离网制氢是将风光发电机组产生的电能，不经过电网直接提供给电解槽系统进行制氢。

其不受电网和容量的限制，适合偏远地区或无法接入传统电网的地方，省去了并网辅助设备，避免了并网带来的问题，也无需缴纳输配电费用，减少了电力输送环节成本。

离网制氢成为趋势的原因

降低成本

电费是影响制氢成本的主要因素，而风光电价比国网电价便宜很多，离网制氢可以使新能源实现就地消纳，能带动制氢用电成本大幅下降，是提升绿氢成本竞争力的有效途径。

提高绿氢生产规模

可以更好地就地消纳新能源，不受电网容量限制，能够实现大规模绿氢生产，满足未来对绿氢的大量需求。

适应新能源发展特点

近年来，以风电、光伏为代表的新能源在电力系统中的占比不断提高，同时也带来了弃风、弃光等问题。氢能作为长周期储能的有效介质，离网制氢可以降低风光发电对电网冲击、就地消纳新能源电力，有望成为未来重要的消纳方式。

离网制氢正凭借经济性与战略价值的双重突破，加速从技术验证迈向产业规模化。这种模式不仅重构了氢能生产成本曲线，更成为破解新能源消纳难题、构建新型电力系统的战略性解决方案。

一、重塑绿氢经济性边界

1.1 电力成本结构性突破

我国新能源成

本持续探底，内蒙古地区2025年光伏平准化度电成本（LCOE）已突破0.18元/kWh，较传统电网电价形成

50%以上的成本优势。离网模式通过取消并网设备配置，单兆瓦制氢系统可节省输配电设施投资约150万元，实现电力成本的全链条优化。

1.2 全生命周期成本优化

模块化电解槽技术推动设备成本持续下行，单位千瓦投资从2500元向1500元区间演进。储能协同创新取得实质性突破，通过储氢系统与电解装置的智能联动，设备启停频率降低60%，维护成本降幅超过40%。行业预测显示，2030年标准化制氢成本（LCOH）将突破20元/kg临界点，较传统模式下降60%。

二、开启能源产业新范式

2.1 突破电网物理约束

面对全国平均4.5%的弃风弃光率，离网制氢开创了新能源全量消纳新路径。鄂尔多斯500MW级制氢基地的建设实践，验证了单项目年产2.5万吨绿氢的规模化能力。在新疆、西藏等电网薄弱地区，该模式可激活15亿亩荒漠化土地的能源开发潜力。

2.2 产业链多维协同

能源化工领域已形成"绿电-绿氢-绿氨"的产业闭环，内蒙古示范项目实现碳排放强度下降30%，生产成本优化18%。交通能源革命同步加速，预计到2030年氢能重卡市场渗透率将突破15%，离网制氢支撑的加氢网络可形成半径50公里的分布式供能体系。

三、重构能源系统生态

3.1 新型电力系统核心组件

氢能储能展现出100天以上的超长周期调节能力，有效填补现有储能技术的时间维度空白。通过制氢负荷的动态调控，可平抑30%以上的风光出力波动，降低系统备用容量需求25%，显著提升电网运行稳定性。

3.2 国家能源安全支柱

核心技术国产化率突破90%的产业现实，使离网制氢成为保障能源自主可控的战略抓手。该模式可降低我国65%的氢能进口依赖度，同时带动区域经济发展——内蒙古氢能产业集群已培育数百家产业链企业，创造就业岗位数万个。

当制氢成本突破20元/kg的临界值，离网制氢正在完成从产业补充到能源主力的角色转换。

重大离网制氢项目

大唐多伦15万千瓦风光制氢项目

据了解，大唐多伦15万千瓦风光制氢项目是大唐集团首个绿氢重点示范项目，规划建设新能源系统装机容量15万千瓦的新能源发电场和额定产氢量14000Nm³/h的电解水制氢装置，其中配置的12台1000Nm³/h和1台2000Nm³/h 碱性电解水制氢设备，年产氢气可达7059万标方。

作为国内首个中大型风光离网制氢深度耦合煤化工科技示范项目、盟级重点项目，项目由大唐多伦瑞源新能源有限公司投资建设，总投资约13亿元，2023年11月正式开工，2025年1月17日，该项目正式投产。

图源内蒙古电力集团锡林郭勒供电公司

离网制氢的挑战

风光发电波动性问题

1）对电解槽寿命的影响：

风光发电具有天然的不稳定性和间歇性，其输出功率会随时间变化而大幅波动。国内目前多数绿氢项目采用碱性电解槽，这种电解槽的负荷范围相对较窄，当离网制氢没有电网支撑时，风光发电的剧烈波动会直接作用于电解槽。频繁的大幅功率波动会使电解槽内部的电极、隔膜等部件承受不均匀的应力，加速部件的疲劳和老化，从而缩短电解槽的使用寿命。

2）对氢气纯度及安全性的影响：

风光发电波动导致的制氢功率过小，可能会使电解水过程不充分，造成氢气纯度下降。而氢气中如果混入过多杂质，例如氧中氢浓度上升，会增加安全隐患，在一定条件下可能引发爆炸等危险情况。

与电解槽容量配比问题

1）离网制氢经济性与电解槽利用率的关联：

离网制氢的一个关键目标是降低制氢成本，而电解槽的利用率或者制氢小时数直接关系到制氢成本。风光发电的年利用小时数通常较低，一般在1500-2500小时左右，相比之下，并网制氢的年利用小时数可达8000小时。这意味着在离网制氢模式下，电解槽的利用率相对较低，导致单位氢气的生产成本上升，离网制氢的经济性变差。

2）容量配比优化的难点与平衡考量：

为了提高离网制氢的小时数，往往需要配备更多的储能、储氢设备。然而，增加储能和储氢设备的数量会显著增加设备投资成本。因此，如何优化发电、储能与电解槽的容量配比，在设备投资和制氢经济性之间找到最佳平衡点，是一个极具挑战性的问题。这需要综合考虑风光资源的特性、制氢需求的波动、储能和储氢设备的性能与成本等多个因素，通过复杂的计算和模拟来确定最优的配置方案。

控制策略问题

1）多方参与带来的协调复杂性：

离网制氢项目通常涉及发电企业、储能企业、电解槽企业以及电力设计院等多个参与方。每个参与方都有自己的专业领域和利益关注点，各方之间的协调和沟通难度较大。例如，发电企业关注发电效率和稳定性，储能企业注重储能系统的性能和成本，电解槽企业关心电解槽的运行效果，而电力设计院则需要从整体系统的角度进行规划和设计。如何通过有效的控制策略，使这些不同参与方的设备和系统能够协同工作，实现整个离网制氢项目的高效运行，是一个重大挑战。

2）对数字化、智能化手段的需求：

由于离网制氢系统的复杂性和多参与方的特性，传统的人工控制和简单的控制策略难以满足要求。需要借助数字化、智能化的手段，对发电、储能、制氢各个模块进行实时监测和数据分析，根据实际情况动态调整控制策略。例如，利用先进的传感器技术实时采集风光发电功率、电解槽运行状态、储能设备的电量等数据，通过智能算法对这些数据进行分析和处理，预测未来的功率变化和制氢需求，从而自动调整发电功率、储能设备的充放电以及电解槽的工作状态，以实现最优的运行效果。但目前在这方面的技术应用和实践经验还相对不足，需要进一步的研发和探索。

本文内容来源于瑞麟氢能等公开信息，“新能源技术与装备”整理，责任编辑：胡静，审核人：李峥

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