在内蒙古辽阔的戈壁滩上，一片片光伏板在阳光下熠熠生辉。不远处，一座绿电制氢示范项目正悄然运行——这里生产的“绿氢”，不仅将用于当地的工业脱碳，未来还可能通过专用管道，跨越千里，为东部沿海的煤电机组提供清洁燃料。这一幕，正是电氢协同发展在中国大地上加速落地的缩影。

全国布局加速成形

从国家顶层设计到地方特色实践，电氢协同的政策蓝图正日益清晰。

2019年，“推动充电、加氢等设施建设”首次写入政府工作报告。2022年，《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》进一步明确了氢能的战略定位。2025年10月，国家能源局发文提出提升“风光氢储”协同发展水平，稳步建设绿色氢基能源综合产业基地。而在十五五规划纲要中，氢能更被列入未来经济增长点之一。

政策靶向明确：鼓励“风光发电+氢储能”、绿电制氢氨醇一体化、新能源离网制氢；将氢储能列为新型储能重点方向；将生物质、绿氨掺烧列为煤电低碳化改造的核心路径。

各地也纷纷跟进。江苏打造长三角氢能创新中心；福建以福州、厦门为核心建设沿海氢能经济走廊；四川利用清洁能源建设规模化制氢基地，构建氢交通体系；安徽培育龙头企业，推广氢能车辆……“全国一盘棋、区域有特色”的格局正在形成。

规模化之路如何突围？

尽管势头良好，但电氢协同要实现规模化，仍需破解经济性、产业链协同、政策与市场机制协同三大难题。

目前，绿电成本占绿氢制备成本的70%左右。尽管内蒙古、辽宁等新能源富集区的绿氢经济性已初步显现，但整体成本仍偏高。技术制约和产能不足推高了初始投资，氢储能的度电成本短期内也难以与抽水蓄能、压缩空气储能等成熟技术竞争。

产业链协同方面，中国清洁能源资源多集中在西部，而氢能需求主要在中东部。目前氢气大规模长距离输送仍缺乏经济可行的技术，长输管网建设尚处探索阶段。

政策与市场机制也需加强协同。例如，煤电掺氨改造虽被要求，但非强制，部分企业可能选择购买碳配额而非改造设备。氢储能与电网的互动机制尚不完善，也影响了项目收益。

技术、政策、规划三路并进

破解难题，需从三方面协同发力：

强化技术攻关，让氢能与电网“深度对话”。电网企业需聚焦电解槽核心材料、燃料电池等关键技术，提升设备国产化率与效率。同时，发展电氢混合储能系统稳定控制与并网技术，探索氢储能在电网调峰、应急备用、电压支撑等辅助服务市场的应用，充分发挥其“移峰填谷”和长时储能优势。

完善政策机制，激发企业改造动力。政府部门可优化碳市场配额分配，对开展低碳化改造的煤电机组给予更合理配额；优化改造机组的市场出清机制，保障其发电空间与收益。资源保障上，提前布局东北、西北、华北的绿氢东送通道，降低运输成本；加快明确氢储能参与电网调控的具体机制，鼓励风光储氢一体化项目参与调峰，拓宽收益渠道。

统筹规划示范，探索可复制的运营模式。电网规划之初即考虑氢能需求，在新能源富集区和负荷中心合理布局“电-氢-热”多能互补示范项目。及时总结已有示范经验，提炼可推广模式。探索利用现有或规划输电通道，试点论证“西氢东送”等新型能源输送模式的可行性，优化全国能源资源配置。关键词：宏观新闻、国家战略、氢能

随着技术突破、政策完善与产业链协同加速，电氢协同正为新型电力系统建设注入强劲动能，助力中国能源高质量发展迈上新台阶。（此文出自见道官网www.seetao.com未经允许不得转载否则必究，转载请注明见道网+原文链接）见道网宏观栏目编辑/杨美玲