二、氢气来源

氢气的来源和生产方法很多，它们有天然气裂解变压吸附法、水煤气变压吸附法、全球超过95％的氢气来自天然气和煤炭，每生产一吨H2会产生9至12吨CO2排放量。甲醇裂解变压吸附法、氨分解膜分离提纯法、水电解制氢纯化法、核能、太阳能、风能、生物能制氢法、金属氢化物吸放法、纳米碳材料制氢、硫化氢制氢、烟气中SOX制氢、食盐水电解付产氢和化肥厂尾气回收氢等许多种。但目前氢气的主要来源是三大类：一是传统的水电解；二是利用工业废气提纯氢；三是采用化石燃料，如煤、天然气、重油等造气或丙烷、液氨、甲醇、裂解等方法得到含氢气源再分离提纯的氢气。而这三类中，技术成熟，能获得高纯氢于工业使用的制氢技术主要有水电解+氢纯化、氨分解+氢提纯、煤造气+氢提纯、甲醇裂解+氢提纯、天然气裂解+氢提纯和金属轻化物吸放法六种类

2.1 化工类
2.1.1、氨分解+氢提纯制氢技术：
原料液氨价高，有腐蚀，贮存运输不便，特别是反应过程的氮化物对环境有严重污染。美国已经法律禁止使用氨分解技术。我国使用该技术厂家也逐年减少。

 2.1.2、煤造气+氢提纯制氢技术：
   该技术与水电解、氨分解、天然气裂解法等比，由于原料易得到且成本低， 过去年代曾得到较好的应用，但是流程长，工人劳动强度大，尤其是环境污染严重，近几年已被甲醇裂解法替代。
 2.1.3、天然气裂解+氢提纯制氢技术：

   该技术为化石资源制氢最经济、最合理、适合于大于1000m3/h—几万立方米大规模制氢的制氢技术，世界约一半的氢气是通过天然气水蒸汽重整工艺生产的，技术成熟。
目前所用技术，工艺流程较复杂，一是需脱硫净化作业，设备多而大。二是裂解炉要用优质不锈钢材制作，设备投资较大，适用大氢气量制氢生产投资成本才较低。
2.1.4、甲醇裂解+氢提纯制氢技术：
   该项制氢技术是煤造气+氢提纯制氢技术基础上的改进技术，已成为煤造气+氢提纯制氢的替代技术。它的特点有：
生产技术成熟、运行安全可靠。自动化程度高，操作、控制简单容易。原料来源容易，贮存运输比液氨方便，价格比液氨低且稳定。设备少、流程简洁、占地小、投资省，回收期短。
小型甲醇裂解制氢机出售，进一步改进，将成为站制氢型加氢站分布式小型化的最佳制氢技术。

2.1.5、金属氢化物法制氢技术
该制氢技术为氢和金属能形成金属氢化物，低温时能大量地吸氢，贮氢密度很高。加热后，金属氢化物能分解脱氢而得到达氢气。目前只是小型工业化装置，使用有十多年，能用它生产瓶装高压高纯氢或超纯氢产品。但该法贮氢合金太贵；贮氢过程中有大量热放出，贮存器内要内置冷却器；氢化物自身很不稳定，易受有害组分的毒害，多次使用后，性能会明显下降；贮氢质量比太小；反复吸放存在机械强度问题，目前的金属氢化物反复吸放次数不多，更换一次价较高，成本就高。该制氢技术实际上称它为贮量大、方便运输的贮氢器更合适。
2.2 水电解制氢类
2.2.1水制氢装置工艺流程说明


    原料水（纯水）进入电解槽，在电解槽中在直流电的电解下产生氢气及氧气。氢氧气分别经过管道进入碱液冷却器冷却、氢氧分离器分离、综合塔冷却、洗涤（氢气还须进一步冷凝），进入气水分离器分离出来的水分，经排水器排泄。氧气经氧出口管道由调节阀输出，根据买方的使用状况选择放空或储存使用。氢气从氢气综合塔处理后经管道进入气水分离器处理，然后调节阀调节输出。经管道输入氢气纯化装置进一步纯化处理。
2.2.2电解制氢技术：

