山西省積極推進電力市場體系建設，逐步通過電力現貨價格和輔助服務補償激勵，鼓勵新能源發電的充分消納，同時有效降低了用戶用電價格。

大同市著力打造新能源發電制氫基地的過程中，應充分利用山西省改革紅利，利用電力市場化交易方式，降低電解水制氫電價，從而有效降低 “綠氫”成本，達到氫燃料電池車示范運行35元/kg的終端用氫目標，促進氫能經濟健康可持續發展。

本文作者為大同市氫能產業發展研究院副院長，陳宏巍。讀者如希望更深入的了解大同市新能源產業、光伏制氫產業，可留言或添加微信好友與作者聯系（文末附聯系方式）。

大同市具有發展可再生能源和電解水制氫的資源優勢，利用風電光伏制取“綠氫”，實現可再生能源多途徑就近高效利用，是大同市轉型發展，實現清潔能源替代的重要方向。

眾所周知，目前可再生能源生產綠氫還很“貴”。國內已有風電、光伏等可再生能源電解水制氫的示范項目，但均未進入規�；瘧�用階段。國內示范項目相關研究人員已經對風光棄電制氫問題的可行性進行研究、對新能源制氫系統在不同應用模式下的最佳規模、綜合指標評價體系、系統優化調度策略和效益等進行了分析。

按照《中國氫能汽車藍皮書-中國車用氫能產業發展報告2020》，國家氫能戰略大力發展綠氫應用，需控制氫燃料電池車用氫成本在35元/kg，考慮氫氣運輸環節和加氫站加注環節成本，可再生能源生產綠氫成本逐步降低至20元/kg以下，成為綠氫制備的既定目標。

本文基于大同市制氫加氫一體站的電解水制氫實際成本，結合山西省電力改革及電力市場化交易情況，介紹了大同市實施光伏制氫示范項目的可行方案。

大同市氫能產業發展研究院針對大同市光伏耦合電網谷價電制氫場景構建數理統計模型，開展仿真模擬實驗，管理制氫用電在每天24小時的合理負荷分配，解決制氫用電與電力系統的協調控制問題，探索20元/kg綠氫生產的實現路線，為大同市充分開發太陽能等可再生能源，打造綠氫應用產業集群和氫能貿易基地提供參考。

目前電解水制氫技術主要有堿性水電解、質子交換膜水電解和固體氧化物水電解3種。其中：

堿性電解槽技術最為成熟，設備成本較低，國內單臺最大產氣量為1000方/小時，已經實現工業規�；�生產，商業化較為成熟。

質子交換膜電解槽工藝流程簡單，能效較高，國內單臺最大產氣量僅為50方/小時，處于產業化發展初期，成本偏高。

固體氧化物水電解槽采用水蒸氣電解，在600-700度高溫環境下工作，能效最高，還處于實驗室研發階段。

大同市制氫加氫一體站為國內首例于2019年投運，制氫采用500方/小時堿性電解水裝置。根據實際運行數據，分析電解水制氫的成本構成如下。

制氫加氫一體站的電解水制氫適用工業園區優惠電價0.5元/kwh，24小時連續生產，核算得出電解水制氫成本為39.89元/kg。

分析電解水制氫的各項成本，其中工藝電電耗占比最大，根據不同時段電價的變動占比約為82%，人工工資占比10%，設備折舊費用占比7%。這三項總占比99%，而其他制氫原料水、輔助材料、冷卻水等成本占比非常少，占比1%左右。

由此可知綠氫成本的降低有三個主要方向：

一是可再生電力電價的下降。目前光伏發電已經實現平價。據中國可再生能源學會測算，光伏裝機成本和平準化度電成本快速下降的趨勢將維持不變 。

二是電解槽價格的下降。目前我國5MW級堿性電解槽的單位成本已接近6000元/千瓦，制氫系統成本低于1萬元/千瓦。今后技術進步促使規�；�生產電解槽價格再降50%是可能的。

三是電解槽年利用小時數的提高，以及制氫直流電耗的降低，均有利于控制電解水制氫的成本。

大同市光伏光伏制氫具有成本優勢

目前，國內西北光伏資源好的地區光伏招標電價已經降至0.16元/kwh，國內光伏平準化度電成本（LCOE）普遍下降至0.20元/kwh以下（其中土地等非發電成本逐年上升）。

