绿氢规模化发展五大瓶颈与五招破局

来源：中国能源观察 时间：2026-10-13 14:46

破解绿氢规模化发展瓶颈 确保实现“十五五”新能源非电利用规模倍增目标

对外经济贸易大学 于子慧

　　AI摘要“十五五”是绿氢规模化关键期。规划提出2030年可再生能源制氢达200万吨、非电利用规模较2025年增长1.5倍。当前我国绿氢产能全球领先，但仍面临工业消纳不足、成本与储运制约、国内外市场失衡、电力—化工协同不畅、电氢制度不完善等瓶颈。建议：优先工业消纳，建立绿氢替代与碳约束机制；完善氢氨醇储运设施；统筹国内外市场；推行电力—化工联合体；细化绿电直连和电氢协同规则，推动绿氢由政策驱动转向市场驱动。

　　（本摘要由AI辅助生成，仅供参考）

　　“十五五”时期是绿氢产业从示范走向规模化的关键窗口期。近期，《新型能源体系建设“十五五”规划》《可再生能源发展“十五五”规划》等顶层文件密集出台，明确了氢能及绿色燃料的战略定位和可再生能源制氢规模目标。但从产业实际看，制约绿氢规模化发展的瓶颈仍较为突出，亟须系统破解。

　　我国绿氢规模化发展现状及展望

　　“十四五”期间，我国氢能产业逐步实现有序破局。供给能力方面，根据《中国氢能发展报告（2026）》，截至2025年末，全国可再生能源制氢建成投运产能突破25万吨/年，占全球总产能半数以上，在建超90万吨/年，已建成绿氨、绿甲醇产能分别为70万吨/年和38万吨/年，一批标杆项目相继建成投运，实现了氢能生产—储运—应用产业流程的逐步贯通。从区域布局看，东北、华北、西北地区已投运产能合计占全国98%，绿氢生产的空间集聚效应初步显现。全国建成投运纯氢管道长度超350千米，累计建成加氢站超590座，上海、天津、大连等6个港口具备绿氨或绿甲醇加注能力，燃料电池汽车保有量约3.2万辆。总体看，“十四五”期间，我国绿氢产业在供给能力、基础设施、应用规模等方面均取得显著进展，为“十五五”规模化发展奠定了坚实基础。

　　进入“十五五”，绿氢产业在政策引导和市场需求的双重驱动下，正从试点探索迈向规模化发展的新阶段。国家“十五五”规划纲要明确提出推动氢能成为新的经济增长点。《新型能源体系建设“十五五”规划》明确将氢能和绿色燃料纳入非化石能源供给体系，提出积极推进地热能、氢能和绿色燃料发展，新能源非电利用规模实现倍增，要求加快氢能与绿色燃料产业发展，统筹氢能制储输用全链条发展，因地制宜发展绿电直连制氢、可再生能源离网制氢等模式。《可再生能源发展“十五五”规划》明确以电为核心、非电为突破的发展思路，提出到2030年可再生能源非电利用总规模较2025年增长1.5倍，折合约1.5亿吨标准煤，其中可再生能源制氢规模达到200万吨；在东北地区，规划建设以外送为主的绿色氢氨醇生产基地，在黄河“几字弯”、华北北部、天山北麓等地区，规划建设以就近利用为主的绿色氢氨醇生产基地。上述规划的密集出台，标志着绿氢已从局部示范正式上升为能源转型的战略性支撑力量。随着上述目标的明确、氢能综合应用试点的全面推开、油气与氢氨醇储运体系的融合推进，“十五五”期间，我国绿氢产业有望从“政策驱动”逐步迈向“市场驱动”新阶段，产业发展逻辑正由技术验证阶段，转向经济性问题攻关与可持续商业模式探索阶段。

　　绿氢规模化发展面临的结构性矛盾

　　（一）工业领域消纳引导不足

　　氢气的规模化消纳应更多着眼于工业领域。据《中国氢能发展报告（2026）》，我国2025年合成氨、合成甲醇、炼化和煤化工四个领域合计消费氢气3310万吨，占全国氢气消费总量约85%。工业领域减碳难、氢气消费量大且需求稳定，是绿氢规模化消纳的现实主战场。2024年12月，《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》提出到2027年清洁低碳氢在冶金、合成氨、合成甲醇、炼化等行业实现规模化应用，但未设定量化的绿氢替代比例目标。2026年3月，工信部等三部门印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》，将支持范围从燃料电池汽车拓展至绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金、掺氢燃烧等综合应用场景，但在具体遴选中工业场景的权重和奖励标准还不明确。实现“十五五”新能源非电利用规模倍增目标，迫切要求绿氢大规模替代化石能源，当前引导力度与之不相适应。

