【行业洞察】 氢能周度观察(21)：绿电直连制氢可行性如何？ 背景

【行业洞察】 氢能周度观察(21)：绿电直连制氢可行性如何？

背景：2025年5月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，支持新能源发电通过直连线路直接向用户“点对点”供电。截至2026 年4 月底，全国已有24 个省（区、市）印发或制定了绿电直连配套政策，全国有99 个绿电直连项目完成审批，对应新能源总装机规模3405 万千瓦。另外，近期政府研究制定了多用户绿电直连政策，允许新能源通过专线向多个用户直接供应绿电，推动工业园区、零碳园区加快实现用能清洁替代。本文我们针对绿电直连制氢的项目案例、技术难点、经济性比较做展开分析。

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国内绿电直连制氢进入规模化示范阶段，多个标杆项目相继投产。绿电直连包括并网型和离网型两种模式，其中离网型项目完全依靠自身配置的新能源发电和储能系统，实现100%绿电自发自用，例如：①新疆：新疆首个离网型项目伊吾县风光电离网制氢一体化项目已于2026 年4 月纳入示范清单，项目投资24.59 亿元，年产绿氢约3 万吨，规划新能源总装机容量69 万千瓦，配套16 万千瓦/32 万千瓦时储能，采用风光互补、离网独立运行模式，实现100%绿电自发自用、直供制氢；②黑龙江：桦南县1.2GW 风电离网制氢项目已签约设计，年产绿色甲醇约30 万吨，该项目风电系统完全独立运行，仅保留保安电源接入公网，实现100%绿电自发自用、直连化工负荷。③内蒙古：2026 年4 月昕岛氢能源的固阳县年产20 万吨氢基绿色燃料离网型绿电直连项目开工，能源侧采用390MW 离网风电、100MW 离网光伏发电，耦合生物质余热发电机组与飞轮储能辅助装置；④吉林：2025 年12 月中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目一期项目在松原正式投产，填补了我国绿电直连耦合氢氨醇柔性生产空白。
并网型项目（包含电源、用户和直连线路）作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，例如湖北大冶的绿冶氢能公司姜桥制氢工厂采用“废弃边坡光伏＋储能调峰＋电网灵活补能”的多元协同供电模式，实现绿电直供。这些项目遍布风光资源区，采用离网或并网直连模式，标志着绿电直连制氢进入规模化落地阶段。

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绿电直连项目的技术难点。绿电直连制氢的核心矛盾是新能源出力间歇性与制氢对稳定供电的需求错配，难点集中在三个方面：①电解槽利用率偏低：风光波动导致电解槽频繁启停，年利用小时数普遍仅2000-3000 小时，单位折旧成本提升，削弱经济性；②绿电与化工生产耦合难：绿氢就地用于合成氨、绿醇等化工连续生产时，化工系统对供氢稳定性要求严苛；③系统集成成本高：离网制氢需同步配套储能缓冲和智能能量管理系统，初始投资大。针对上述难点，已投产项目形成了若干可复制的解决方案，包括柔性制氢技术（以预测调度算法主动跟随风光出力动态调节制氢功率）、碱液+PEM 电解槽混合路线（PEM 秒级响应处理短时波动、碱液槽承担基础负荷，实现宽功率范围内稳定制氢）、配置储能缓冲等方式。

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离网型绿电直连制氢在资源富集区已展现出显著的成本优势。假设制氢项目装机规模为100MW，电耗为50kWh/kg，则：①离网型绿电直连：假设综合电价0.2 元/kWh（省去输配电费、政府基金及附加、系统备用费等）、年利用小时数2760h（含储能配比10%/2h），单位制氢成本15.5 元/kg（电力成本10 元+折旧成本2.18 元+运维成本2.56 元+财务费用0.77 元）；另外，离网绿电直连制氢还可申请CCER，单位成本有望继续降低1.1 元左右。②网电制氢：
假设综合电价0.38 元/kWh、年利用小时数7500h，单位制氢成本21.7 元/kg（电力成本19 元+折旧成本0.68 元+运维成本1.78 元+财务费用0.24 元）。因此，离网型绿电直连制氢在资源富集区已展现出显著的成本优势，随着技术成熟和规模扩大，其成本有望进一步下降。
风险提示
1、氢能政策推进不及预期；2、绿氢行业竞争日趋激烈的风险。

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