解读自然资源保护协会：典型区域绿电制氢模式研究

为什么绿氢没有“统一最优解”

报告在开篇即点出，我国氢能产业正从试点示范加速迈入规模化发展阶段，绿氢已成为能源绿色低碳转型的重要发力方向，但规模化落地仍面临成本居高不下、减排实效难以核验、区域布局适配性不足等现实制约。不同地区在可再生能源禀赋、电力系统结构、电网约束和用氢需求上的差异，决定了并不存在统一最优的绿电制氢模式。

更值得警惕的是，若忽视额外性、时间匹配性与空间可交付性，可能出现“名义绿氢”与“真实减排”脱节的问题。也就是说，账面用的是绿电，系统边际上回补的却可能是煤电，减排效果名存实亡。报告因此围绕“电氢协同”构建分析框架，选取山东省、四川省、甘肃省三类典型区域的九个市（州），系统比较绿电直连、公网购电及长期购电协议（PPA）三种可再生能源电解制氢模式在成本结构、绿电分时匹配特征及碳减排表现等方面的差异。

三种制氢模式的机制差异

报告把绿电制氢归纳为三种模式：绿电直连、公网购电+绿证、PPA。绿电直连是制氢站与可再生能源场站建立直线连接，可配套储能平滑风光出力，并网项目通常从电网使用不超过总用电量20%的小部分电力；公网购电+绿证是制氢站直接从公共电网用电并购买足够覆盖用电量的绿证表明绿电属性；PPA则是制氢站与可再生能源场站以中长期购电合约购买所需绿电。

三者在成本结构上差异明显：绿电直连设备成本高，PPA成本长期约定，网电则面临电费波动、交易附加费和绿证价格。碳排放水平上，绿电直连与PPA均较低，网电则取决于电网清洁度。典型案例对应为宝武清能（阳江）绿氢产业园、吉电股份中韩（长春）国际合作示范区“可再生能源+PEM制氢+加氢”一体化创新示范项目，以及西班牙卡斯特利翁绿氢项目。

电氢协同框架与“三个支柱”

报告以GenX电力系统容量扩展模型为仿真工具，以2024年为基准年、2030年为目标年，在满足电力平衡、新能源消纳及资源约束的前提下，对不同制氢模式下的系统成本、碳排放及运行特征进行统一评估。框架核心是国际绿氢治理普遍强调的“三个支柱”：额外性、时间匹配性、空间可交付性。

研究用两种口径衡量碳排放：一是后果性碳排放，反映新增制氢负荷对系统整体排放的净影响；二是归因（隐含）碳排放，基于电网平均排放因子核算制氢用电对应的平均碳强度。山东省被刻画为电力“受端型”省份，山东现货市场已正式运行；四川省水电资源丰富、系统整体清洁水平较高；甘肃省则代表典型新能源“送端型”地区，呈现“强供给、弱消纳”特征。

区域实测：三省成本与减排分化

在山东省，三市网电模式制氢成本都是最低的，约25—26元/kgH2；绿电直连约30元/kgH2，成本最高的原因在于新能源与储能固定成本合计占总成本近90%，还有直连线路费用及输配电容量费。东营市因风光条件优越、利用小时数更高，绿电直连与网电、PPA的差距明显缩小。四川省PPA在多数场景下经济性最优，攀枝花市绿电直连的新能源固定成本和储能固定成本分别达31.61元/kgH2和7.00元/kgH2。

甘肃省的分化最具警示意义。在河西地区（酒泉、张掖），新能源高度集中，绿电直连可发挥促消纳和减排作用；但在河东负荷中心（庆阳），若盲目采用绿电直连，不仅难以获得真实减排，还可能挤占既有新能源出力、诱发火电回补。报告因此提出，制氢模式选择必须从单纯的“资源匹配”转向“系统匹配”。

政策变量如何改写模式优劣

报告选取山东省济宁市作为政策优化案例。当非水可再生能源电力消纳责任权重由30%提升至35%时，绿电直连的后果性碳排放由−6.37 tCO2/tH2上升至−5.75 tCO2/tH2，PPA则由−7.89 tCO2/tH2明显上升至−1.94 tCO2/tH2，减排优势削弱更显著。成本端，网电制氢绿证成本由3.02元/kgH2增至7.46元/kgH2，总成本上升，而绿电直连成本相对稳定。