水电解制氢相对其他制氢法言，它技术最成熟，流程最简单，操作容易，可全程自动化控制操作生产。
原料为水，没环境污染。
产品氢气纯度、杂质种类为诸制氢法最优。
水电解氢提纯法简单，采用三塔式等提纯法，回收率可100％。
耗电4-5KW/N m3H2 ，耗电大，操作费用高，适1000m3/h以下制氢，不适用大制氢量场所。但适用加氢站分布式小型的制氢技术，欧洲加氢站推崇水电解法。
水电解制氢法开停车容易时间短，因而可充分利用电价低的低谷电，这时成本可至甲醇裂解、氨分解、天然气裂解等法相当。
待低价格、长寿命的固体高分子电解质水电解开发和日后能使用上太阳能、风能等新型低价电能的水电解装置后，会较理想的一种制氢技术。
2.2.3水电解制氢的发展趋势
水电解制氢技术成熟应用广泛。但是，随着世界经济的发展，科技的进步，仍有许多工作需进一步改进和开发。尤其是当前发电厂用的小型制氢机，各国应研制美国的固体质子交换膜制氢机或比利时的无机离子交换膜制氢机。综合当前的研究和生产应用现状，发展趋势为：
进一步降低设备电能消耗
水电解的理论分解电压为1.23伏，而实际分解电压要为理论分解电压的1.5~2倍，有许多的能量转换成热能被浪费了。许多年来，人们研究采用导电能力强的KOH电解溶液、最佳的电解液浓度、最佳运行温度、加速电解液循环和加入添加剂等措施以降低电耗，但效果都不显著。因此，继续大幅度降低电耗仍是设计研究部门和生产使用部门面临的重大问题。降低电耗研究重点为降低小室电压。经查降低电耗的措施有：


研究出一种薄型新材料隔膜，取代现今较厚、小室电压较高、同时有致癌性的石棉布隔膜。如挪威已研制成功无石棉材料的隔膜。2008年邯郸718研究所也开发生产了产氢量600 m3/h、工作压力量1.8Mpa、有机膜非石棉材料隔膜电解槽。
改进采用多孔催化电极。
深入展开Ni-Mo-S复合金属涂层水电解制氢节能新技术工业应用研究。
利用现代科技，加速固体聚合物电解质水电解槽和固体电解质高温水汽电解槽新工艺新产品的开发应用。如美国小槽上已成功应用固体质子交换膜，比利时已成功应用无机离子交换膜，使水电解制氢技术有了极大的提高。但是目前成本极高，只是小中型水电解制氢设备上用。
太阳能、风能水电解制氢设备的研究开发。
提高现今水电解制氢设备使用功能，使之适应能利用低谷电能的快开快停式水电解制氢设备。
制造和推广在能耗最佳的3.2MPa压力下工作的水电解制氢设备。
2.2.4进一步降低设备制造成本

