山西省积极推进电力市场体系建设，逐步通过电力现货价格和辅助服务补偿激励，鼓励新能源发电的充分消纳，同时有效降低了用户用电价格。

大同市着力打造新能源发电制氢基地的过程中，应充分利用山西省改革红利，利用电力市场化交易方式，降低电解水制氢电价，从而有效降低 “绿氢”成本，达到氢燃料电池车示范运行35元/kg的终端用氢目标，促进氢能经济健康可持续发展。

本文作者为大同市氢能产业发展研究院副院长，陈宏巍。读者如希望更深入的了解大同市新能源产业、光伏制氢产业，可留言或添加微信好友与作者联系（文末附联系方式）。

大同市具有发展可再生能源和电解水制氢的资源优势，利用风电光伏制取“绿氢”，实现可再生能源多途径就近高效利用，是大同市转型发展，实现清洁能源替代的重要方向。

可再生能源生产绿氢还很“贵”

众所周知，目前可再生能源生产绿氢还很“贵”。国内已有风电、光伏等可再生能源电解水制氢的示范项目，但均未进入规模化应用阶段。国内示范项目相关研究人员已经对风光弃电制氢问题的可行性进行研究、对新能源制氢系统在不同应用模式下的最佳规模、综合指标评价体系、系统优化调度策略和效益等进行了分析。

按照《中国氢能汽车蓝皮书-中国车用氢能产业发展报告2020》，国家氢能战略大力发展绿氢应用，需控制氢燃料电池车用氢成本在35元/kg，考虑氢气运输环节和加氢站加注环节成本，可再生能源生产绿氢成本逐步降低至20元/kg以下，成为绿氢制备的既定目标。

本文基于大同市制氢加氢一体站的电解水制氢实际成本，结合山西省电力改革及电力市场化交易情况，介绍了大同市实施光伏制氢示范项目的可行方案。

大同市氢能产业发展研究院针对大同市光伏耦合电网谷价电制氢场景构建数理统计模型，开展仿真模拟实验，管理制氢用电在每天24小时的合理负荷分配，解决制氢用电与电力系统的协调控制问题，探索20元/kg绿氢生产的实现路线，为大同市充分开发太阳能等可再生能源，打造绿氢应用产业集群和氢能贸易基地提供参考。

电解水制氢技术发展现状

目前电解水制氢技术主要有碱性水电解、质子交换膜水电解和固体氧化物水电解3种。其中：

碱性电解槽技术最为成熟，设备成本较低，国内单台最大产气量为1000方/小时，已经实现工业规模化生产，商业化较为成熟。

质子交换膜电解槽工艺流程简单，能效较高，国内单台最大产气量仅为50方/小时，处于产业化发展初期，成本偏高。

固体氧化物水电解槽采用水蒸气电解，在600-700度高温环境下工作，能效最高，还处于实验室研发阶段。

大同市制氢加氢一体站为国内首例于2019年投运，制氢采用500方/小时碱性电解水装置。根据实际运行数据，分析电解水制氢的成本构成如下。

制氢加氢一体站的电解水制氢适用工业园区优惠电价0.5元/kwh，24小时连续生产，核算得出电解水制氢成本为39.89元/kg。

分析电解水制氢的各项成本，其中工艺电电耗占比最大，根据不同时段电价的变动占比约为82%，人工工资占比10%，设备折旧费用占比7%。这三项总占比99%，而其他制氢原料水、辅助材料、冷却水等成本占比非常少，占比1%左右。

由此可知绿氢成本的降低有三个主要方向：

一是可再生电力电价的下降。目前光伏发电已经实现平价。据中国可再生能源学会测算，光伏装机成本和平准化度电成本快速下降的趋势将维持不变 。

二是电解槽价格的下降。目前我国5MW级碱性电解槽的单位成本已接近6000元/千瓦，制氢系统成本低于1万元/千瓦。今后技术进步促使规模化生产电解槽价格再降50%是可能的。

三是电解槽年利用小时数的提高，以及制氢直流电耗的降低，均有利于控制电解水制氢的成本。

大同市光伏光伏制氢具有成本优势

目前，国内西北光伏资源好的地区光伏招标电价已经降至0.16元/kwh，国内光伏平准化度电成本（LCOE）普遍下降至0.20元/kwh以下（其中土地等非发电成本逐年上升）。

本文选取大同市内典型分布式光伏电站项目作为测算对象。2021年大同市拟实施的某6MW分布式光伏项目，项目建设期1年，运营期25年，光伏电站配置10%储能，采取离网、全电量直接制氢模式，年发电利用小时数取1451h，同步考虑2021年光伏系统造价水平5.5元/Wp和当地土地成本，得出平准化度电成本为0.18元/kWh（参考2021年山西大同某6MW分布式光伏电站建设可研报告，基准收益率取电力行业基准收益率8%，基建土地等成本计入，并网等成本剔除）。