本文選取大同市內典型分布式光伏電站項目作為測算對象。2021年大同市擬實施的某6MW分布式光伏項目，項目建設期1年，運營期25年，光伏電站配置10%儲能，采取離網、全電量直接制氫模式，年發電利用小時數取1451h，同步考慮2021年光伏系統造價水平5.5元/Wp和當地土地成本，得出平準化度電成本為0.18元/kWh（參考2021年山西大同某6MW分布式光伏電站建設可研報告，基準收益率取電力行業基準收益率8%，基建土地等成本計入，并網等成本剔除）。

光伏發電成本遠遠低于大工業用戶電價，光伏發電直接制氫具備電價成本優勢。但是光伏每天5-6小時發電18小時無發電的特點導致制氫設備的利用率不高，設備折舊成本大幅上升，將部分抵消光伏發電電價優勢帶來的制氫成本下降。

山西省出臺的《戰略性新興產業電價機制實施方案》顯示，通過創新電力交易機制，對用電電壓等級110千伏及以上的新興產業用戶，將實現終端電價0.3元/kwh的目標。

光伏制氫項目作為戰略性新興產業既可以通過優質售電公司進入市場，確保電價紅利，也可以作為電力用戶直接在電力現貨市場中購入更多低電價的電量。

據統計，2020年山西省開展省內電力直接交易成交電量1180.83億kWh，成交均價0.28873元/kwh。其中11-12月份電力現貨交易成交最低價達到0.15元/kWh。

《山西省電力現貨市場交易實施細則》2021最新規則顯示，電力用戶在電力交易中，通過增強系統數據分析能力，優化電力交易策略，完善用電業務，將更有效的節省用電成本。

2021年之后山西省電力市場交易將會長期化、常態化，正是各種儲能技術（包括電解水制氫儲能）發揮靈活可調的優勢，降低用電成本的用武之地。

光伏制氫企業作為戰略性新興產業，作為可控負荷的電力用戶，可通過電力交易策略，保證用電可靠性的同時在電力現貨交易中合理地獲得更低的用電電價，還可適時參與電力輔助服務獲得額外補償。

根據2020年山西省電力交易數據，以及制氫系統配置方案開展仿真模擬實驗：

按照電力市場交易要求劃分每日96點分段用電負荷，建立制氫用電數據模型，充分利用就地光伏發電制取綠氫以及收購風光棄電量為前提，預設不同電價條件下控制制氫設備負荷出力，相應統計設備年度利用小時數。

每天日間用光伏發電制氫滿負荷運行，夜間16小時制氫根據市場變動的電價進行電力交易。比如在夜間風電大發的時候可在預設電價以下時滿負荷生產，預設電價以上時則降低生產負荷（氫氣產量需滿足最低市場需求）。

仿真模擬實驗結果表明，電力交易條件下，年度制氫設備利用小時數可超過4000小時，預期光伏制氫結合市場交易多元化供電的綜合電力成本為0.22元/kWh。

大同光伏制氫成本有望降至20元/kg

光伏制氫的仿真模擬實驗結果表明：

全年綜合用電電價可控制在0.22元/kwh，設備利用小時數4000小時。

據此分析大同市光伏制氫的氫氣成本，按照堿性電解水制氫的成本模型，5MW光伏制氫示范的氫氣生產成本為23-25元/kg。實際運行中，制氫項目還可通過進一步優化控制策略，提升設備調節性能，將制氫成本進一步降低10-20%，從而有望在大同市實現電解水制綠氫成本20元/kg。

未來隨著光伏制氫規�；�展開，光伏發電成本逐年降低，規�；�制氫設備成本降低，可再生能源制氫的綜合成本將進一步下降。

大同市氫能終端應用前景

大同市氫能產業發展研究院與同煤集團甲醇廠、新研氫能、雄韜氫雄、京能集團、中石油等主力氫能企業，協同推進可再生能源制綠氫，推動氫能核心技術的自主創新，從氫源保證入手提升大同市氫能產業集群發展水平。

大同市將加快加氫站等配套基礎設施建設，布局分布式光伏制氫與各個加氫站距離在50km內。

目前大同市有127輛氫燃料大巴車6條公交示范路線；到2023年大同市有望在交通運輸領域將擴大氫燃料公交與氫燃料重卡示范數量達到1000輛以上，建成加氫能力不低于500kg/天的加氫站數量17座，氫燃料交通示范基本覆蓋主城區和主要物流通道。并且隨著氫燃料電池技術發展，在重型工程機械、船舶、無人機等非道路交通運輸領域，熱電聯供、備用電源、氫儲能、氫能煉鋼、綠氫化工、天然氣摻氫等工業領域，以及綠色建筑領域都將擴展氫能的應用規模。

大同市打造氫能貿易基地將逐漸形成中西部氫能產業經濟區、大同-京津冀氫能經濟圈、氫能經濟走廊。