绿氢作为欧洲能源转型的重要载体，罗马尼亚也出台国家氢能战略，设定了到2030年的发展目标。但从项目落地、监管框架、生产成本、基础设施建设等现实条件来看，该国绿氢产业仍处在起步阶段，宏伟的政策目标落地面临多重现实约束。本文结合Future Energy Leaders（FEL）罗马尼亚成员Cristi Tutulan的观点，梳理罗马尼亚绿氢产业的现状、机遇与现实挑战。

Cristi Tutulan是SMS Metallurgy România自动化工程师，从事工业流程运行监控与技术系统自动化；布加勒斯特理工大学博士研究生，研究方向有机废弃物能源化与材料化利用，开展厌氧消化生物气相关试验。

Cristi Tutulan指出，罗马尼亚氢能经济目前仍处在发展初期。过去很长一段时间，绿氢更多停留在会议研讨与政策规划层面，实体工程项目寥寥无几，直到近期才逐步出现一批落地项目。

当前全国范围内仅有4项成熟项目：一是OMV Petrom的两项投资，分别为20MW电解槽、25-35MW电解槽，预计2026年8月完工；二是私营投资方ElektraPower SRL开发的7.5 MW商业化电解槽，也是罗马尼亚首个完全遵循市场逻辑、非工业配套一体化的商业化电解槽项目；三是克卢日-纳波卡（Cluj-Napoca）市政交通氢能项目；四是天然气配售运营商E.On罗马尼亚公司开展的管网混合氢气试点测试。

电解槽分为配套工业自用型与对外销售的商业化类型。自用型电解槽直接嵌入现有工业流程，产出氢气全部内部消耗，不对外售卖；商业化电解槽将氢气作为独立商品面向第三方客户销售，是构建成熟氢能市场的基础。

克卢日纳波卡项目是罗马尼亚首个制氢加氢一体化站点，制氢规模约1024公斤氢气/天，装机2.3-2.5 MW，项目总投资超过1.3亿列伊（约2439万欧元），可为25台燃料电池公交车供应氢气，产出氢气也可用于本地供热。项目预计2026年底-2027年完工，建成后克卢日纳波卡将成为罗马尼亚首个具备完整氢能基础设施的城市。

罗马尼亚《国家氢能战略2025-2030》设立了较高发展指标：到2030年，实现年可再生氢产量153000吨，电解槽总装机超2100MW，配套专门用于制氢的可再生能源装机约4200MW。

但现实基础十分薄弱，罗马尼亚现阶段成熟项目总装机仅几十兆瓦，需要在短短数年内实现数十倍规模的增长。同时相关配套监管体系尚未完全成型，氢气质量技术标准、原产地保障规则仍在编制过程中。缺少清晰制度规则，私营投资者就难以搭建稳定的商业模型。

Cristi Tutulan判断，受限于严苛的时间节点，叠加国内稳定电源发电量下降的能源大环境，2030年罗马尼亚大概率只能完成目标的一半，而非全部；如果次级立法持续推迟，达成目标的难度会进一步加大。

欧洲氢能协会Hydrogen Europe 2021年4月的研究显示，罗马尼亚具备较好的发展潜力，长期可吸引7.75亿欧元电解制氢领域投资，装机潜力可达1500MW，潜力规模位居欧洲第四，仅次于荷兰、西班牙、德国。但纸面潜力和实际建成项目之间，仍存在不小差距。

罗马尼亚可以获取欧盟多项资金支持，包括现代化基金（可用额度约8.15亿欧元）、创新基金、地平线欧洲框架下的清洁氢能伙伴计划、欧洲氢能银行补贴等，资金供给本身不是核心瓶颈。真正的障碍来自项目筹备成熟度不足，以及制度规则的缺失。

监管层面已经出现积极进展：2026年8月，罗马尼亚国家能源监管局ANRE出台《氢能法典》，为制氢、储存、运输、分销、商业化全价值链建立统一规则。但该文件出台滞后于市场发展需求，其余配套制度仍在推进。

除监管之外，还存在两大结构性难题：

1、生产成本偏高：绿氢成本显著高于天然气制取的灰氢；

2、国内市场需求不足：需求培育需要多个产业同步成熟，也是最难解决的挑战。

整体来看，监管曾是首要阻碍，目前正逐步完善；成本属于中长期结构性障碍；而需求不足是最难攻克的难题。

根据国家氢能战略规划，到2030年153000吨年度可再生氢产量中，接近一半用于交通领域，三分之一用于工业，剩余部分供给钢铁行业，重工业和交通是国家重点押注的两大方向。

工业领域：已经消耗灰氢的工业企业，转型绿氢路径最为顺畅，不需要重构原有生产工艺。OMV Petrom在Petrobrazi的两个总规模55MW项目，年产约8000吨氢气，用于航空可持续燃料SAF、HVO燃料生产，同时替换炼油工序中原有的灰氢。