光伏发电成本远远低于大工业用户电价，光伏发电直接制氢具备电价成本优势。但是光伏每天5-6小时发电18小时无发电的特点导致制氢设备的利用率不高，设备折旧成本大幅上升，将部分抵消光伏发电电价优势带来的制氢成本下降。

山西省电力现货交易进一步降低用电成本

山西省出台的《战略性新兴产业电价机制实施方案》显示，通过创新电力交易机制，对用电电压等级110千伏及以上的新兴产业用户，将实现终端电价0.3元/kwh的目标。

光伏制氢项目作为战略性新兴产业既可以通过优质售电公司进入市场，确保电价红利，也可以作为电力用户直接在电力现货市场中购入更多低电价的电量。

据统计，2020年山西省开展省内电力直接交易成交电量1180.83亿kWh，成交均价0.28873元/kwh。其中11-12月份电力现货交易成交最低价达到0.15元/kWh。

《山西省电力现货市场交易实施细则》2021最新规则显示，电力用户在电力交易中，通过增强系统数据分析能力，优化电力交易策略，完善用电业务，将更有效的节省用电成本。

2021年之后山西省电力市场交易将会长期化、常态化，正是各种储能技术（包括电解水制氢储能）发挥灵活可调的优势，降低用电成本的用武之地。

光伏制氢企业作为战略性新兴产业，作为可控负荷的电力用户，可通过电力交易策略，保证用电可靠性的同时在电力现货交易中合理地获得更低的用电电价，还可适时参与电力辅助服务获得额外补偿。

根据2020年山西省电力交易数据，以及制氢系统配置方案开展仿真模拟实验：

按照电力市场交易要求划分每日96点分段用电负荷，建立制氢用电数据模型，充分利用就地光伏发电制取绿氢以及收购风光弃电量为前提，预设不同电价条件下控制制氢设备负荷出力，相应统计设备年度利用小时数。

每天日间用光伏发电制氢满负荷运行，夜间16小时制氢根据市场变动的电价进行电力交易。比如在夜间风电大发的时候可在预设电价以下时满负荷生产，预设电价以上时则降低生产负荷（氢气产量需满足最低市场需求）。

仿真模拟实验结果表明，电力交易条件下，年度制氢设备利用小时数可超过4000小时，预期光伏制氢结合市场交易多元化供电的综合电力成本为0.22元/kWh。

大同光伏制氢成本有望降至20元/kg

光伏制氢的仿真模拟实验结果表明：

全年综合用电电价可控制在0.22元/kwh，设备利用小时数4000小时。

据此分析大同市光伏制氢的氢气成本，按照碱性电解水制氢的成本模型，5MW光伏制氢示范的氢气生产成本为23-25元/kg。实际运行中，制氢项目还可通过进一步优化控制策略，提升设备调节性能，将制氢成本进一步降低10-20%，从而有望在大同市实现电解水制绿氢成本20元/kg。

未来随着光伏制氢规模化展开，光伏发电成本逐年降低，规模化制氢设备成本降低，可再生能源制氢的综合成本将进一步下降。

大同市氢能终端应用前景

大同市氢能产业发展研究院与同煤集团甲醇厂、新研氢能、雄韬氢雄、京能集团、中石油等主力氢能企业，协同推进可再生能源制绿氢，推动氢能核心技术的自主创新，从氢源保证入手提升大同市氢能产业集群发展水平。

大同市将加快加氢站等配套基础设施建设，布局分布式光伏制氢与各个加氢站距离在50km内。

目前大同市有127辆氢燃料大巴车6条公交示范路线；到2023年大同市有望在交通运输领域将扩大氢燃料公交与氢燃料重卡示范数量达到1000辆以上，建成加氢能力不低于500kg/天的加氢站数量17座，氢燃料交通示范基本覆盖主城区和主要物流通道。并且随着氢燃料电池技术发展，在重型工程机械、船舶、无人机等非道路交通运输领域，热电联供、备用电源、氢储能、氢能炼钢、绿氢化工、天然气掺氢等工业领域，以及绿色建筑领域都将扩展氢能的应用规模。

大同市打造氢能贸易基地将逐渐形成中西部氢能产业经济区、大同-京津冀氢能经济圈、氢能经济走廊。

关于作者及大同市氢能产业发展研究院：

陈宏巍，大同市氢能产业发展研究院副院长，电力市场及储能行业资深专家。

大同市氢能产业发展研究院依托北京化工大学氢能科研团队，汇集了全国氢能标委会专家委员、电解水制氢领域国家标准主编人、电力储能等领域技术专家，在能源、材料、化工、医药等多个领域为大同市提供技术服务，助推全市氢能产业发展。

研究院目前为制氢加氢一体站的改造升级项目、制氢储能综合能源互补项目、可再生能源制氢及合成氨储氢科研项目、甲醇弛放气氢气深度提纯用于燃料电池车示范等项目提供技术服务。针对山西煤炭资源的优势，正在开展清洁化煤制车用燃气的成套设备研制。

研究院将以开放的姿态，博采众长广泛开展国际、国内技术合作、项目合作，为大同市乃至山西省氢能产业发展提供支撑。