调研显示，这份 2026 典型区域绿电制氢模式研究报告，以电氢协同作为分析主线，选取山东、四川、甘肃三省共九个市州开展情景仿真，对比三类制氢模式在成本、碳排放层面的客观表现。

调研显示，报告把额外性、时间匹配性、空间可交付性，作为区分真实减排和名义绿氢的三项评判标尺，三个条件需要同时纳入电力系统仿真测算。

调研显示，绿电直连、公网购电搭配绿证、长期购电协议 PPA，是文档记录的三类主流制氢路径。不同模式在投资门槛、溯源能力、调度灵活性上存在明显差别。

调研显示，山东作为受端工业大省，化工钢铁产业集中，用氢需求体量较大。数据显示网电制氢的账面成本最低，但绿电溯源能力偏弱，边际层面依旧会调动化石电源出力。

调研显示，在东营这类风光禀赋优越的区域，绿电直连模式的综合差距被明显缩小。PPA 模式在山东多数仿真场景中，表现出经济性与减排效果的相对平衡。

调研显示，四川省整体电力系统水电占比高，系统平均排放因子本身处在较低水平。PPA 模式在省内多数情景下，具备较强的成本抗波动能力。

调研显示，攀枝花、阿坝这类风光水电资源富集的区域，绿电直连就地消纳能够拿到更优的减排结果。负荷集中城市，公网购电模式要承担更高的绿证采购开销。

调研显示，甘肃省属于典型新能源送端省份，河西和河东区域呈现截然不同的仿真结果。河西新能源富集区域，绿电直连可以消化本地富余风光电量，实现负的后果性碳排放。

调研显示，河东负荷中心网架资源受限，即便新增新能源总量可以覆盖制氢用电，绿电直连依旧可能挤占原本供给普通负荷的清洁电力，倒逼火电抬升出力。

调研显示，不同省份绿证价格差异明显，甘肃绿证供给充足价格偏低，山东处在中间区间，四川绿证价格为三者当中最高，区域供需关系直接左右这一指标。

调研显示，时间匹配尺度会实实在在改变制氢项目的碳排放结果。小时级匹配对应的减排效果最好，放宽到月度、年度匹配，减碳成效会出现明显衰减。

调研显示，年度匹配模式下，允许跨时段以量补量抵消波动，统计层面可以满足绿电占比，但日内新能源出力不足时段，制氢负荷依旧会消耗高碳电力。

调研显示，仿真测算记录，想要满足国内可再生氢碳足迹相关标准参考阈值，制氢环节对应的绿电占比需要达到八成左右，若对标欧盟相关标准，绿电占比要求进一步抬高。

调研显示，绿电占比下降之后，直连与 PPA 模式的制氢总成本会同步走低，但后果性碳排放指标会由负转正，减排收益随之消失。

调研显示，非水可再生能源消纳责任权重上调，会改变各类模式的相对优劣势。网电模式受绿证成本上涨冲击最为明显，总成本抬升幅度大于另外两类模式。

调研显示，电解槽设备的固定投入、储能配置、新能源建设开销，是拉高绿电直连模式成本的主要构成。PPA 模式可以依托更大范围调度对冲一部分资本支出压力。

调研显示，即便是同样一套制氢技术，放到不同电网拓扑、不同资源禀赋的区域，最后输出的成本、排放结果会出现巨大分化，模式本身不存在通用的优劣定论。

调研显示，仿真过程区分归因碳排放与后果性碳排放两组统计口径。归因碳排放侧重制氢用电本身来源，后果性碳排放则记录制氢负荷给整套电力系统带来的净排放变化。

调研显示，风光配比也会对项目结果带来影响，多数仿真场景下，光伏风电 1 比 2 的组合，能够取得相对更优的综合表现，单一光伏或者单一风电配置的项目波动风险更高。

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