绿电制氢：助力我国氢能发展，保障能源安全，实现近零排放

绿电制氢：助力我国氢能发展，保障能源安全，实现近零排放

我国面临氢能发展的难得机遇。一方面，我国石油、天然气对外依存度逐步提升，2023年我国原油对外依存度将增长72.9%，比2022年增加1.7个百分点；天然气对外依存度为42.2%，比2022年增加1.8个百分点。另一方面，由于缺乏大规模调峰手段，北方地区已建成的风电、太阳能发电无法充分消纳，好的绿色能源项目无法发展。利用富余风电、太阳能发电和低谷电制氢，加上工业领域深度脱碳，不仅可以减少我国石油、天然气对外依存度，有效保障我国能源安全；还可以扩大绿色可再生能源生产和使用规模，同时实现近零排放。

本文介绍了可再生能源电解水制氢，研究了多种风光耦合水电解制氢方案，展望了可再生能源电解水制氢的发展前景。

1. 绿色电力制氢背景

2024年1月30日，中电联召开新闻发布会，发布《2023-2024年全国电力供需形势分析预测报告》。报告指出，2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时。电力生产供应方面，到2023年底，全国总装机容量29.2亿千瓦。非化石能源发电装机容量2023年将首次超过火电装机容量，占总装机容量的50%左右，煤电装机容量占比首次降至40%以下。

2024年4月22日，国家能源局发布1-3月全国电力工业统计数据：截至3月底，全国累计发电装机容量约29.9亿千瓦，同比增长14.5%。其中，光伏发电装机容量约6.6亿千瓦，同比增长55.0%；风电装机容量约4.6亿千瓦，同比增长21.5%。

中国已承诺力争2030年碳排放达到峰值，2060年力争实现碳中和。以煤炭、石油为主要燃料的中国是世界第一大碳排放国，2023年我国二氧化碳排放量突破120亿吨，36年内实现碳中和任务艰巨。“双碳”目标为我国未来绿色能源发展指明了方向。面对能源消耗、环境污染等问题，大力开发利用光伏、风电等可再生能源成为推动社会可持续发展的必然选择和实现“双碳”目标的重要举措。由于以风电、光伏为代表的可再生能源发电具有波动性、间歇性，随着可再生能源电力在电网中占比不断提高，电网不稳定性增大，安全性降低； 加之消纳等问题的存在，出现了弃风弃光现象，在一定程度上影响和阻碍了新能源的发展，因此亟待发展高效、规模化、长效的可再生能源转换与存储技术，解决可再生能源发电“源-网-荷”不平衡问题。

氢能是一种清洁低碳、灵活高效、广泛可用、多样性的能源，是大规模替代化石能源的理想可靠能源载体。可实现风电、太阳能等富余可再生能源的时空跨越，将富余电能以物质形式储存，应用于新型电力系统，有利于实现“源-网-荷-储”一体化发展。电解水制氢技术，特别是通过可再生能源发电制氢（即“绿电制氢”），可实现零碳排放。

基于此，本文介绍了可再生能源电解水制氢的研究现状，研究了多种风光耦合电解水制氢方案，最后展望了可再生能源电解水制氢的发展前景。

2. 风光耦合灵活水电解制氢方案分析

风电+光伏制氢系统运行模式有部分并网风电+余电制氢、完全离网风电独立制氢、离网风电+电网应急电源制氢三种模式。

目前“风光部分并网+富余电力制氢”模式最为经济，但并网富余电力制氢的主要用途是发电、售电。“风光部分并网+富余电力制氢”系统包括风力发电机组、光伏阵列、风力发电机变流器、光伏逆变器、储氢装置、升压变压器、制氢装置、IGBT制氢整流电源、降压变压器、高压电网、控制管理系统等。系统结构主要是先将光伏发电、风电接入电网，将电解水制氢能力作为新能源并网、储能的强制指标，电解水制氢消耗部分富余电力，制得的氢气储存在储氢装置中。 利用风电、太阳能发电富余电力生产的绿色氢气储存后，可以作为氢动力汽车的燃料源，替代油气资源；还可以应用于化工、冶金等行业，减少工业领域的碳排放。

以风光发电水电解制氢独立离网制氢为基础，结合氢气终端的市场应用需求，从不同角度分析了水电解制氢设备与风电、光伏机组的耦合模式，风光发电离网制氢模式通常有以下两种。

