低。这与全球氢能产业的发展阶段基本一致，目前全球氢气生产仍主要依赖化石能源，低排放氢占比不足1％。

“绿氢替代灰氢早已成为共识，但绝非简单的拆旧换新。”石油和化学工业规划院化工园区处、综合评价处处长刘思明对《中国新闻周刊》说，绿氢替代的本质，是对能源与化工两大系统的复杂重构。目前技术虽然已经跑通，但距离工业化还很远。

6月23日，国家发展改革委等四部门联合发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》（下文简称《办法》），首次将绿氢、绿氨、绿色甲醇等非电品类可再生能源纳入企业刚性考核清单，自8月1日起施行。倒逼氢能“变色”的改革，正在推进。

位于新疆库车的一处万吨级光伏制氢项目 图/新华

绿氢之痛

如果把全国氢能项目标在地图上，会发现落点密集分布在东北、西北和华北地区。

“因为三北风光资源富集，绿电更便宜。”刘思明算了一笔账，电解水制氢的成本结构中，电价权重最高。每产一公斤氢，耗电45—55度。按工业电价约0.4元/度算，仅电费就超过20元。

在2025清华大学“碳中和经济”论坛上，中国石化发展计划部（新能源办公室）副总经理刘应红曾给出一组数字：国内煤制氢的成本仅12元/千克，天然气制氢约15元/千克。绿氢全成本落在22—32元/千克，相当于灰氢的2—3倍。

三北地区的光伏发电成本已降至0.15元至0.2元/度，理论上能把绿氢成本拉到15元以下，逼近灰氢。中石化把第一个万吨级光伏绿氢示范项目放在了新疆库车就有这方面考虑。

公开资料显示，库车项目总投资近30亿元，配套300兆瓦光伏电站，2023年6月产氢，同年8月全面建成。52台1000标方/小时的碱性电解槽依次排列，构成了当时全球单体规模最大的绿氢装置，设计年产能2万吨。氢气通过管道直送20公里外的塔河炼化，替代原有天然气制氢。

“库车项目论证了万吨级绿氢炼化的技术可行性，但最大的挑战是设备利用率。”一位电解槽领域从业者告诉《中国新闻周刊》，库车项目起步早，采用的是传统碱性电解槽。这种技术路线成熟、价格低，系统成本约1400元/kW。但它抗波动能力差，启停时间在几十分钟，跟不上秒级的风光变化。

曾有行业媒体测算，中石化库车项目运营第一年仅生产了7000多吨绿氢，产量远低于预期。“电解槽只跟风光跑”的工程现实就是利用率上不去。

“质子交换膜（PEM）电解槽能解决灵活性问题，但就是贵。”复旦大学教授张波，长期从事氢能源与碳中和领域的电催化研究。他告诉《中国新闻周刊》，PEM电解槽冷启动仅需几分钟，天然适合与风光耦合，关键在催化剂“铱”，但这种元素的全球年产量仅7—10吨，每克高达1600多元，比黄金还贵。

“这还没算电解槽折旧、运维、人工等环节的成本。”刘思明补充，每公斤氢消耗去离子水9—10升，而三北地区水资源相对紧张，相关成本还要再增加。

化工是目前最大的氢气消费端，为实现行业碳减排目标，自然成为推动绿氢替代灰氢最关键的落地场景。张波曾到西北多地煤化工厂进行技术交流，当地企业对绿氢技术方向完全认同，但落到自家工厂，账却算不过来。不同规模的煤制氢装置，投资从几千万元到百亿元不等，设计寿命通常20—30年，折旧没完成，企业不会轻易退出。另一方面，原料换成绿氢，每公斤差几元，乘以万吨级耗氢就是近亿元成本差。企业负责人告诉张波，他们面临的不是转型节奏如何调整，而是生存问题。

“采用绿氢耦合必须解决风光发电波动性与化工连续生产要求之间的匹配问题。”刘思明参与过内蒙古、陕西、甘肃、河北等多地能源化工项目前期工作，他以光伏为例，因发电时间受限，即使给予理论上足够多的装机量，相关企业也很难实现绿氢连续生产，进而造成电解槽产能浪费、生产成本增加。

针对产能不达预期等质疑，中石化曾回应，待塔河炼化生产装置完成扩能改造，绿氢输送量将逐渐增加，预计到2025年四季度实现满负荷生产。 但截至2025年9月，库车项目累计输氢约1.49万吨，年产能仍只到设计产能的三成多。除了生产端，一位新能源领域受访专家表示，绿氢“生产出来卖给谁”在业内仍是先有鸡还是先有蛋的问题。谁用、往哪儿送、怎么送才划算，目前还没有清晰答案。

刘思明介绍，高压气态运输仍是氢气主流运输方式。目前主流用20兆帕长管拖车，100公里内运输成本为8.5—9元/公斤，运输距离超过200公里，经济性将显著下降。

刘思明提醒，目前绿氢制备示范项目聚集在三北，但用氢大户却在华东、华南，受限于源荷空间错配，绿氢产业实际面临着“制得出、运不到、卖不掉”的被动局面。

“有产能、没市场”

