绿氢产业正处于关键发展阶段。作为能源结构优化升级的重要抓手，绿色氢基能源已连续三年被纳入政府工作报告。今年政府工作报告明确提出——要设立国家低碳转型基金——培育氢能、绿色燃料等新增长点。截至2025年底，全国规划风光制氢项目达860个，制氢规模约1000万吨/年。 然而，规划与现实存在明显落差。绿色氢基能源通过可再生能源电解水制氢，进而生产绿色甲醇、绿氨、绿色航煤等氢基燃料，应用于工业、交通、电力等领域。此能源系统工程本应成为"双碳"目标下能源转型的核心载体，但当前却面临规模化发展的系统性瓶颈。 全国政协委员、中国工程院院士马永生指出，电氢耦合机制不畅是根本症结，导致绿氢项目陷入"产得出、用不上、不赚钱"的困境。全国人大代表、国家电投集团电投绿能热控专家李文辉在吉林大安吉电绿氢合成氨一体化示范项目工作半年多后深刻体会到，氢能产业的瓶颈在于"电-氢-化"的系统集成能力。绿氨作为氢能规模化的关键载体，却因行业标准制定滞后、价格机制不完善等问题，难以实现项目复制，导致成本居高不下。 经济性困难是制约产业发展的直接因素。绿色氢基能源项目主要采取"自发自用为主、余电上网为辅"的运营模式，余电上网收益是平衡投资成本的重要支撑。但随着新能源上网电价市场化改革推进，这一收益预期发生了重大变化。李文辉指出，大部分省份交易电价持续走低，部分电力现货市场甚至频发负电价。叠加新能源装机爆发式增长带来的市场竞争加剧，电价收益预期降幅达40%。同时，绿氢项目未被纳入机制电量范畴，无法参与机制电量竞价，企业难以精准预判长期收益，严重制约了产业投资积极性。 成本压力深入加重了项目运营负担。绿色氢基能源示范项目前期负荷率可能不达预期，已投产接入公共电网的大型示范项目需按容量或需量缴纳输配电费，加上系统运行费等各项成本，项目整体运营成本上升20%-30%。成本与收益的双重挤压，使得许多项目的经济性严重受损。 针对这些问题，业界提出了系统性解决方案。马永生建议完善电氢耦合机制，保障绿氢项目配套风光的上网电量比例，明确并提高其消纳指标。同步配套专项电价政策，减免制氢用电容量电费、系统备用费等费用，确立氢能在电力市场中的独立储能地位，支持其参与调峰调频。 李文辉建议针对绿色氢基能源示范项目实施保障性电价政策和过渡期费用减免政策。具体包括：将项目余电上网部分纳入机制电量保障范畴，设定差异化竞价区间上下限，锁定合理的上网电价水平，稳定项目长期收益预期；对示范项目设定合理培育期，如对已投产项目输配电费按原有政策执行，对2030年前建成投产的示范项目，免征3-5年容量电费增量部分，以保障项目基本收益与运营稳定性。 这些政策建议指向一个共同目标：通过政策支持为绿氢产业创造稳定发展环境。当前，绿氢产业已具备一定的技术基础和产业规模，关键是要通过完善电价机制、明确政策预期，让企业能够准确评估投资收益，从而激发产业投资热情。
绿氢产业的发展困境折射出能源转型的复杂性。破解这个难题不仅需要技术创新，更需要制度创新的合力推进。建立适应新能源特点的政策体系，才能让绿色氢能真正成为推动"双碳"目标实现的有力支撑。这既是对治理能力的考验，也是实现高质量发展的必由之路。