模式一：风光发电+水电解制氢设备；模式二：风光发电+电网应急电源（储能设施）+水电解制氢设备。以上两种制氢模式均以氢气产量一定为分析标准，氢气产量一定即水电解制氢装置产出一定，变量为风光容量及无风光产出时是否从电网购电，保证下游大型化工（合成氨、甲醇）生产最小负荷生产。

本研究将上述模型应用于实际的风光氢氨储一体化项目，并进行了仿真分析：

1、本项目光伏发电系统建设规模为200MW，光伏场划分为64个3.125MW光伏子阵，光伏场采用540Wp型单晶硅双面双玻光伏组件、固定支架安装、35kV箱变一体机，接入新建220kV升压站，光伏电站所发电力先供给本项目氢气、氨生产系统。

2、本项目风力发电系统建设规模为200MW，风电场共安装32台风力发电机组，配备35kV箱式变压器，并接入新建的220kV升压站。风电场所发电力将首先用于本项目氢气、氨生产系统。

3.制氢建设规模

设计能力：氢气产品17800吨/年（/h）。

年运行时间：8000小时。

该制氢装置水电解制氢工艺，制氢规模为100MW，分为五组，每组20MW。

储氢规模为（5座低压储氢球罐：水容积2000立方米，压力1.6Mpa）

4.合成氨建设规模

设计能力：合成氨12.5t/h、300吨/日。

年产量：10万吨/年合成氨。

产品规模：年产10万吨液氨产品。

年运行时间：8000小时。

结合本项目，通过电-氢-氨系统功率平衡动态负荷调整模拟、制氢装置梯度负荷变化模拟、制氢/合成氨系统物料平衡模拟、电化学储能系统工作状态模拟等，分析了本项目设计方案的合理性。

1、当风电、光伏发电出力持续较低时，逐步关闭常规制氢装置，调整灵活制氢装置以满足变化率要求。

2、可靠的电力供应保证合成氨生产装置的连续生产，合成氨调节范围为50-110%。

3、根据风光出力、用电负荷、储能容量、储氢容量等差异制定控制策略，在风光出力不能满足后端最小负荷需求的情况下，需要上网收购应急电量，保证合成氨装置最小安全负荷。

结论：基于上述合成氨产能12.5t/h、300吨/日，对合成氨负荷变化时不同工况下氢气储罐产氢量、氢气储存/释放量、氢气需求情况进行了综合模拟，设计储氢能力为14万标立方米（12​​.5吨），基本能满足全年运行需要。

直到7月中下旬，氢气储罐才完全空置，没有足够的可再生能源来制氢。因此，根据模拟结果，设置5座1.5MPa、2000标立方水容积的低压气体球形氢气储罐作为长期缓冲措施，库容14万标立方米，可满足合成氨50%负荷条件下10小时运行要求，避免合成氨装置停车造成的经济损失。

3. 风光耦合柔性水电解制氢挑战与运营策略

3.1 挑战

当水电解制氢消耗风光等可再生资源或参与电网平衡调节时，水电解制氢环节的变负荷运行受到自身工艺流程的制约。无论是碱性溶液水电解制氢技术（ALK）、质子交换膜水电解制氢技术（PEM），还是固体氧化物水电解制氢技术（SOEC），都面临着不同的挑战：电解器调节范围窄、负荷响应速度慢，低负荷区存在氢氧混合风险，频繁波动加速核心部件老化，这些都影响稳定水电解制氢的安全性。

氢气向下游合成氨环节供氢时，受以下因素影响：化学合成氨供氢流量需求大，单台电解槽产能有限。水电解制氢工段需由多台制氢设备组成制氢系统，国内目前运行的³/h电解槽尚未经过长期性能验证，四合一碱性水电解制氢系统（四台电解槽+分离系统+净化系统）在实际运行过程中，单槽氢氧产量不一致，运行过程中存在氢氧流量不均的风险。

面临同质化困境，从已公布的信息来看，它们的结构和性能并无太大差异，国产碱性电解槽的同质化可以概括为三个方面。

发展方向同质化。目前碱性电池主要以高功率为主，技术路线是增加电极面积和室数。这种“电堆方案”在碱性电解槽产氢方面实现了快速突破，让/h产品快速交付，但/h电解槽长度可达6米以上，重量超过40吨。电堆方案使得电解槽体积和重量越来越大。继续采用这种方案提高产氢量，将面临运输和维护成本高、电解液密封性差、反向电流腐蚀加剧等问题。