　　（二）成本、储运与规模的循环困境

　　以新疆等风光资源优质地区为例，依托低成本绿电优势，绿氢完全生产成本已降至约18元/千克，接近化石能源制氢成本，但距离10—12元/千克的规模化竞争门槛仍有明显差距。据中关村氢能联盟数据，2025年国内电解槽订单规模超5吉瓦，但电解槽产能利用率不足10%，大量已建成设备闲置。绿氢项目虽已纳入《绿色金融支持项目目录（2025年版）》和国家核证自愿减排量（CCER）机制，但碳资产收益的规模和稳定性仍有待验证。我国“三北”地区绿氢潜力巨大，而消费市场集中在华东、华南等经济发达区域，空间上的供需错配推高了输运成本。尽管《石油天然气发展“十五五”规划》提出油气与氢氨醇储运体系相融合，将氢氨醇纳入国家油气“全国一张网”的规划介质，但绿氢从生产端到消纳端之间，仍有很多基础工作有待完善。

　　（三）国内外市场未形成互补

　　受欧洲买家为满足碳合规要求而支付的绿色溢价吸引，目前国内规划建设的绿色氢氨醇项目大部分以出口为市场定位。但欧洲绿氢产业的困境值得关注，欧盟曾设定到2030年绿氢实现1000万吨本土产量和1000万吨进口的目标，但落地进程远不及预期。2024年有23个欧洲绿氢项目停滞或取消；2025年欧盟氢能银行第二轮拍卖中15个入选项目有7个退出，退出容量占拍卖总量的75%以上。欧洲项目大规模撤资，说明海外绿氢市场自身的需求基础并不稳固，仅靠补贴难以持续支撑大规模商业化。当国内绿色燃料产能扩张到千万吨级时，全球绿色燃料供需格局将发生根本性变化，出口价格将面临较大压力。绿氢产业的稳定健康发展，需要国内与国外两个市场同步规划。

　　（四）产业链主体错位

　　我国在新能源发电领域和化工领域均位居全球前列，两大产业的优势本应在绿色燃料产业链上形成协同效应。从已投产和在建项目投资主体分布看，新能源企业占据主导地位，但普遍不熟悉化工生产的连续运行和工艺控制，化工企业则缺乏新能源和电力项目开发经验，这种格局使得两大领域的优势难以形成合力。《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》提出鼓励能源企业、化工企业、船舶运输企业、船舶制造企业等联合推进绿色合成氨示范项目建设，但尚无针对联合体的优先机制。这种产业协同的梗阻，使得绿电优势难以有效转化为绿氢及绿色燃料的供给优势，制约了非电利用规模的快速扩张。

　　（五）绿电与绿氢之间协同不足

　　据全国新能源消纳监测预警中心数据，2025年甘肃、青海、新疆、西藏四地光伏发电利用率低于90%，其中西藏以64.9%居于末位。绿电—绿色燃料产业协同开发在促进新能源资源利用和绿色原料替代方面的综合优势尚未充分发挥。绿电直连政策虽已出台，但针对绿电制氢的并网型项目电网接入方案和计费方式等关键细则尚未明确，离网制氢、弱并网制氢等新模式尚在探索阶段。电氢协同开发的关键在于因地制宜，具备送出条件的，优先保障绿色电力送出；不具备送出条件的，可就地转化为氢或衍生氨醇产品，或通过管道输送至化工企业消纳。这种协同开发模式，正是落实上述规划提出的发展思路的关键路径。然而，当前绿电绿氢协同的制度堵点，使得大量绿电无法通过转化为绿色燃料的方式计入非电利用规模，造成了新能源资源的浪费。

　　破解绿氢规模化发展瓶颈的对策建议

　　破解绿氢规模化发展瓶颈，应坚持政府引导与市场机制相结合。政府重在做好产业规划布局、标准制定和制度供给，引导产业链协同和区域布局优化；同时，从起步阶段就构建市场化成本疏导和竞争机制，避免过度依赖补贴、形成长期财政负担，确保绿氢产业在政府引导下加快成长、在市场机制下可持续发展。

