数字储能网讯：受制于电力成本、电解槽投资和项目运行运营效率，可再生能源制氢成本较化石能源制氢仍然偏高。

4月21日，在甘肃兰州一家公司的绿氢制储用一体化试验示范基地内，质子交换膜电解水制氢系统正在运行。

6月10日，国家能源局发布《关于组织开展能源领域氢能试点工作的通知》，明确将遴选部分项目和区域开展氢能试点工作，进一步推动创新氢能管理模式，探索氢能产业发展的多元化路径，形成可复制可推广的经验，支撑氢能“制储输用”全链条发展。

制取是氢能产业链的起点，可再生能源制氢则是当前备受瞩目的赛道。这份《通知》为“氢能制取”明确了三个应用方向，有两个方向都涉及可再生能源制氢：“规模化制氢及一体化”明确了目标，即在风、光、水电、核电、生物质资源丰富地区，开展规模化可再生能源制氢、核电制氢项目建设，并适应风电、光伏等波动特性；“先进柔性离网制氢”则明确在深远海、沙戈荒、“高海边无”等电网薄弱地区，因地制宜开展离网制氢等试点，构建风光氢储一体化能源架构。

近年来，我国可再生能源制氢发展备受关注。国家发展改革委等部门在2022年发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中明确，构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，重点发展可再生能源制氢；国家能源局5月发布的《中国氢能发展报告（2025）》显示，截至2024年年底，全国累计规划可再生电解水制氢项目逾600个，其中建成项目90余个，年产能约12.5万吨，仅占全国氢气总产能的0.25%。但氢能制备仍存在优化的空间。中国矿业大学教授、中国工程院院士彭苏萍认为，当前，可再生能源制，成本较化石能源制氢仍然偏高，主要受制于电力成本、电解槽投资和项目运行运营效率。

要让绿氢制取真正实现“轻装上阵”，仍需厘清困扰制备落地的关键瓶颈，再以创新技术拓展场景、降低成本，完成从示范到规模化的关键一跃。

三类制氢路线，技术加速迭代

绿氢制取技术主要包括利用风电、水电、太阳能等可再生能源电解水制氢、太阳能光解水制氢以及生物质制氢三种方式。其中，可再生能源电解水制氢应用最广，技术也相对更为成熟。电解槽作为电解水制氢的关键装备，承载着电解水的电化学反应，其性能直接决定制氢效率、成本与系统寿命。

目前，用于绿氢制取的电解槽主要有三类：碱性电解槽、质子交换膜电解槽和固体氧化物电解槽。

碱性电解槽借助液态碱性电解质和镍基催化剂，水在直流电作用下，让阴极产生氢气，阳极产生氧气，隔膜分隔两极。这种技术的成熟度高，投资成本相对较低，因此广泛应用于大型固定式制氢项目。尽管产业链最为成熟，但这类技术受限于电流密度，运行效率亦受到气体交叉影响，难以适应高压、高波动性的运行工况。

质子交换膜电解槽使用了全氟磺酸膜和铱、铂等贵金属催化剂，水在阳极分解为氧气和质子，质子通过膜迁移至阴极生成氢气。这种技术响应速度快，可应用在波动性电源，特别是分布式及需要快速响应的可再生能源耦合场景中。这种技术由于依赖贵金属催化剂，导致制备成本高昂，不利于大规模推广。

固体氧化物电解槽在高温（700-900℃）环境下将水蒸气催化分解为氢气和氧气。该过程采用固体氧化物电解质，水蒸气在阴极还原产生氢气。这种技术理论效率最高，可使用非贵金属催化剂。但高温对材料耐久性和系统热管理要求极高，因此，这种技术主要处于示范和早期商业化阶段，未来可能在工业废热充足的核能发电厂、冶炼厂等领域进行规模化推广。

根据清华大学车辆与运载学院教授杨福源的统计，过去两年中，电解槽技术迭代极快，新产品几乎以“批量”姿态密集上市，仅2023～2024年就有26款新型电解槽产品发布，几乎平均每13天就有一款面世。除了数量增长快，电解槽还在向“更大、更方”演进，技术路线也已实现了扩展。