降低设备制造成本最关键点是提高电解槽的电流密度，电流密度提高一倍，设备生产能力就提高一倍，这样电解槽体小质轻，制造成本自然大大下降。第二采用能取代现今生产程序烦多，压制成本较高的石棉布隔膜垫片，研制采用无机（或有机）离子交换膜或固体质子交换膜。第三是采用碳钢材质并内外化学镀镍工艺的设备。这样仍保留了象不锈钢材质一样的光亮美观度，又对30%KOH电解液提高了耐腐蚀性，使设备经久耐用，寿命长，降低生产成本。
2.4.5进一步向设备大型化方向发展
二十世纪九十年代前，多为仿苏的常压型，常压型单台最大生产能力为200m3/h，中压型最大只有DQ60/1.6；九十年代后，常压逐步被淘汰，中压型发展到DQ200/1.6型号(苏州竞立首台)、DQ250/1.6型号（718研究所首台）；21世纪初发展到了DQ350/1.6型号（718研究所首台）、DQ375/1.6型号(苏州竞立首台)、DQ400/1.6型号（天津大陆首台）和迄今的ZDQ600/1.8型号（718研究所首台），趋势向设备大型化方向发展。
当前，世界石油、煤炭能源告危，而氢气不仅来源丰富，而且是燃烧值很高的清洁能源，各国用氢气作为一种新能源被大量开发和利用正处极兴旺景象，随着汽车、燃料电池研究深入和应用，对氢的需求量将会大幅度上升，水电解氢气又有其自身独特的优点，因而，进一步降低能耗和用新材料大幅度地降低水电解制氢设备制造成本，采用风能、太阳能等新能源水电解制氢，提高制氢生产能力，进一步向更大型化方向发展是必然趋势。
2.3 工业回收及氢气纯化工艺
2.3.1工业尾气中氢气的处理和使用

化工,电子,玻璃,冶金等行业尾气中氢含量比较高(50～99％)，经过处理后,大部分的工业尾气都是可以循环利用。要是大量的从工业尾气中回收氢气。及节约了生产成本,同时又减少为了制氢而消耗大化石能源的现状..生产中既要使用大量氢气，又要产生大量含氢尾气。因此，采用经济可行的方法回收工业尾气中的氢气,是十分经济和必要的。工业排放气大多具有一定压力，可以根据尾气压力的高低、杂质成份等，选择合适,经济的的氢气纯化工艺路线回收利用氢气,有巨大的经济和社会效益.


2.3.2氢气纯化工艺介绍
2.3.2.1膜分法  
    膜分离法是以选择透过性膜为介质，待分离的原料在某种推动力的作用下（有选择地透过膜，从而达到分离、提纯的目的。与常规分离法相比，膜法分 离具有能耗低、单级分离效果好、过程简单、不污染环境等特点，是解决当代能源、资源、环境问题的重要高新技术。用于氢气分离纯化的膜材料有钯膜和有机纤维膜。  
     2.3.2.2钯膜扩散法是一种比较古老的氢气分离和纯化方法，其原理是，在一定温度（300～400℃ ）下，氢气分子在钯膜一侧的表面离解成氢原子，氢原子溶于钯并扩散到钯膜的 另一侧，然后结合成分子。由于钯合金膜只能透过氢，不能透过其它气体，借此使氢气得以从混合气中分离，经一级分离即可得到 99.999～99.9999％纯度的氢。采用钯合金膜分离纯化工 艺，对原料气中氧、水、重烃、硫化氢、烯烃等的含量要求很严，这是因为氧会在钯合金膜表 面发生氢氧催化反应，反应中会产生大量的热，使扩散室中钯合金膜局部过热受损，水、硫化氢、烯烃或重烃则会使钯合金表面中毒，故原料氢在进入钯膜扩散室之前要通过预处理脱除氧和水等有害杂质，使氧降至 0.1×10-6，水和其它有害杂质含量降到 1×10-6 以下。
钯膜扩散法 
制纯氢适宜于含氢 50％以上的原料气，根据原料气含氢量的多少选定合适的渗透压力，通常，膜前压力为 1.4～3.45MPa，膜后纯氢压力 448～690kPa。由于钯属贵金属材料，故本法只适于较小规模且对氢气纯度要求很高的场合使用。  
    2.3.2.3有机中空纤维膜扩散法  用于抽丝制作中空纤维的材料有聚砜、聚酰亚胺、聚碳酸酯 等材料。1965 年前后，美国杜邦公司采用聚酯中空纤维膜分离回收氢是用有机纤维膜分离气体 的最早工业尝试。1970年代，杜邦公司和孟山都公司先后实现了膜法分离氢的工业化.中空纤维膜分离回收氢装置应用最广、销售量最大领域是从合成氨弛放气、甲醇厂放空气 和石油炼制过程的各种尾气中分离回收氢。采用有机中空纤维膜分离工艺，可以利用放空尾气 自身的压力，以膜两侧的分压差作为推动力，具有无需外加动力，在常温或稍高于常温的温度 下操作，对原料气组成变化的适应性强等优点。由于装置无机械运动部件，故维修费用低。全 套设备仅由数件中空纤维膜组件构成，因而占地面积小，安装和操作都很简单。  
    2.3.3低温分离法亦称深冷法，一般在液氮温区操作。本法历史最长，开发应用最早，技术 也最成熟，目前作进一步研究的并不多。深冷法最大的优点是氢的回收率高，一般情况下均大于 90％。采用深冷法时，对装置预冷所需时间长，因而从开车启动到正常运行的周期也长，同 时，为避免设备管道堵塞造成中途停车，原料气在进入深冷装置前，需要预先清除在低温下会固化的高沸点杂质如CO、HO及重烃等。  
低温分离法通常采用两种工艺路线，即冷凝分离和低温吸附。  
   2.3.3.1低温冷凝  冷凝法系基于氢与其它气体的沸点差异大的原理，在操作温度下，使除氢以 外的所有高沸点组分冷凝为液体的分离方法。  
    2.3.3.2低温吸附  以电解氢或纯度为 99.9％的工业氢为原料，采用低温吸附法，可以制取纯 度 99.999～99.9999％的高纯氢和超高纯氢。为使纯化装置连续运行，通常使用两塔流程（图 2-7），即一塔吸附，另一塔再生，并按设定周期定时切换。 
2.3.4 变压吸附(PSA)法  ，

