绿氢降本迈向关键突破
“十五五”规划纲要提出，要聚焦引领未来发展的重点领域，完善未来产业全链条培育体系，推动氢能、核聚变能等培育为新的经济增长极。
这一顶层部署为氢能产业明确了长期发展坐标。近日，工信部、财政部、国家发改委联合发布《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》（下称《通知》），进一步把顶层设计细化为可执行、可考核的实施路径。
《通知》提出，到2030年终端用氢平均价格要降至25元/千克以下，优势区域争取达到15元/千克，为行业发展勾勒出明确的目标路线。
怎样跨越绿氢与灰氢之间的成本差距、打通全产业链的经济性堵点，已成为绿氢产业由政策推动迈向市场驱动的关键课题。
当前制约绿氢发展的核心问题，在于成本竞争力仍显不足。中国氢能联盟研究院数据显示，截至2025年6月底，全国生产侧氢价指数约为27.5元/千克，而消费侧高达45元/千克，近18元的价差反映出从生产到终端的成本传导仍不顺畅，也让25元/千克的目标面临不小压力。
电力成本是绿氢成本中的决定性因素，占比达到60%—70%。阳光氢能有限公司副总裁方伟测算，若电价为0.3元/千瓦时，仅电费就约16.5元/千克，叠加设备和建设投入后，总成本将超过20元/千克；若电价降至0.15元/千瓦时，电费可压缩到10元/千克以内，总成本则有望降至15元/千克左右。
此外，风电和光伏发电具有间歇性与波动性，会直接降低电解槽设备利用率，而高额折旧又进一步抬升氢价。过去依托大电网的“并网制氢”虽然能够保证稳定供电，但其电价较高、绿色属性认定复杂，难以支撑长期降本。
上海电气(7.970, -0.16, -1.97%)集团上海氢器时代科技有限公司总工程师吴亮直言，目前绿氢成本大约是灰氢的两倍以上，即便叠加进口碳税因素，下游依然需要承担更高成本；降本要“七分靠制氢、三分靠其他环节”，既要降低绿电价格，也要在制氢装备及储运用全链条上同步提质降耗。
记者调研发现，单靠设备降价来推动降本已接近极限。过去三年，电解槽价格明显下降，部分机型招标价几近腰斩，后续继续下探的空间已经有限。行业普遍形成共识：单点压价难以持续，系统提效才是破题之道。
多位企业负责人和专家指出，绿氢要实现成本突破，必须摆脱单一设备思维，转向源网荷储氢一体化的系统思路，主要路径集中在离网制氢、系统优化与柔性技术应用，以及技术迭代与数智赋能三大方向。
离网制氢，瞄准绿电成本优势。
从“并网”转向“离网”，正成为行业压降电力成本的重要路径。通过风光直连叠加储能、储氢构建独立微能源系统，把弃风弃光电有效利用起来，从源头降低电价基础，减少对大电网的依赖。
这一技术路线正由理念快速迈向规模化落地。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。
不过，从示范建设到大规模推广，离网制氢的经济性和稳定性仍有赖于关键技术持续突破。北京科技大学副教授胡松表示，离网制氢的核心在于绿电适配性。如果能够在成本不增加的情况下提升绿电适配性，就能显著降低储能和储氢成本，这对控制制氢成本意义重大。
离网制氢最突出的痛点，在于绿电供给波动与化工连续用氢需求之间的矛盾，而这一矛盾会直接影响系统效率并推高成本。
东华工程科技股份有限公司技术总监崔传生表示，风光资源丰富地区虽然绿电直接成本较低，但风光发电不稳定，导致电解槽设备利用率偏低、折旧成本偏高；与此同时，化工生产需要24小时连续运行，对氢源稳定性要求很高，一旦绿电与用氢需求匹配不顺，就会带来效率损失和成本上升。
柔性制氢技术的引入，为破解这一矛盾提供了关键方案，能够有效提升绿电适配性。该技术可主动跟踪风光出力变化，灵活调节制氢规模与效率，更精准地衔接绿电的间歇性和下游用氢的连续性。
阳光氢能在吉林、内蒙古等多个国家级示范项目中，利用柔性制氢系统适配强波动风光电源，实现电解槽负荷快速响应、系统高无故障运行，实际制氢效率明显提高。方伟表示，真正的成本竞争力，来自对波动绿电的高比例消纳以及全系统效率最优，而不是单纯依赖设备低价。