核心部件同质化。电极、隔膜、极板等材料类似，结构类似。国内碱性电解槽绝大多数为拉杆圆柱型电解槽，采用圆形双极板、镍网电极基板、镍基合金催化剂、聚苯硫醚（PPS）膜。目前，我国现有碱性电解槽的零部件几乎都是传统工业体系下技术成熟的工业产品，没有太多的创新和技术壁垒。这样的话，当行业更加成熟时，未来的参与者将更容易找到供应商并实现组装和扩大产能。产业链成本下降的同时，产品也将面临严重的同质化竞争。

电解槽性能均质化。电流密度、直流电耗、电解效率等无明显差异。碱性电解槽零部件的均质化，导致性能的均质化。从公开资料看，大部分优质碱性电解槽直流电耗在4.8kWh/Nm3H2以上，电解制氢效率在75%左右，最低运行负荷范围在30%以上，均运行在1.0-1.6MPa左右。但合成氨原料气压力要求高→通常超过10MPa，电解水制氢工段产气压力通常不大于3MPa。二者不能直接耦合到化学合成氢供应稳定性约束上——电解水制氢工段负荷调节速度快（秒级、分钟级），化学合成工段复杂，调节速度通常较慢（小时级、天级）。 两者之间需配置缓冲环节，这对国产无油氢气压缩机提出了更高的要求。

3.2 风光制氢运营策略

在可再生能源制氢过程中，为达到减少启动时间、提高综合能源效率、延长设备运行寿命等目标，可以采用多种策略进行优化，下面对平衡策略、效率优先策略、寿命优先策略进行详细介绍。

平衡策略：此策略下，目标是保证各电解槽之间的负荷相对均衡，即均匀分配工作量。这样做的好处是避免个别电解槽长期处于过载或欠载状态，从而减少个别设备的磨损，延长系统整体的使用寿命。具体措施可能包括：动态负荷分配：控制系统实时监控各电解槽的运行状态和性能数据，按照设定的平衡原则（如按容量比分配等）动态调整各电解槽的制氢负荷，力求达到相对均匀的工作强度。

协同工作模式：设计电解槽群间协同工作机制，如轮流工作、互补调峰等，使各电解槽在不同时段或应对可再生能源电力波动时，保持相对平衡的工作状态。

效率优先策略：该策略的核心是根据可再生能源发电的实时变化动态调整制氢负荷，以最大程度地捕获可用能源，提高系统整体的能源效率。具体操作可能包括：实时功率跟踪：利用先进的功率预测技术和快速响应控制系统，制氢设备可以快速适应风电、光伏等可再生能源发电量的波动。当发电量增加时，制氢负荷相应增加；反之，负荷减少，以保证最大限度的能源利用率。

预测与主动调节：通过预测可再生能源出力变化趋势，提前调整电解槽负荷，避免突然较大的功率变化对设备造成冲击。同时设定合理的负荷变化率限制，保证设备在负荷上升和下降过程中平缓过渡。

寿命优先策略：寿命优先策略旨在通过最小化电解槽负荷的波动来保护设备，延长其使用寿命，具体做法可以包括：保守负荷设定：将电解槽的工作负荷设定在设备额定容量的一定范围内（如70%-80%），避免长期满负荷或接近满负荷运行，这通常会导致设备过热、电极腐蚀加速等问题，缩短设备寿命。

储能系统合作利用：当可再生能源产出不足或过剩时，储能系统（如电池储能、氢能储能）介入，吸收过剩电量或补充电量短缺，保证制氢设备在较高的效率区间稳定运行，避免频繁启停造成的效率损失。

平滑功率曲线：利用储能系统、需求侧管理或其他调节方式，尽可能平滑可再生能源的功率输出曲线，减少因功率剧烈波动而对电解槽负荷的频繁调整，从而减少设备的机械和电化学应力。