中国科学院院士、厦门大学化学化工学院教授郑南峰认为，新疆库车、宁夏宁东等电解水制氢项目的投产，标志着碱性电解槽技术逐步实现工业化实证验证。与此同时，质子交换膜电解槽关键技术取得实质性突破，海水电解制氢中试装置实现试运行，为沿海地区海上绿氢供应提供了创新方案。相关技术有望推动绿氢生产成本持续下降，逐步接近与灰氢竞争的经济性拐点。下一步，需要针对工业、交通、能源三大主战场，开展定向研发，持续降低应用成本。通过场景需求倒逼技术创新，形成“研发—示范—迭代”的良性循环。

实现精细配比，破解耦合难题

有业内人士用“鸡生蛋、蛋生鸡”来形容绿氢产业链存在的困境。杨福源认为，这句比喻体现了绿氢发展链条长、环节多，多组真实存在的耦合难题叠加形成了系统性阻塞。

耦合难正是影响绿氢项目经济性的直接原因。电—氢容量耦合不佳会影响电解槽的利用率与经济性。众所周知，风光发电的年利用小时数普遍只有2500～3000小时，而电解槽如果“有风才开机”，设备利用率则会掉到30%以下，这会直接抬高绿氢的平准化成本。反之，电解槽效率每提升10%，平准化成本可降低15%，而风光发电成本每下降0.1元/千瓦时，绿氢成本可减少5元/千克。弥补耦合问题的方法目前有两种，一是增加储能，二是放大储氢罐做能量型缓存，但是，两条路线的资本曲线和运维曲线不同，必须在电解槽技术路线锁定时就决策，否则后期再“打补丁”会触发二次投资。

对于耦合难题，业内并没有形成“先解决哪个、后解决哪个”的共识，目前业内普遍从多角度入手尝试解决。

规定项目建设时序是解决耦合问题的有效途径。2024年，宁东能源化工基地管委会印发的《宁东基地促进氢能产业高质量发展的若干措施（2024修订）》明确，对实施可再生能源制氢，构建上下游产业链的氢能项目按照制氢产能配置相应规模的光伏电站资源。在建设时序上，应确保制氢和应用端先开工，新能源部分不得早于制氢负荷及应用设施投产。

“新能源不得早于制氢负荷及应用设施投产”的提法把原本“谁先谁后”的循环僵局切成了一条单向时间线：先确定下游用氢场景，再倒推制氢规模，最后才让配套新能源并网，这相当于把“电—氢”容量配比从同步博弈变成顺序优化，售氢收入可以被提前确定，装机容量也自然会回到相对合理的区间。此外，提前明确可追溯的绿氢消纳量，项目方可凭此提前锁定未来的绿证、碳减排量或氢交易合同，有助于项目建设方提前测算辅助服务收益。

技术手段也是解决耦合难题的可行思路。国网电科院（南瑞集团）自主研发的绿电制氢暂稳态联合仿真平台，通过源网荷储精准匹配和先进的实时优化控制策略，保证系统在稳定产氢的同时最大比例的消纳新能源，进而提升项目全生命周期的经济性，为绿氢提供拐点所需的电价、年利用小时数。平台模型覆盖风电场、光伏电站、储能系统与制氢电解槽等核心装备，建立从发电端到用电端的完整设备链模型，模拟风电、光伏等间歇性电源的接入可能引发暂态波动、宽频振荡、故障穿越等问题，验证风/光发电系统、储能系统及制氢系统的动态特性和故障响应能力，评估系统运行稳定性。仿真模型与系统控制深度耦合，指导系统调控策略的改进和优化。

南京南瑞氢电智联科技有限公司总经理邹国春表示，绿电制氢暂稳态联合仿真平台首次实现了电力系统与化工流程的全动态联合仿真，填补了新能源波动性与化工连续生产之间协同优化的技术空白，创新性地解决了氢负荷、风光发电出力在秒级、分钟级、小时级不同时间尺度下的匹配问题，确保系统在不同工况下的稳定运行。