　　（一）突出工业领域消纳优先地位，建立刚性需求拉动机制

　　在氢能综合应用试点推进中，进一步明确工业场景的权重。借鉴可再生能源电力消纳责任权重制度，对合成氨、合成甲醇、炼化等行业研究设定2028年和2030年两档绿氢替代比例目标，探索通过绿氢绿证交易和碳配额约束形成刚性需求拉动。将绿氢消费纳入企业碳排放核算体系，明确绿氢使用产生的碳减排量可纳入碳排放履约抵扣。研究制定全国统一的绿氢及衍生产品碳足迹核算标准，同步推进绿色消费认证体系建设，加快建立统一的绿色燃料消费认证标识制度。研究建立绿氢替代成本测算与分担机制，率先在合成氨、炼化等行业开展替代试点，待碳市场、绿证衔接规则成熟后分行业推开。通过建立工业领域的刚性需求拉动机制，为规模化绿氢找到稳定的消纳出口，这是实现非电利用规模倍增目标的基础支撑。

　　（二）打通储运瓶颈，加快构建氢氨醇储运基础设施体系

　　面对特高压输电通道建设周期长、跨省协调难度大等现实约束，将绿色氢氨醇输运作为新能源开发和绿电外送的延伸，是破解“三北”地区新能源消纳困境的重要路径。研究出台氢氨醇储运基础设施专项建设方案，加快构建氢氨醇储运基础设施体系。同步开展低负荷成品油管道输送甲醇的工程示范，研究制定天然气掺氢输送和燃烧利用的技术标准与安全规范。近期优先推动“三北”地区风光制氢基地至周边化工园区短距离、点对点管道建设，形成可复制的投融资和运营模式，同时加快推进乌兰察布—京津冀等纯氢干线管道建设，在用地预审、环评、核准等环节给予绿色通道。储运基础设施的完善，是打通“三北”绿氢基地与东部消费市场之间物理通道的关键。

　　（三）海外市场与国内市场同步规划，构建内外互补的消纳格局

　　产业培育初期，依靠海外高额绿色溢价带动发展，长期必须加快培育国内消纳市场。以可再生能源非电利用纳入考核为契机，明确将绿色氢氨醇国内消纳量纳入省级非电消费考核指标体系，研究制定统一的核算方法和数据报送机制。一方面支持企业参与国际市场竞争，另一方面研究建立国内绿色燃料消纳年度配额制度，优先保障化工、发电等行业需求，先期在合成氨、炼化等行业开展配额试点，基础制度健全后分行业推开；区分出口型项目和内需型项目，实施分类管理。上述安排既是保障我国能源安全的现实需要，也有利于发挥国内大市场的规模优势。

　　（四）建立电力—化工联合体机制，打通产业链协同梗阻

　　在氢能综合应用试点项目实施中，将联合体形式申报作为加分项。在项目规划核准环节，依托“沙戈荒”、水风光大基地，发挥中央企业产业链链长作用，优先支持由电力企业与化工企业联合申报的风光制氢氨醇一体化项目，联合体应明确股权合作协议、技术分工方案和产品消纳协议。支持2—3个项目开展联合体试点，探索形成可复制的风险共担、收益分享模式后逐步推广。电力与化工的深度融合，是将绿电优势转化为非电利用规模优势的关键。

　　（五）细化电氢协同制度，打通绿电直连落地梗阻

　　加快出台绿电直连制氢项目电网接入技术规定，明确离网制氢、弱并网制氢、并网制氢三种模式的接入条件和运行规则，研究明确离网项目免收系统备用费的适用条件和认定程序，以及并网型绿电直连制氢项目与公共电网功率交换的计量结算方式；研究制定并网型绿电制氢项目的输配电价、系统备用费等费用减免机制。完善可再生能源电力消纳责任权重考核办法，明确将绿氢项目消纳的新能源电量计入省级能源主管部门的消纳责任权重完成指标。在存在弃风弃光问题的西北地区，加大绿氢与新能源协同开发力度，在内蒙古、甘肃、新疆等地率先建成3—5个离网制氢示范项目，探索独立系统的电价形成机制。电氢协同制度的细化落地，有助于最大程度释放新能源非电利用的增长潜力。

责任编辑：江蓬新