中国能源资讯网电解槽的经济可行性与电网协同能力取决于技术配置、运行模式和政策框架的平衡。
一、连接类型与运行模式
1. 电源连接类型
可再生能源共置型：仅连接氢气网络，以“随供随用”模式运行，电价低但受限于可再生能源间歇性（图1左）。
图1：电解槽关联运行模式的连接类型（无储能）及其主要目标和收入来源
电网连接型：靠近氢气需求中心，运行与本地需求同步（图1中）。
独立双网连接型：兼具最高灵活性，可响应电力/氢气价格及电网需求（图1右）。
2. 运行模式目标
二、核心挑战：氢气生产与电网灵活性的矛盾
技术冲突：氢气需连续生产，但电网灵活性要求间歇运行（图2）。
图 2：氢能与电力行业交叉领域的电解槽
经济压力：
·绿氢需与化石燃料制氢竞争，高电价削弱竞争力。
·系统服务收入难以弥补氢气减产损失。
监管限制：欧盟RFNBO认证要求可能限制运行灵活性。
三、政策与商业化路径
1. 支持机制转型
CAPEX补贴：加速阶段关键，但需设定退出机制（如基于LCOH下降幅度）。
OPEX优化：长期依赖购电成本控制，需通过PPA锁定低价绿电。
2. 关键措施
3.分阶段路径
加速阶段（至2030年）：以基荷模式为主，依赖CAPEX补贴与承购协议。
成长阶段（2030–2050年）：推广“上限-下限”价格协议，探索系统服务收入。
成熟阶段（2050年后）：取消直接补贴，依赖市场竞争与氢储能调峰能力（图3）。
图3：迈向无补贴灵活制氢路径的相关措施
四、经济性核心：LCOH构成与优化
电力成本占运营支出（OPEX）的70%以上（图4）：
图 4：基于欧洲氢能观测站计算器 2023 年默认值的西班牙、德国⁵和荷兰案例，展示（a）并网独立电解槽（外圈）与（b）专设可再生能源共置电解槽（内圈）的氢气平准化成本（LCOH）构成
并网独立电解槽：电力成本占比超60%（外圈）。
专设可再生能源电解槽：电力成本占比约50%（内圈）。
结论：长期竞争力需通过技术降本、绿电直供及系统服务收入多元化实现。