氢是出了名的“难伺候”——体积密度低、易泄漏，储运成本吃掉一大块。氢本身难运，但氨、甲醇、航煤是常温常压，能走现有石化基础设施。

既然氢气难储、难运，都亏在路上，能否就近转化？吉林省为观察这种转变提供了一个窗口。横跨200多公里的“长春—松原—白城”城市群，成为东北地区唯一国家氢能区域试点，国家电投大安、上海电气洮南、中能建松原这三个国家级试点项目，不约而同地选择了“绿色氢氨醇一体化”模式，即利用可再生能源制氢，并进一步合成绿色氨和绿色甲醇等低碳能源与化工产品。

“松原虽然单项风光资源不是最强，但综合优势最突出。”中能建氢能源有限公司党委书记、董事长李京光告诉《中国新闻周刊》，更重要的是，松原市统一管理风光资源，按项目匹配，这是项目能顺利落地的重要前提。

中能建氢能源有限公司于2022年1月成立，当时产业政策远不如现在明朗。李京光还记得，早期很多地方政府不了解氢能，每次谈项目前，要先花大量时间科普，地方一句“你们有成功项目吗？带我们看看”就把人顶回来了。

“想要真正落地，关键是如何把绿电直接利用起来。”李京光坦言，绿氢的“绿”和“便宜”，只能在“绿电直供”模式下同时拿到，走电网无法实现。

目前，火力发电仍占全国总发电量六成以上，绿电并入公网后无法区分来源，国际市场不认。此外，公网输电需缴纳30％—40％的输配电费和过网费，直接推高制氢成本。

现实中，绿电直接向制氢工厂供电早在2017年便开始试点，但长期面临制度障碍。前述不愿具名的新能源领域专家告诉《中国新闻周刊》，这种模式触动了电网企业的利益，有些地区电网曾让工商业用户在电网和试点售电中二选一。再加上过网费机制不明确、输配成本分担不清，阻力层层叠加，很多用户权衡后又选回电网。

西南石油大学教授雷宪章指出，目前全国95％以上的制氢仍依赖电网供电，在当前电价水平下，氢能的经济性问题尚未得到解决。他认为，发展氢能的其中一个初衷是消纳多余绿电，应该以“离网制氢”为方向。

作为国家试点项目，中能建松原氢能产业园更早争取到了建设空间：配套建设62公里220千伏专用输电线路，将640兆瓦风电光伏点对点直供化工园区，形成独立供电通道。

“项目本身给属地留了产值。”李京光介绍，这也是建设绿电直连“蹚出来的经验”。项目一期99架7.5兆瓦级以上风机全部采购于松原当地公司，为松原新能源装备制造企业提供15亿元产值。项目建成后，78台风机的发电量作为绿色能源直供化工端，剩余21台风机将并入松原供电系统，向外输出。

离网问题解决后，新的挑战是，如何连续稳定地制氢。雷宪章指出，风光发电波动，主流的碱性电解槽如频繁启停将大幅缩短设备寿命，化工企业生产求稳，一旦诉求无法满足，只能又接回电网，矛盾由此产生。

在吉林省的多个试点中，中能建松原项目的做法是通过“柔性化工工艺”动态调节反应条件，使合成氨装置能够灵活适配新能源出力波动，解决了化工负荷与风光发电波动不匹配的难题。

“制绿氢只是第一步，卖上价才能形成商业闭环。”刘思明举例，参照2025年市场水平，国内灰氨市价约2800元/吨，国内已投产绿氨项目综合制氨成本接近4000元/吨，试点企业还必须解决卖给谁的问题。

长期以来，欧盟被视为中国绿色氢氨醇最有潜力的出口市场之一，但其认定标准十分严苛。

2025年10月，大安项目获得欧盟《可再生能源指令》框架下的准入证书（ISCC EU RFNBO）。理论上，持证绿氨出口日韩市场到岸价将超过5000元/吨，溢价超过10％。不过，业内也清楚，ISCC EU标准由欧洲主导，存在单边变动风险。刘思明举例，欧盟认证标准中采用的中国电网碳排因子，几乎是生态环境部公布数值的两倍。国内企业出口，不仅要按欧盟标准定期审查，还得自己搭一套绿色认证内控体系，成本极高。业界一直呼吁的本土绿色认证已经落地，但目前仍在对接先进标准，还没到替代欧标的阶段。

除少数先行项目实现国际订单突破外，国内绿色氢氨醇产业整体仍面临“有产能、没市场”的困局。国家能源局数据显示，截至2026年一季度，我国已建成绿氢、绿氨、绿色甲醇以及可持续航空燃料年产能分别约为25万吨、70万吨、38万吨、170万吨。不过，国内绿色氢氨醇产业的应用场景并未形成规模化需求。

