典型区域绿电制氢模式研究

我国氢能产业正加速迈向规模化发展阶段，绿氢成为能源绿色低碳转型的重要方向，但面临成本高、减排核验难、区域布局不匹配等制约。不同地区资源禀赋、电力系统结构、电网约束和用氢需求的差异，决定了不存在统一最优的绿电制氢模式。若忽视额外性、时间匹配性和空间可交付性，可能出现“名义绿氢”与“真实减排”脱节的问题。

本报告围绕“电氢协同”理念，构建电力系统与制氢系统协同发展分析框架，选取山东、四川、甘肃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，并探讨适应不同区域资源禀赋和电力系统条件的发展模式。

研究结果表明，绿氢制取模式的优劣主要取决于电力系统新能源渗透水平、网架结构和资源空间分布。山东省作为受端型工业大省，网电制氢成本最低，但绿电溯源性弱；在资源较好的地区，绿电直连和PPA可实现更强减排效果，其中PPA通常在经济性上更具优势，绿电直连则在风光资源优越、负荷可就地消纳的区域更具竞争力。四川省由于水电占比较高、系统整体清洁度较强，PPA在多数场景下表现出较好的成本韧性，而绿电直连更适用于资源富集地区的就地消纳型项目。甘肃省则展现出高比例新能源系统下的复杂性，在河西等新能源富集区，绿电直连可发挥显著的促消纳和减排作用；但在河东等负荷中心或网架受限地区，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，反而推高系统排放。

在政策机制的协同优化方面，随着非水可再生能源电力消纳责任权重提高、绿电比例要求趋严和时间匹配精度提升，网电制氢的经济性与减排优势将持续弱化，PPA和绿电直连的相对优势将更加突出。总体来看，制氢模式选择必须从单纯的“资源匹配”转向“系统匹配”，并强化时间匹配与空间可达性约束。建议建立区域差异化布局和分阶段推进机制相结合的绿氢发展体系，根据资源禀赋、电网结构和用氢需求，因地制宜选择绿电直连、PPA或网电过渡等不同制氢模式，推动新能源富集地区与工业负荷中心形成“制氢—用氢”协同布局，降低储运成本。在绿氢认定方面，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，并同步强化额外性、空间可交付性及碳核算要求，避免“名义绿电”与真实减排脱节。在补贴机制方面，建议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，并鼓励制氢负荷参与电力市场和辅助服务市场，通过“以灵活性换成本”提升经济性。同时，应建立动态退坡和分类退出机制，逐步以绿证、碳市场、绿色溢价等市场化收益替代直接财政补贴，推动绿氢产业由“政策驱动”加快向“市场驱动”转变，为工业绿色转型和新型能源体系建设提供支撑。