他认为，对于绿氢装备来说，平台通过动态仿真优化储能（电+氢）配置，减少过度投资，同时可以增强运行稳定性，解决风光波动对电解槽的冲击，为大型项目提供标准化设计工具，缩短项目开发周期。

进一步降本靠什么？

当前，绿氢制备正在迎来一个关键的窗口期。

一方面，我国新能源发电装机容量仍在持续快速增加。根据国家能源局7月底发布的最新数据，当前，我国太阳能发电装机容量达11亿千瓦，风电装机容量达到5.7亿千瓦，风、光发电装机容量已占总发电装机容量的45.7%。

另一方面，近期出台的政策利好绿氢发展。国家能源局4月发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》把一般工商业项目严格限定在“不超过10千伏和不超过6兆瓦”两条红线内，其余全部归入“大型工商业”。这一变化实质上为绿氢项目量身定制了大容量、低电价、快落地的分布式光伏解决方案，可再生制氢的经济性有望显著提升。不久前，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》提出，并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减少系统调节压力。

随着新能源装机容量的增加以及对本地消纳要求的不断提高，电力系统需要寻找跨天、跨周甚至跨季的解决方案。绿氢既能通过电解槽快速响应电网信号，消纳富余绿电，又可以借助长周期储氢在风光出力不足时反向发电，同时满足大容量、长周期、可转移的需求。但要加快实现绿氢制备，需要通过控制绿电价格和提高电解效率，持续降低绿氢制备的成本。

对于成本，杨福源认为，绿氢作为“余电消纳池”的前提，是绿电必须足够便宜。根据他所在团队的测算，只要把前端绿电压到0.10元/千瓦时以内，氢储能再发电的终端电价便可落在0.6元/千瓦时左右。若在高峰时段按风电现货价0.6～0.7元/千瓦时出售，即便不计入副产热的收益，也可实现盈利。

根据已公开的《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》（发改价格〔2025〕136号文，以下简称“136号文件”）地方配套细则，部分地方高峰时段光伏电价的下限已出现最低至0.1元/千瓦时的表述。如新疆在2025年6月1日之后投产的增量光伏项目，其竞价电价下限为0.15元/千瓦时，但政策解读中进一步指出，在光伏午间出力高峰时段，市场交易电价可能降至0.1元/千瓦时以下。此外，山东电力市场2024年现货交易数据显示，光伏午间低谷电价一度下探至0.116元/千瓦时。该价格并非由政策文件直接设定，但表明在现货市场机制作用下，部分地区的光伏高峰时段电价可以接近0.1元/千瓦时的水平。

电解效率是指单位电能转化为氢气的比例，其影响因素主要包括材料性能、系统设计与运行条件。其中，材料与系统给电解效率设定了“天花板”，与之相比，解决运行条件中的问题，是电解效率提高的关键，亟须技术手段来动态匹配电源侧与负荷侧。

多方正在对上述问题进行研发和应用，以国网电科院（南瑞集团）推出的一体化调控平台为例，这个平台由电氢优化调度、电氢能量管理、电解槽集群控制、电氢智慧管理四大模块组成，四大模块有效解决新能源波动性、间歇性与制氢负荷相对较窄的调节速率和调节范围矛盾的技术难题，并依托大数据模型和算法，解决电解槽运行效率和寿命等问题，在保证项目安全可靠的前提下实现最大经济性的目标。

邹国春表示，未来绿电制氢发展趋势之一是离网制氢系统，这对一体化调控平台的快速控制提出更高的要求，南瑞的一体化调控平台采用稳态平台控制系统和快速功率控制装置相结合的架构方案，快速功率控制装置可以实现毫秒级的控制。快速功率控制装置通过直采与电网交互点和母线电压、电流、频率等信息，一方面，可以通过快速采集、快速运算得出功率指令进行快速下发，实现控制快速闭环，控制弱并网的功率约束控制，避免产生电网考核，另一方面，平台具备快速支撑电网电压和频率稳定功能，根据频率偏差对系统有功功率进行快速校正、根据电压偏差对系统无功功率进行快速调节，保证电网安全稳定运行。