变压吸附技术具有工艺流程简单、自动化程度高、操作维修费用低、产品纯度可调性强、可以经一次性分离同时除去多种杂质组分等优点，因而，在气体分离领域得到广泛应用。 
 
变压吸附(PSA)制氢的工艺原理及分离过程与变压吸附制氧相似。不同的是，PSA制氢更简 单、更容易实现大型化，因为无论何种吸附剂，对除氦以外的所有非氢气体组分都有很强的吸附选择性，因而，变压吸附法在从混合气中分离回收纯氢的应用上最成功，最早实现工业化，而且已经成了PSA气体分离技术的最大应用领域。、
 
    2.3.5金属氢化物法  本法能连续生产纯度为 99.999％以上的高纯氢。  有关使用金属氢化物来进行氢的精制与提纯的原理，前已述及。利用贮氢合金对氢的选择吸收，生成金属氢化物，氢气中的其它杂质则浓缩于氢化物之外，随着废气排出，金属氢化物再发生分解反应放氢，从而使氢得到纯化。氢气纯化装置由预处理器和装有贮氢合金的纯化器组成，通常用二个或四个纯化器联合起来实现连续生产，当一个纯化器降温升压时，贮氢合金吸氢放热，此时，另一个纯化器升温减压，贮氢合金脱氢吸热。合理利用反应放出的热量，以便尽可能不补充或少补充外热。目前，有三类合金可以作为贮氢合金使用，分别是：稀土类的镧镍合金和铈镍合金；以钛为主的钛铁合金和钛锰合金；含锆、铍、镁、钙等元素的杂类合金。国外有的公司对贮氢合金材料作了改进，采用真空蒸镀法、喷镀法或离子束蒸镀法将稀土金属- 镍合金附在金属（或石英）基板上，制成薄膜型贮氢材料，以延长贮氢合金的使用寿命。  
    利用金属氢化物法回收氢的工艺，基本上包括吸氢和放氢两个阶段，在装填了作为吸氢剂的床层中进行。在吸氢阶段，原料气中氢的分压必需高于该温度下合金的吸氢平台压力，床层 才能吸氢，已饱和了的金属氢化物可用升高床层温度或降低系统压力的方法加以回收，即：回 收操作可以利用增压、降温和减压、升温的重复过程来实现。  
     2.3.6联合工艺  所谓联合工艺，就是将各种纯化手段，如PSA-低温吸附、PSA-膜分离技术等 相结合而构成的工艺。因为用单一的提纯手段，往往不能很好的达到精制目的，例如用PSA要制 取纯度大于 99.999％的氢气,回收率将很低；而用膜分离时，由于现今膜的选择性还不高，在实际使用中存在着产品纯度不高、回收率低等缺点。总之，各种氢气分离纯化技术各有优缺点，如何择优组合，需要根据原料气组成、处理量、温度、压力等参数以及对产品氢的纯度要求等综合考虑，最终得出在经济和技术上都合理的组合方案. 
2.4 风光伏发电现状和利用