摘要：平衡策略注重均匀分配电解槽负荷，效率优先策略强调实时调整制氢负荷以跟踪可再生能源发电以提高能源效率，寿命优先策略注重通过降低电解槽负荷波动来保护设备并延长其使用寿命。在实际应用中，制氢现场可根据实际情况和运行目标灵活选择或综合运用这些策略，以达到电解槽整体运行性能最佳。

4.氢能发展，装备先行

可再生能源灵活制氢技术需要实现制氢系统与风、光、储、网等多种能源形式、多种应用场景的灵活融合。成熟的可再生能源灵活制氢系统必须能够充分适应光伏、风电的快速波动性和间歇性特点，真正实现“荷随源”、“产、储、运、用”一体化系统集成与管理。这就需要稳定可靠、高负荷响应率的制氢设备。

4.1碱性溶液电解水制氢装置（ALK）

结合国内外碱性电解槽的发展趋势、安全性、灵活性、辅助管理系统、电解槽结构、核心材料等多个维度都是碱性电解槽下一步的突破方向。使新型电解槽能够实现高效启停、快速切换等目标，适应可再生能源制氢项目的需求，是国内外碱性液体电解槽厂商的首要任务。

目前国内碱性电解槽同质化严重，制氢辅助管理系统市场缺口仍较大，高效制氢辅助管理系统将是未来热点突破方向。

电解槽的结构关系到空间利用率高低、流场分布等各方面，是减小电解槽体积、降低电阻的重要方向。有厂家推出了新型碱性无电极方形电解槽，改变了传统的电极框架结构，将电极片做成方形，减少了原材料用量，减少了电解槽体积，解决了传统电解槽重量重、占地面积大、运输困难等问题；有厂家推出了可单槽拆卸维修的方形叠层式电解槽，流场分布更均匀，能耗更低，可节省90%的维修时间。结构设计需要大量的实践数据积累支撑，而目前碱性制氢电解槽才刚刚研发两年左右，电解槽结构设计尚不成熟；电解槽结构优化潜力巨大。

隔膜是造成电解池内阻和附加能量损失的重要部件，在大电流密度下影响更大。隔膜电阻越大，电流密度越高，造成的欧姆能量损失越严重。国内电解池多采用第二代PPS隔膜，30℃以下电阻大于1.0Ω/cm2，而国外第三代复合隔膜仅为0.1~0.2Ω/cm2之间；而国内第三代复合隔膜在0.4Ω/cm2左右，与国外也有较大差距。据有关资料显示，由国内现有的商品化隔膜更新为第三代复合隔膜，可使电解池能耗降低6%以上。降低隔膜电阻是提高碱性电池电流密度必须攻克的方向，新型复合隔膜是碱性电解池下一步突破的重点和必然方向之一。

电极在制氢电解器中的作用至关重要，它是电化学反应发生的场所，是决定制氢电解器制氢效率的根本因素。碱性水电解的电极催化剂种类繁多，有基于贵金属（如Pt、Pd、Au、Ag等）、基于非贵金属（如Fe、Co、Ni等）、基于非金属（如碳材料）的催化剂。但目前大型电解器使用的催化剂多为镍基、纯镍网或镍泡沫，或喷涂在这些基材上的高活性镍基催化剂（雷尼镍、活化硫化镍、NiMo合金或活化NiAl等）。

虽然市面上有许多新材料，但它们在实际应用中的广泛使用却受到限制。一个主要问题是催化剂与极板之间的接触腐蚀（又称电偶腐蚀）。这种电化学腐蚀发生在两种不同的金属在电解液中接触时。由于自发电池的形成，活性较高的金属（作为阳极）将被腐蚀。例如，如果极板由碳钢制成，催化剂为镍（Ni），铁（Fe）比镍更活泼，而铁在电解液中容易腐蚀。为了防止这种情况，通常在极板表面镀上一层镍来防止腐蚀。如果使用昂贵的贵金属催化剂（例如金（Au）或铂（Pt）），虽然催化性能可能会提高，但为了防止接触腐蚀，还需要在与催化剂接触的极板上镀上一层贵金属，这无疑大大增加了成本。因此，低成本、高电流密度的新型电极也是碱性电解槽下一步突破的重点和必然方向。