时间匹配的影响同样关键。小时匹配下PPA后果性碳排放为−7.89 tCO2/tH2，月度匹配升至−0.64 tCO2/tH2，年度匹配则为0.60 tCO2/tH2，已由减排转为增排；成本则从小时匹配的26.21元/kgH2降至月度25.21元/kgH2和年度24.96元/kgH2。时间匹配的严格程度与减排效果呈正相关，而与经济性呈负相关，报告主张在“碳额外性”与“成本可行性”之间取得动态平衡。

补贴、认定与标准衔接建议

报告测算了绿氢与灰氢的成本差距：山东省灰氢7.13—9.67元/kg，PPA绿氢约26元/kg、绿电直连约30元/kg；四川省灰氢7.26—9.76元/kg，PPA绿氢约24元/kg、绿电直连约30元/kg；甘肃省灰氢最低6.66—8.77元/kg，PPA绿氢约20元/kg、绿电直连约25元/kg。叠加储运成本后，终端用氢价格将显著抬升，2030年前后储运成本仍可能维持在每100公里约10元/kg。

因此报告建议补贴由单一固定度氢补贴转向财政补贴、市场机制与需求侧激励相结合的综合支持体系，重点向钢铁、化工、交通等终端应用场景倾斜，并建立动态退坡和分类退出机制。在绿氢认定上，短期内以年度或月度匹配为过渡，中长期逐步过渡至小时级匹配，同步强化额外性、空间可交付性及碳核算要求，推动绿氢产业由“政策驱动”加快向“市场驱动”转变。

这组数据集中体现了三省制氢成本的区域分化。绿电直连模式下，甘肃省酒泉市制氢成本最低为23.18元/kgH2，明显低于山东省济宁市和四川省攀枝花市；四川省攀枝花市绿电直连的新能源固定成本和储能固定成本分别达31.61元/kgH2和7.00元/kgH2，是其总成本偏高的主要原因。 网电制氢的成本差异主要由电价和绿证价格决定。甘肃省绿证价格为3元/MWh，山东省为53元/MWh，而四川省高达127元/MWh。在能量市场电费差异相对有限的情况下，绿证成本成为决定网电制氢经济性的关键因素。结果表明，在绿证价格较高的地区，单纯依赖网电购电实现绿氢合规将显著削弱其经济性。三省绿证价差的背后，是区域供需关系、消纳考核压力、能源结构与交易流动性的共同作用。

济宁市案例显示，当ESR由30%提升至35%时，系统基准情景本身清洁程度显著提高，无环境约束加氢负荷的后果性碳排放由31.14 tCO2/tH2降至29.10 tCO2/tH2。在此背景下，三类制氢模式的边际减排空间整体收窄，减排效应呈递减趋势。 绿电直连与PPA在两种ESR水平下均保持后果性负排放，但减排幅度随ESR提升而下降：绿电直连由−6.37 tCO2/tH2上升至−5.75 tCO2/tH2；PPA则由−7.89 tCO2/tH2明显上升至−1.94 tCO2/tH2，减排优势削弱幅度更为显著。成本端，网电制氢绿证成本由3.02元/kgH2增至7.46元/kgH2，推动总成本上升。报告指出，在高ESR背景下，制氢项目的减碳优势将更多依赖额外性要求与时间匹配性约束，而非系统整体清洁度的提升。

这组数据揭示了时间匹配尺度对减排与成本的双向影响。碳排放方面，小时匹配下后果性碳排放为−7.89 tCO2/tH2，月度匹配为−0.64 tCO2/tH2，年度匹配为0.60 tCO2/tH2，后者已由减排转为增排。归因碳排放亦随匹配放宽而增加。报告解释，严格的小时匹配可最大限度避免化石机组回补，实现真正零碳运行。 成本方面，小时匹配要求制氢完全随绿电波动，电解槽与可再生能源机组需超配以满足实时匹配要求，增加资本性支出；宽松匹配则允许以统计平均方式抵消波动。绿电比例下降同样降低成本：ESR=30%条件下，绿电直连从30.08元/kgH2（100%绿电）降至23.67元/kgH2（50%绿电），PPA模式从26.21元/kgH2降至24.40元/kgH2。报告因此主张在“碳额外性”与“成本可行性”之间取得动态平衡，渐进式推动从统计匹配过渡到高时间分辨率匹配。