2.4.1风光电为主的新能源量足价低，是替代煤油气的最佳“一次能源”，我国弃风、弃光、弃水、弃核的矛盾尤为突出。2017年全年弃风电量419亿kW•h、弃光电量73亿kW•h、
2.4.2我国风光资源丰富，内蒙古、青海等西北地区开发六十分之一，即可满足全国当前全部能源需求。以青海柴达木盆地为例，26万平方公里的戈壁滩，光伏理论装机高达100亿千瓦。新能源综合价格从10年前的1元/千瓦时降到了现在的0.3元/千瓦时左右，而且还在下降。
2019年我国新能源装机突破4亿千瓦，位居世界第一。目前，由国家电投为主实施的全球首个最大平价风电项目——内蒙古乌兰察布600万千瓦风电送京津冀项目，世界首条100%清洁能源特高压配套工程——青海海南州千万千瓦级风光水多能互补送河南项目开工建设，上网价格均低至火电水平。实践证明，大规模开发西北地区新能源，通过特高压输送到东部地区，技术和经济性都是可行的。
2.4.3将太阳能发电和电解水组合制氢组合成系统的技术，是主流发展方向。从世界范围来看，太阳能发电产业已经进入到了相对成熟的阶段。全球光伏发电装机总量从2013年的135GW，逐步增长到2017年的386GW，再飞跃到2018年的480GW。并且，光伏发电转化率记录不断被刷新，光伏技术取得了长足进步。
2.4.4我国太阳能制氢发展前景
在我国，目前氢能产业主要以燃料电池为关联的氢工业应用为主，促进着新能源汽车、分布式供能等新兴产业的发展。
特别是近期，随着“十城千辆”的氢燃料电池汽车推广计划的风声渐起，包含北京、上海、成都、苏州、张家口等在内的十个城市将率先在2019年推广氢燃料电池汽车。以氢燃料电池汽车为切入点，我国“氢都”四起。
回看制氢和供氢环节，据数据统计，截至2018年末，我国在建的加氢站有33座，建成的加氢站仅15座，其中10座为固定式，且大部分站的日加氢能力在200公斤以下;而日本已建成94座、德国56座、美国40座符合SAE标准的加氢站。
我国在太阳能制氢上有着无可比拟的优势。目前，在光伏新增装机和总装机量上，我国都领先于世界;多项光伏先进技术和世界纪录都在我们手上;尤其是我国光伏发电消纳的需求，也给了太阳能制氢发展的契机。
“10MW光伏每小时可制造10立方的氢气，25平方公里的光伏发电列阵，可以做一个小型的制氢城，一年可以产100万吨的氢气，100万吨的氢气完全够我们未来几年用。初步计算，在光照好的地方，制氢的光伏发电成本大概在1毛5分钱一度电，是大幅度低于现在制氢的电力成本。“阳光电源董事长曹仁贤给我们算了这样一笔账。
太阳能制氢，实现了清洁能源生产清洁能源，并可以有效地消纳光伏发电，可以实现两种重要新能源之间的有效结合应用。随着光伏发电和电解水制氢技术的不断发展，成本的逐渐降低，太阳能制氢将能逐渐满足商业化的要求，成为我国能源安全和能源结构调整的又一生力军。
2.4.5光伏产业制氢的经济账 
目前水电解制氢，主要分为碱性电解槽（AE）、质子交换膜（PEM）和固体氧化物电解质电解槽（SOEC）三大技术方向。其中，AE已经非常成熟，PEM已经成为目前很多新晋企业主要研究方向，而SOEC国内有研究单位，但距离产业化尚有距离。目前电解水制氢成本随着单体电解设备能力提升以及制氢规模扩大也在快速下降。
