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。