而系统效率的提高，又会进一步增强绿电适配性。崔传生提出，破局关键在于由“设备采购”思维转向“系统集成”思维，通过精准容量配比、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，本质上就是从系统层面提升绿电与制氢、用氢全链条的匹配效率。
总体来看，柔性技术的应用解决了适配难点，系统效率提升又强化了适配效果，二者协同发力，将显著增强离网制氢的绿电适配能力。
技术迭代与数智赋能，夯实能效根基。
面向吉瓦级规模化项目，多设备集群运行和多能源耦合带来更高的管控难度，人工智能、数字孪生等数智技术与多元技术路线的持续迭代协同推进，正推动绿氢综合能效不断提升。
在技术迭代方面，行业正以成熟技术路线为基础、以前沿技术为突破口，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）和阴离子交换膜（AEM）四条技术路线，其中ALK与PEM已进入成熟商用阶段；AEM兼具低成本与高柔性优势，是重点推进的下一代技术，SOEC则可高效利用数据中心余热，显著提高系统整体能效，公司正加速推进其产品化落地。上海泰氢晨能源科技有限公司副总经理刘万根表示，正泰氢能主要采取ALK+AEM双路线并行，ALK满足大型工业规模化用氢需求，AEM适用于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演进，使绿氢生产能够更好适应不同资源禀赋和应用场景，也从设备端为能效提升打下基础。
在数智赋能方面，人工智能正成为推动系统管控由“被动响应”迈向“主动预判”的关键抓手。阳光氢能副总裁方伟指出，人工智能是推动数字化升级的核心技术路径，通过采集海量运行数据建立分析模型，把数字信号与设备工况、健康状态、性能衰减等特征精准对应，依靠实证数据训练智能模型，可逐步实现故障预警、性能趋势识别，完成从“看得见”到“看得懂”再到“能预判”的能力跃升。
当前绿氢经济性在不同场景中呈现明显差异，绿色化工正成为其率先实现突破的主战场。在风光资源条件较好的地区，绿氢就地制备并进一步转化为绿氨、绿色甲醇，可有效避免远距离储运难题，也契合国际低碳发展趋势。
中国能建(2.860, -0.07, -2.39%)投资建设的吉林松原氢能产业园绿色氢氨醇一体化项目于去年年底正式投产，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与中国能建签署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大规模应用提供了重要示范。
在交通领域，矿区、港口、园区等封闭场景中的氢能重卡，依托制加氢一体站降低储运成本，当终端氢价降至25元/千克时，其能源成本已接近柴油车，具备一定局部经济性。方伟表示，重载长途场景已经显现出局部优势，随着价格继续下降和基础设施逐步完善，经济性优势还将进一步扩大。
刘万根介绍，上海泰氢晨在天然气掺氢、工业绿氢替代等项目中验证发现，当绿电成本降至合理区间后，掺氢供气综合成本可以与传统天然气竞争，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于示范初期，其经济性仍依赖碳价机制完善和低成本绿电支撑。
总体而言，绿氢成本破局正从概念走向现实，呈现出场景分化、梯次落地的清晰态势。绿色化工凭借就地消纳、绿色溢价和长单锁定优势，成为最先跑通盈利模式的核心领域；封闭场景氢能重卡、天然气掺氢等应用则依靠成本优化形成局部竞争力，打开了规模化推广窗口。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和绿电成本持续下行，未来将随着产业成熟逐步释放潜能。
业内人士判断，随着绿电成本持续走低、电解槽能耗和寿命不断优化、储运加注体系逐步完善，绿氢成本有望在2030年前后与“灰氢+碳税”的综合成本形成有效竞争，完成从政策驱动向市场驱动的转换。