2.4.6水电解制氢的厂商，苏州竞立、中船重工718所、大陆制氢、中电丰业等团队在该领域都有很长时间的积累。
目前应用的大规格电解槽有500Nm3/h、600Nm3/h、1000Nm3/h等规格，而且电解槽的规格越大，设备成本及制氢成本都有下降空间。
我们以500Nm3/h及1000Nm3/h电解槽为例，进行测算：
目前市场上500Nm3/h碱水电解槽价格约为10000元/m3H2，1000m3碱水电解槽价格约为7800元/m3H2。场景设定：
1）成熟的碱性电解槽寿命约在20年，每年8000小时工作时长；
2）光伏电价0.3元；
3）每标方电解电耗采取较高的5度电（非综合能耗）。
不考虑人工费用及设备大修等情况下（该部分因为情况不同差距较大，受调查项目人工成本区间0.15-0.35元每标方），制氢设备及电价端，500NM3/h碱水电解槽理想全生命周期下每标方价格约在1.669元，即每公斤氢气约18.69元，1000NM3/h碱水电解槽理想全生命周期下每标方价格约在1.654元，即每公斤氢气约18.525元。
而在PEM领域，从山东赛克赛斯氢能源有限公司获得的消息，该公司目前具备生产1000m3/h的PEM纯水电解设备生产能力，为多槽结构，该电解槽价格约为30000元/m3H2左右。我们按照该产品数据，进行了PEM电解水制氢的测算。
其设备设计寿命15年，总计约12万小时，其生命周期内产氢量为1.2亿标方，电解槽拆分成本后，每方氢气价格约为0.25元，增加水费每吨约0.05元、维护费用低于碱水电解槽，此处也以0.05元每标方计算及电费总计1.5元，单标方价格约为1.85元，即每公斤氢气约20.72元。
2.4.7此间可以发现的是，电解水制氢的两种技术路径，最大的成本还是来自于电力，这两个数据中都没有考虑到运营的情况，这其中又涉及到氢的净化、加压、存储等，出厂综合成本都在30元上下甚至更高。如果非现场制氢还需要考虑运输成本。
但同时可以看到的是在可再生能源的成本端，随着制氢技术的提高，单槽制氢能力提升，制氢规模的加大，成本降幅很大，早期很多10m3/h小型电解水槽设备价格很高，均摊每立方时价格都以数十万元起。
从光伏企业角度来看，一位光伏行业人员提供的数据进行了测算：100MW规模的光伏发电项目为例，其光伏系统建设成本达到3亿元，增加压缩机及电解设备以及其他成本，成本可能接近或超过5.5亿元。考虑电的利用效率，如果光照条件良好，光伏年产氢气理论值可达2600吨左右。
这种高纯度的氢气更适合在附加值较高的下游，如果围绕这些制氢园区建设车用燃料电池加氢站运营，以出厂氢价格售价45元/Kg计算，成本可在数年内回收。从光伏企业从业人员处获悉，光伏发电项目的正常回收周期约在7年，这笔账企业在前期可研时候就需要算明白。
 2.4.8风电制氢技术
全球范围内常见的风电制氢系统主要构成包括风力发电机组、电解槽、氢气储藏系统、电网等。
风电制氢项目通常采用的有两种模式。

