当政策红利的潮水退去，曾被资本热捧的绿氢产业正显露礁石。

近日，华电、中广核等央企密集下调项目产能，最高降幅达30%，标志着行业从“规模竞赛”迈入“理性深耕”的转型期。成本高企、需求疲软与政策收紧的三重压力，正在重塑绿氢产业的商业逻辑。

央企项目密集“踩刹车”，收缩成行业新共识

2025年末的绿氢产业，以两则备案变更公告划下转型注脚。

12月3日，包头市发改委与海南区相关部门同步披露的信息显示，华电、中广核两大央企的标杆性绿氢项目完成“瘦身”调整：

其中，作为西北风光制氢的典型项目，内蒙古华电达茂旗一体化项目的调整幅度颇具代表性。对比6月首次批复文件，其总投资从67.65亿元缩水至57.67亿元，制氢装备配置更从126台1000Nm³/h电解槽，优化为“83台1000Nm³/h+1台2000Nm³/h+1台3000Nm³/h”的混合系统，制氢规模缩减近三成。

无独有偶，中广核太阳能开发有限公司海南区风光制氢一体化项目的制氢规模也从32000Nm³/h降至28000Nm³/h，降幅约12%，同时放弃了1200Nm³/h电解槽方案，全部改用更稳定的1000Nm³/h设备。

碳索氢能网的统计数据显示，此类调整并非孤例。近两年来，国内超20个重点绿氢项目出现产能收缩，投资主体覆盖央企、地方国企及新能源龙头企业；2025年以来，至少10个项目已明确撤销，仅6月单月就有5个项目密集退出。

三重困境倒逼转型，理想与现实的落差何在？

从“遍地开花”到集体收缩，绿氢产业的降温背后，是经济性、需求端与政策环境共同作用的结果。多位业内人士指出，项目初期的“理想工况”假设，在实际推进中遭遇了多重现实阻力。

成本红线：电费占比超70%，盈利模型承压

经济性不足是制约项目推进的核心瓶颈。当前绿氢制造成本中，电费占比高达70%，而多数项目初期规划均建立在“平价风光+全额消纳”的理想假设上。但实际运营中，风光发电的间歇性需配套储能或电网调节设施，叠加土地审批、基建配套等隐性成本，部分项目的电力成本较预期高出30%-50%。而电解槽、储氢等核心设备的实际投入普遍超支，进一步挤压盈利空间。

在企业对收益要求日趋明确的背景下（如华电明确氢基能源项目资本金内部收益率不低于6.5%），缩减规模成为保障项目商业可行性的必然选择。

需求瓶颈：94%依赖化工，替代动力不足

与成本压力对应的，是下游市场的需求疲软。国家能源局《中国氢能发展报告2025》显示，当前国内绿氢消费94%集中于化工领域，但绿氢价格是灰氢的3-6倍，而国内碳价仅维持在60-100元/吨，远不足以覆盖绿氢的成本溢价。

化工企业的本质是追求利润，在没有强制政策或足够经济激励的情况下，不会主动选择高价绿氢。与此同时，交通、能源等潜在应用领域尚未形成规模——氢燃料电池车渗透率不足0.1%，绿氨、绿甲醇等新兴场景仍处于示范阶段，缺乏稳定的下游消纳市场让企业不得不降低产能预期。

政策收紧：从“备案即落地”到“考核硬约束”

地方政府的监管收紧，加速了行业的理性调整。针对部分项目“备而不建”“夸大产能”的问题，内蒙古、张掖等地已明确收紧审批权限，将项目落地率、产能兑现度纳入考核指标，未达标的项目将被取消补贴或收回备案资格。

2025年9月30日发布的《能源规划管理办法》更从制度层面强化约束，将氢能项目纳入“全国综合能源规划→全国分领域能源规划/区域能源规划→省级能源规划”的层级衔接体系。政策环境的变化，让企业从“抢政策红利”转向“算经济账”，主动收缩成为应对监管的理性选择。

结语：收缩背后的产业新生

绿氢产业的“瘦身潮”，本质上是一场必要的理性回归。

此前部分项目基于政策乐观预期，出现规划偏高、技术路线激进等问题，而当前的产能调整，正是企业对成本、技术、需求的动态适配，有利于避免盲目投资与产能过剩，推动行业从“规模导向”转向“质量导向”。

行业的长期前景仍值得期待。随着“十五五”氢能规划落地、跨区域输氢管网建设推进，以及碳价机制的逐步完善，绿氢的成本优势将逐步显现。正如中石化在氢能领域的布局逻辑——先打好“制-储-运-加-用”全产业链地基，再等待市场成熟，经历过理性调整的绿氢产业，终将进入“规模合理、回报清晰、风险可控”的规范化发展阶段。