完全由光伏或风电提供电力的电解槽能够生产零碳的绿氢，但设备利用率较低且不能持续生产氢气。上述特征令生产成本提高，很难直接向工业用户提供可再生的氢气。为了克服这些困难，一些项目开发商将可再生能源电厂的铭牌发电功率设计高于电解设备的耗电功率，与此同时，把电网当成一个虚拟电池来使用。目前这一方法能够在很多市场上降低氢气生产成本。
完全由光伏或风电提供电力的电解槽利用率较低，导致氢气生产成本较高。而中国之外的市场由于电解槽价格较高，这一特征尤其明显。光伏或风电驱动的电解槽还只能间歇性生产氢气，很难向要求稳定持续氢气供应的大型工业用户供应。
为了克服这些困难，项目开发商正开始使用电网作为虚拟电池。它们在发电量超过需求时把可再生能源电力出售给电网，而在光伏或风电场发电量无法满足整个电解系统需求时向电网购买电力。
与只使用可再生能源的电解系统相比，目前采用这一解决方案能够将氢气生产成本下降29-65%，并且能够持续稳定生产氢气。
但是，可再生能源渗透率的提高会增加“电网储能”的成本，这一解决方案的成本优势将逐步受到侵蚀。因此，一个电解槽完整生命周期内氢气生产的平准化成本将高于由目前电力价格所推算出的水平。
未来需要对电力系统进行进一步的优化，比如增加储能电池、风光一体化、场内存储氢气、或者直接并入输气管道。
一组数据
29-65%
2021年把电网作为虚拟电池应用后平准化氢气成本的降幅
负值
在可再生能源渗透率较低的市场中，光伏驱动电解法中把电网作为虚拟电池使用的成本
氢气成本：2.9-3.2美元/千克
2021年美国东南部使用光伏+电网供电的电解系统稳定供应绿氢的生产成本