2.4.8,1，一种则是首先利用风力发电并网，按照总量在制氢的用电端通过电网供电实现制氢。这样一来，电网解决了风电本身的波动性问题，制氢设备能够实现稳定运行，但仍需依赖当地电网，相关费用也将折算入风电制氢的成本中。
2.4.8.2，另一种则是利用风电直接连接设备进行制氢，但风电的波动性将对设备寿命造成不利影响。
技术层面来说，直接利用风能进行电解水制氢，制氢设备仍需要克服风能波动性带来的问题。“就目前技术水平来看，直接利用风电进行电解水，针对风电的波动性，控制设备的响应时间是需要突破的技术难点。波动性和频繁启停对碱性电解水寿命有很大影响，风电波动对电解水设备造成的影响仍有待深入研究。”
同时，就目前情况来看，碱性电解水制氢这一技术已经走向成熟，但这一成熟技术仍需要在稳定工况下进行。“将不稳定发电的风电转变为持续供电，不论是并入电网或是加上区域储能系统，都将带来额外的经济投入。”
2.5 小水电，低谷电利用前景
2.5.1，雅安在小水电制氢模式走在了前列。也有不少企业在水电解制氢产业布局，随着国内能源的持续紧张，出现了大批的小水电项目。弃水电量515亿kW•h、但是随着国内能源产业政策的调整，小水电越来越成为一个有争议的话题。把小水电站间歇性难贮存的电能转变为可持续供给、可贮存的氢能，氢气成本仅为1.8元/立方米，大大低于其他制氢方法，非常具有发展前景。
    据介绍，兰天气体公司从2006年开始建设长阳小水电氢能示范基地项目，2008年6月试生产，7月投入正常生产。项目正式投产一个月来，制氢装置已达到设计指标，氢气产量50立方米/小时，纯度99.95%，达到优等品要求，经过净化后可达99.999%的高纯氢等级。
    据了解，长阳小水电制氢由于电价低廉，成本仅1.8元/立方米。这对于目前将氢气用作原料气、还原气、携带气和保护气的化工、冶金、电子等行业，极具价格优势。目前，兰天气体公司已向周边企业供氢气1000余瓶。
     小水电制氢前途光明。我国水力资源非常丰富，尤其是分散在全国各地的小水电发电站潜能巨大。据统计，全国小水电经济开发可装机1.3亿千瓦，已装机4000万千瓦，开发利用率仅30%左右。小水电规模小且位置偏远，很难上网，就是上网电价也很低，约为一般电价的一 半。如果在小水电站旁边配套建设水电解制氢装置，利用廉价电力制氢，可大大降低制氢成本，打破水电解制氢高成本的瓶颈，非常有前途。此举不仅对发展氢能源有利，而且可提高小水电站经济效益，将不能贮存的电能制成氢贮存起来应用，可谓一举两得。此外，小水电制氢过程绿色环保，不存在任何污染，可充分利用水能。
2.5.2低谷电制氢
随着经济的发展，社会对电能的需求不断的增长，使电网容量不断扩大，用电结构发生很大的变化，使得各大电网的峰谷差日趋增大。，各大电网电网的调峰能力和客观上的调峰需要之间的矛盾十分尖锐。低谷时缺乏调峰手段的问题将更为突出。电网调峰需求对于应对日趋严重的调峰问题具有极其重大的意义。
它是将一天24小时划分成两个时间段，
把8：00—22：00共14小时称为峰段，
执行峰电价为0.56元/kWh；
22：00—次日8：00共10个小时称为谷段，
执行谷电价为0.28元kWh。
本质上就是一种便宜点，不同的时间段不同的电价而已。
“2毛钱”谷电制氢用于氢动力交通，其成本可与汽油车相当，对我国氢能产业的快速发展、以及消费侧化石能源的有序替代，逐步降低对石油的依赖、维护能源安全具有积极的作用。