交通领域：立法层面已经开始完善。2026年8月修订的第237/2023号法律，从2027年起逐步在公路交通与工业领域强制使用清洁氢气，2030年目标配额1%。应用对象主要面向重型车辆，包括公交车、卡车，克卢日-纳波卡2.5MW城市氢能项目就是典型实践。

罗马尼亚拥有风能、太阳能资源，地理位置处于欧洲能源走廊交汇处，具备打造区域绿氢生产、出口枢纽的潜力，但距离成为实际的氢能出口国还有两个硬性条件：足够大的本土制氢产能形成出口盈余、建成专用氢气输送管道。目前国内成熟项目仅几十兆瓦，产能缺口巨大，专用管道仍处在规划评估阶段。

罗马尼亚国家天然气输运运营商Transgaz已经启动氢能专用走廊规划：一条为Giurgiu-Podișor-Bibești-Jupa-Nădlac，对接匈牙利；另一条沿黑海-Podișor线路。企业专门设立子公司Transport România Hidrogen SRL，在2026-2035发展规划中提出打造区域能源枢纽。罗马尼亚同时处在欧洲东南战略氢能走廊上，该走廊串联希腊、保加利亚、罗马尼亚、匈牙利，核心目标是重工业脱碳，发展绿色钢铁与区域交通。

在东南欧范围内，罗马尼亚2100MW的2030电解槽目标高于克罗地亚等周边国家，拥有成为区域枢纽的可能性，但前提是产能与基础设施落地。

管网方面，现有配气管网与长输管网能力存在差异：2022-2024年开展的20HyGrid试点项目，在Mediaș试验场以及Dârlos、Gornești居民点开展20%氢气+80%天然气掺混测试，聚乙烯、钢制管道均可适配，家用设备运行正常，配气管网在无需大规模改造前提下可承受最高20%掺氢比例。但纯氢的大规模工业长距离运输，需要新建专门管道，Transgaz的纯氢走廊还处在市场需求评估阶段，尚未开工建设。

西欧多国已经进入规模化运营阶段：德国已经将氢气用于列车、钢铁厂；荷兰建设1200公里专用氢气管网；法国、西班牙布局港口氢能枢纽，发展航空、航运合成燃料。

罗马尼亚被归入东欧“新兴氢能谷”梯队，与波兰、匈牙利、捷克、拉脱维亚处于相近发展阶段，和已经实现项目运营的荷兰、德国存在明显差距。不过其潜力获得欧盟层面认可，2026年7月，克卢日纳波卡的Transylvanian Hydrogen Valley项目，从18个国家23份申报项目中脱颖而出，获得Clean Hydrogen Partnership专项扶持。

按照PwC分析，罗马尼亚当前绿氢生产成本达到6.50-6.75 欧元/公斤；而天然气制灰氢仅12 欧元/公斤。欧盟ACER机构2025年报告显示，欧洲绿氢生产成本是化石基制氢的4倍；即便是碳捕获的低排放氢，成本也低于完全可再生绿氢。

成本下降是长期渐进过程：预测到2030年罗马尼亚绿氢成本有望降至3.75 欧元/公斤；直到2050年才有望降到1.75-2 欧元/公斤，接近当前灰氢成本水平。乐观情景下，完全实现和传统燃料成本持平，需要大约30年时间。

早于2050年会出现部分细分场景的局部竞争力，但不是面向普通终端消费者。在RED III指令强制配额约束、或者CO₂排放价格大幅抬升的细分行业，绿氢会率先具备落地条件。纯粹依靠市场价格自由竞争，罗马尼亚绿氢的时间窗口大致在2030-2035年之后。

欧盟RED III指令具备法律强制效力，要求成员国2030年工业用氢中42%来自可再生来源。炼油、钢铁等企业必须使用绿氢，哪怕成本更高。欧盟依靠该法案人为创造清洁氢需求，弥补自由市场下的需求不足。

Cristi Tutulan提出三项优先行动方向，以此加速罗马尼亚氢能市场建设： 

第一，尽快完成次级监管制度落地。出台第237/2023号法律配套实施细则、ANRE原产地保障条例（原定2026年9月完成），完整落地RED III欧盟指令。缺少监管框架，银行难以放贷，投资者也无法获得政策可预期性。罗马尼亚目前和保加利亚、斯洛伐克同属于欧盟内指令落地进度滞后国家。

第二，激活市场支持工具，而不只是纸面出台政策。将已经在风电领域成功应用的差价合约机制拓展至氢能领域，弥补绿氢与灰氢之间的成本差距；加快制氢配套可再生能源项目审批流程；推动本国天然气输运网络对接欧洲Hydrogen Backbone氢能主干走廊，让基础设施进度匹配规划目标。

第三，激发国内实际需求。推动大型工业用户和制氢方签订长期固定采购协议。即便资金充足，如果没有稳定的长期购氢合同，项目依旧会停留在意向阶段，无法落地。