氫能盈利的拐點
討論氫能產業，市場往往先看政策補貼、電解槽訂單、加氫站數量，甚至上市公司的概念包裝；但若回到商業本質，綠氫能否賺錢，首先不是看故事，而是看電價。水電解製氫的邏輯很簡單：用電把水分解成氫與氧。問題在於，這個過程極度耗電。美國能源部對PEM電解水系統的技術目標顯示，2022年系統能耗約為55 kWh/kg H₂，2026年目標為51 kWh/kg，終極目標則為46 kWh/kg；同一頁亦提出低成本氫氣生產在2026年達到2美元/kg、長期達到1美元/kg的目標。
這組數字說明了一個殘酷但清晰的敏感性：只要按每公斤氫約50至55度電計算，電價每下降0.01美元/kWh，即每兆瓦時下降10美元，每公斤氫的理論成本便可下降約0.50至0.55美元。若電價為0.05美元/kWh，單是用電成本已達2.5至2.75美元/kg；若降至0.03美元/kWh，用電成本便約為1.5至1.65美元/kg；若進一步降至0.02美元/kWh，電力成本才有機會接近1美元/kg。這就是為何綠氫項目不是單純比誰的電解槽便宜，而是比誰能長期取得低價、穩定、低碳的電力。
以人民幣作粗略換算，假設電耗為52 kWh/kg，工業電價由每度0.30元降至0.20元，每公斤氫成本即下降約5.2元。一個年產10萬噸氫的項目，若全年穩定運作，理論上每年用電成本差距可達5.2億元人民幣。這不是財務模型中的小數點，而是項目由虧損、微利到具備現金流吸引力的分水嶺。
成本下降不等於全產業即時暴利
然而，電價下降只解決了製氫成本中最大的一塊，並不等於整條產業鏈立即進入高毛利時代。綠氫成本結構大致包括電力、電解槽及配套設備折舊、工程建設、融資成本、運維、水處理，以及後端壓縮、儲運和轉化成本。IEA在2025年報告中指出，2024年中國本土製造及安裝電解槽成本約為600至1,200美元/kW，而中國以外地區則為2,000至2,600美元/kW；但若把運輸、關稅、工程建設及當地標準適配計入，中國設備在海外安裝後的成本優勢會明顯收窄。
換言之，電價下跌改善的是營運成本，電解槽降價改善的是資本開支，兩者缺一不可。若項目電價低但利用小時不足，折舊攤薄不了；若設備便宜但效率低、故障率高，用電成本又會被反噬。真正有競爭力的項目，必須同時具備三個條件：低電價、高利用率、可靠長約需求。
目前綠氫仍處於成本壓力較大的階段。IRENA在2024年報告中引用數據指出，2023年以可再生能源電解水製得的綠氫成本約為4.5至12美元/kg，而灰氫約為0.98至2.93美元/kg；同一報告亦指出，壓縮氫氣可額外增加約1至1.5美元/kg，液化則可增加約2至3美元/kg，運輸成本亦視距離和方式介乎0.05至2美元/kg。（IRENA）這意味着，即使製氫端因電價下降而接近盈虧平衡，若後端儲運距離過長、終端客戶不能支付綠色溢價，整體項目仍可能只是「帳面便宜、落地昂貴」。
從產業盈利角度看，電價下降首先利好三類公司。第一，是擁有低成本新能源資源的製氫企業，例如風光資源豐富、可直接配套電解槽的園區項目。第二，是能把氫就地消納的工業企業，例如煉化、合成氨、甲醇、鋼鐵及港口燃料項目，因為少了長距離運輸，製氫成本下降更容易轉化為終端利潤。第三，是高效率、低衰減的電解槽及電源控制設備企業，因為當電價下降後，市場會更重視全生命周期成本，而不只是設備招標價格。
IEA最新《Global Hydrogen Review 2026》指出，低排放氫項目資本開支在2025年接近70億美元，幾乎是2024年的兩倍；電解製氫投資已超過CCUS製氫，並可能佔2026年近100億美元低排放氫投資中的約70%。（IEA）這代表資本並未完全離場，只是由早期概念投資，轉向更看重電價、需求、融資與交付能力的項目篩選。
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