4.2 质子交换膜水电解装置（PEM）

质子交换膜（PEM）水电解制氢装置是指采用质子交换膜作为固体电解质，以纯水为原料进行水电解制氢的制氢工艺。电解槽是制氢设备的核心单元，是水电解制氢、制氧的主要设备。电解槽体内填充有电解质，在直流电作用下水发生分解，在阴极表面产生氢气，在阳极表面产生氧气。水电解制氢的主要场所是电解槽，在直流电作用下将水电解成氢气和氧气。电解槽每个电解室分为阳极室和阴极室，阴极室产生氢气，阳极室产生氧气。

PEM水电解器的主要部件由内向外依次为质子交换膜、催化剂层、气体扩散层、双极板。扩散层、催化剂层、质子交换膜组成膜电极（MEA），是整个水电解器中物质输送和电化学反应的主要场所。膜电极的特性和结构直接影响PEM电解器的性能和寿命。

铂、钛、铱等贵金属成为PEM电解槽扩容的主要瓶颈，减少贵金属使用量或开发替代材料是降低PEM电解槽成本的未来发展趋势。电解水制氢成本主要取决于电费、电解槽投资成本、运行负荷。其中电价对电解水制氢敏感度最高，占比60%~70%。随着电费成本的下降，设备投资成本占比逐渐上升。电解槽作为整个系统的核心，成本占系统成本的65%，双极板占系统成本的13%左右，膜电极占系统成本的28%左右，其中贵金属约占膜电极成本的40%。 未来PEM电解槽扩产的瓶颈不仅取决于贵金属的高成本，还在于全球贵金属供应量极低，因此必须尽量减少贵金属的使用，或开发其他非贵金属替代品。

目前，在我国家的氢生产电解器市场中，碱性电解器的主要市场份额约为95％，PEM 约为5％，AEM和SOEC仍处于实验室的阶段，而欧洲的市场份额则在欧洲的市场上，而不是欧洲的市场份额。倾向于在其能量策略中使用更适合风和太阳能储能的PEM路线，这是由于政策支持和PEM研究和开发的几年而具有快速的启动和停止速度，PEM产品的成本与碱性电解器的成本没有太大的不同，并且其性能和耐用性也与碱性竞争。

总体而言，根据市场规则，随着国内PEM产品研究和开发以及风，太阳能和储能项目的发展，中国和欧洲之间的PEM技术差距仍然约为5 - 10年。

目前，我所在国家的PEM产品还不成熟，碱性电解器的成本仍然是氢生产力电流密度和寿命等核心指标的5-8倍。 M2到2030年。指参考材料的成本和剂量，根据计算，当电流密度从1A/cm2增加到2A/cm2时，成本降低了50％，当它增加到3A/cm2时，成本增加了67％。 mg/cm2; 根据美国DOE的目标，到2030年，虹膜负载将为0.3mg/cm2。目前，虹膜的年产量为7-9吨（虹膜是铂的共同生产的矿物质，在南非高度浓缩。铂的年度输出是200吨的200吨，并且是 of to 的1/5。在2a/cm2中，1.2mg/cm2的虹膜载荷可以符合28GW PEM电解仪的年生产能力，而0.3mg/cm2的虹膜负载可以符合PEM 115GW的年度运输。

将来，可以适应风和太阳能波动率和低成本的PEM电解器将更具竞争力，并且由碱性溶液（ALK） +质子交换膜（PEM）组成的水电解氢生产系统将成为风能和太阳能电力氢生产系统的标准配置。

5.大规模可再生能源柔性氢生产的发展前景

一方面，新的能源的发展为电力和化学行业带来了挑战，可再生能源消耗的问题导致了大量的能量浪费，例如风能，太阳能和水遗弃。通过“顶级设计 +示范申请补贴 +本地工业计划”共同促进整个工业链，同时，可再生能源的大规模开发为绿色氢的发展奠定了基础。生产。

此外，包括运输，工业，建筑和其他场景，氢能的下游应用逐渐增长，并且逐年增长，这也为绿色氢的发展带来了巨大的机会。业务模型不是成熟的，并且需要通过水解来提高氢的生产。在绿色氢生产，碱性电解氢生产技术方面，能源氢生产的行动。

使用大规模的水电耦合，根据风能和发电的发电可以有效地减少油气进口和使用化石能量，并确保中国的能源安全性，并且在中国的风能中持续开发，并在未来的电源范围内供应缩水。 Power 或使用传输系统使用风能和发电的发电量将越来越较低，从而使大规模的氢产生可再生能源。