“政策导向已从‘要不要发展氢能’转向‘怎么高质量发展氢能’，要扭转过去对绿色能源‘重生产、轻应用’的旧局。”李京光分析，绿氢替代灰氢，实质是成本与政策双轮推进的过程，现在要打通产销链条，除技术攻关外，产业还需突破标准认证、储运基建、商业模式创新等非技术壁垒。

山西孝义市一处甲醇制氢热源厂厂区 图/视觉中国

奖惩并重，逼出需求

今年2月，云南省发布《云南省促进绿色电力消纳的若干措施》。其中提出对符合条件的绿氢项目，给予最高13元/千克的补贴。这是“十五五”开局之年第一批省级绿氢专项补贴，中信政策研究认为“该补贴力度空前”。

“云南水电资源丰富，但丰水期仍存在弃水现象，制氢恰好能消纳这部分绿电。”前述新能源领域的受访专家表示，云南省这份文件，不仅在制度层面破冰，允许在非化工园区建设可再生能源电解水制氢，还将对年产绿氢100吨以上的新能源制氢（氨醇）一体化项目，给予补贴奖励，时间自投产之日起连续三年。

和新能源汽车相比，在起步阶段，绿氢产业走在了政策补贴前面。刘思明回忆，过去六年，国家对氢能的定位完成了三级跳。2019年，政府工作报告首次提及氢能，落脚点是加氢站建设；2024年，氢能被定位为前沿新兴产业；2026年，明确为“新增长点”，并纳入未来能源的首位。制氢端补贴这两年才追上来。

今年3月，工业和信息化部、财政部、国家发展改革委联合印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》（下文简称《通知》），中央财政奖励上限推至单个城市群16亿元。目标是到2030年，终端用氢均价降到25元/千克以下，优势地区力争15元/千克。

前述新能源领域的受访专家表示，文件虽未直接写“绿氢降价”，但参照当前煤制灰氢10—15元/千克的成本带，政策意图已经很明确：降低绿氢成本，让工业用户用得起。

问题是：等补贴退坡后，绿氢是否依旧有竞争力？

刘思明分析，氢能国补的逻辑和当年新能源车企补贴类似，但约束更紧，不再只是按推广量给钱。以《通知》要求为例，采取“以奖代补”方式，按照“先预拨、后清算”，将根据城市群年度绩效评价结果核算奖励积分，并实行逐年退坡机制。

使用场景也在向潜力更大的工业领域聚焦。与此前侧重交通领域不同，《通知》首次将四大工业场景纳入国家试点范围，包括绿氨、氢基原料替代、氢冶金、掺氢燃烧。

绿氢既是绿电的储能载体，也是化工、冶金等高碳排行业的深度脱碳工具。刘思明指出，这些行业每年消耗数千万吨氢原料，几乎全是灰氢。未来绿氢成本下降，如能规模化替代灰氢，不是在创造新需求，而是在已有的工业体系中完成替换，相当于搬走一座巨大的隐形碳山。

与此同时，外部推动因素更为紧迫。2026年1月1日起，CBAM（碳边境调节机制）正式进入征收期，强制覆盖钢铁、铝、水泥、化肥、电力、氢等六大高碳行业的特定产品。相关企业要么拿出符合要求的碳足迹报告，要么按照政策默认值，“真金白银”支付碳关税。欧盟公布的CBAM首季定价为75.36欧元/吨CO2，是国内碳价7倍多。

每生产1吨灰氢，排放10至12吨二氧化碳，这些排放过去不计入成本。2025年3月，生态环境部将钢铁、水泥、铝冶炼纳入全国碳市场，覆盖全国二氧化碳排放总量占比升至60％以上。同年11月，生态环境部再次发文，表示已启动化工、石化、民航、造纸等行业扩围前期准备工作，计划到2027年，碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业。这意味着，原来用煤制氢的工厂，每一立方米氢气都将叠加碳价。灰氢的隐性碳成本，正在一步步显性化。

不久前，国家发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、交通运输部四部门联合发布《办法》。在业内人士看来，这份文件的关键突破在于：过去对于绿氢，“企业愿不愿意用”是软约束，现在变成重点用能企业完不成指标将被约谈并纳入信用记录。

绿色氢氨醇是少数能大规模跨区域运输又能同时当燃料和化工原料的品种——企业为了完成考核指标，会去采购绿氢绿氨绿醇，需求端第一次被政策逼出来。

但前述新能源领域专家也提醒，制氢量提高，意味着电力、水等资源消耗成倍增长。能否将弃风弃光有效利用，能否提高源端与用端的匹配效率，这些是更深层的约束。“绿氢替换，从来不是纯价格问题。”

中国科学院院士、厦门大学教授郑南峰认为，绿氢要真正跨过技术验证期，迈入规模化商业化，仍需突破供给价格高、供需空间错配、电氢协同不足三重挑战。

发于2026.7.20总第1244期《中国新闻周刊》杂志

杂志标题：氢能“变色”，卡在哪了？

记者：李明子

（limingzi@chinanews.com.cn）

编辑：闵杰