綠氫項目產(chǎn)得出、用不上、不賺錢，代表委員建議配套專項電價政策

　　氫能作為實現(xiàn)“雙碳”目標的重要路徑，已連續(xù)三年被寫入政府工作報告。2026年政府工作報告提出，設立國家低碳轉型基金，培育氫能、綠色燃料等新增長點。今年全國兩會上，多位人大代表、政協(xié)委員也提出了關于氫能發(fā)展的相關建言，其中多數(shù)聚焦綠色氫基能源產(chǎn)業(yè)。

　　綠色氫基能源項目是通過可再生能源電解水制取氫氣作為核心原料，生產(chǎn)綠色甲醇、綠氨、綠色航煤等氫基燃料，并應用在工業(yè)、交通、電力等領域的綜合性能源系統(tǒng)工程，是“雙碳”目標下能源轉型的核心載體。中國在該領域的發(fā)展已積累較深基礎。截至2025年底，全國規(guī)劃風光制氫項目達860個，制氫規(guī)模約1000萬噸/年。

　　不過，當前國內(nèi)綠色氫基能源項目規(guī)?；l(fā)展正面臨系統(tǒng)性梗阻。全國政協(xié)委員、中國工程院院士馬永生表示，電氫耦合機制不暢，導致綠氫項目產(chǎn)得出、用不上、不賺錢。全國人大代表、荊門分公司機電儀中心電氣維修首席技師付勝利表示，綠氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展仍面臨離網(wǎng)制氫綜合成本高、市場競爭力弱于灰氫、新能源政策與投資決策程序錯位等挑戰(zhàn)，制約企業(yè)積極性。

　　長期深耕能源一線的全國人大代表、國家電投集團電投綠能（000875.SZ）熱控專家李文輝亦感觸頗深。他曾在全球最大單體綠氨項目——吉林大安吉電綠氫合成氨一體化示范項目駐扎工作半年多。李文輝表示，氫能產(chǎn)業(yè)的瓶頸在于“電-氫-化”的系統(tǒng)集成能力，綠氨是氫能走向規(guī)?；年P鍵載體，但受制于行業(yè)統(tǒng)一標準制定、價格機制等問題，綠氨項目難以復制，導致成本居高不下。

　　當前，國內(nèi)綠色氫基能源項目主要面臨收益水平下滑、投資收益不確定性增加，以及示范項目成本負擔加重兩大主要經(jīng)濟性難題。

　　綠色氫基能源項目運營模式以“自發(fā)自用為主、余電上網(wǎng)為輔”，其中余電上網(wǎng)收益是平衡項目投資成本的重要支撐，且當前投產(chǎn)或在建的示范項目投資決策階段的電價預期，多數(shù)基于此前新能源保障性消納為主的市場環(huán)境制定。然而，隨著《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》、《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》印發(fā)實施，綠色氫基能源項目余電上網(wǎng)部分電價收益預期大幅下滑、消納成本增加。

　　“目前大部分省份交易電價持續(xù)走低，部分電力現(xiàn)貨市場負電價頻發(fā)，疊加新能源裝機爆發(fā)式增長帶來的市場競爭加劇等因素，電價收益預期降幅達40%。”李文輝補充道，同時因綠氫項目未被納入機制電量范疇，無法參與機制電量競價，企業(yè)難以精準預判長期收益，制約產(chǎn)業(yè)投資積極性與規(guī)?；l(fā)展。

　　另外，綠色氫能產(chǎn)業(yè)還面臨成本負擔增加的經(jīng)濟性難題。李文輝表示，由于綠色氫基能源示范項目前期負荷率可能不達預期，或者已投產(chǎn)接入公共電網(wǎng)容量較大示范項目按容（需）量繳納輸配電費的模式，疊加系統(tǒng)運行費，項目整體運營成本上升20%-30%。

　　針對上述問題，馬永生建議，完善電氫耦合機制，首先要保障綠氫項目配套風光的上網(wǎng)電量比例，明確并顯著提高其消納指標。同步配套專項電價政策，減免制氫用電容量電費、系統(tǒng)備用費等，確立氫能在電力市場中的獨立儲能地位，支持其參與調峰調頻。

　　李文輝建議，對綠色氫基能源示范項目，針對性實施保障性電價政策和過渡期費用減免政策。例如，將項目余電上網(wǎng)部分納入機制電量保障范疇，設定差異化競價區(qū)間上下限等措施，鎖定合理的上網(wǎng)電價水平，穩(wěn)定項目長期收益預期。同時，對示范項目設定合理培育期，如對已投產(chǎn)項目輸配電費按原有政策執(zhí)行，對2030年前建成投產(chǎn)的示范項目，免征3-5年容（需）量電費增量部分，以此保障項目基本收益與運營穩(wěn)定性，為綠色氫基能源產(chǎn)業(yè)規(guī)模化、可持續(xù)化發(fā)展奠定基礎。

（文章來源：第一財經(jīng)）

(原標題：綠氫項目產(chǎn)得出、用不上、不賺錢，代表委員建議配套專項電價政策)

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