绿氢产业正处于从概念验证走向规模应用的关键阶段。近日，生态环境部会同国家能源局发布的温室气体自愿减排项目方法学，为绿氢发展提供了制度支撑。该方法学不仅填补了我国氢能领域有关机制的空白，也有望释放绿氢的减排潜力，加快产能落地。所谓绿氢，是指利用太阳能、风能等可再生能源发电，通过电解水制取的氢气。与以煤炭、天然气等化石燃料制取的灰氢，以及依赖碳捕集的蓝氢相比，绿氢生产过程接近零碳排放，被视为能源转型的重要方向。当前，我国氢能供应仍以化石能源制氢为主：煤制氢占56%，天然气制氢和工业副产氢各占21%，电解水制氢仅占1%。这意味着绿氢仍处起步期，如何实现规模化突破成为当下重点。国家层面政策支持为产业发展奠定基础。《中华人民共和国能源法》和“十五五”规划建议将氢能纳入前瞻布局的未来产业，《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》等文件也对绿氢发展提出明确要求。政策牵引下，各地结合资源与产业条件加快布局。海南探索在非化工园区建设可再生能源制氢及制氢加氢一体站；甘肃依托风光资源推进大型绿氢基地；上海推进绿色氢基燃料供应、交易与认证体系建设；吉林推动项目投产达效；内蒙古加快风光制氢项目建设投运。总体看，绿氢产业正从试点走向多点开花。资源禀赋与技术路线的匹配，决定了绿氢项目的区域分布。近两年，华北、西北、东北地区上马的绿氢项目占氢能项目比重超过70%，这些地区风光资源充足，具备发展绿氢的先天条件。在四川攀枝花，全国首个光解水制氢商业化项目稳定运行，为氢能源货车提供绿氢加注。在新疆哈密，200千瓦阴离子交换膜电解水制氢系统高效运行，将当地风光电资源转化为绿氢。项目持续落地，显示绿氢正加速从技术验证走向产业实践。同时，产业推进仍面临多重挑战。首要问题是成本偏高、经济性不足。调查显示，绿氢成本中电力支出占60%至70%，叠加电解槽设备折旧等投入，综合制取成本约为灰氢的2至3倍，直接影响市场竞争力。此外，制取技术的效率与稳定性仍需提升，储运体系不完善，产业链协同机制有待健全。供需错配也逐步显现，应用场景开发与产能释放之间存在时间差。破解瓶颈需要政府、企业与科研机构协同发力。当前重点在于降本增效：通过技术创新降低电解槽成本、提升转化效率，并利用可再生能源度电成本下降的趋势，逐步缩小与灰氢的成本差距。储运环节则需加大基础设施投入，完善标准规范。在产业生态上，应推动绿氢在交通运输、工业生产、能源储存等领域的示范应用，促进上下游衔接，形成可持续的产业链条。从长期看，绿氢前景清晰。随着可再生能源发电成本持续下行、电解技术不断进步，绿氢经济性将逐步改善。业界普遍认为，短期内煤制氢在国内仍具成本优势，但在技术进步与政策引导下，绿氢将逐步扩大市场份额，最终成为主流制氢路径。这个过程需要在实践中不断校准路径、解决问题，但总体方向已明确。
绿氢产业的推进，折射出我国能源结构转型的深层变化。在应对气候变化与保障能源安全的双重背景下，这场以技术创新为核心的产业变革机遇与挑战并存。只有坚持系统推进，统筹政策支持、技术攻关与市场培育，才能推动绿氢从示范走向规模化应用，为全球能源可持续发展提供中国经验。