摘要

我國氫能發展正迎來難得的機遇。一方面，我國石油、天然氣對外依存度逐步增大，2023年，我國原油對外依存度增值72.9%，較2022年增加了1.7%；天然氣對外依存度42.2%，較2022年增加1.8%。另一方面，因缺乏大規模調峰手段，北方地區建成的風光不能充分消納，好的綠色能源項目也得不到開發。利用富余的風光和低谷電力制氫，同時耦合工業領域深度脫碳，不僅可以減少我國石油、天然氣對外依賴，有效保障我國能源安全；還可以擴大綠色可再生能源生產和使用規模，同時實現近零排放。本文對可再生能源電解水制氫進行介紹，并針對多種風光耦合電解水制氫方案進行研究，展望可再生能源電解水制氫發展前景。

關鍵詞：風能；光伏；氫能；電解水制氫；電源控制系統；柔性制氫；新型電解槽

01

綠電制氫背景

2024年1月30日，中國電力企業聯合會發布了《2023-2024年度全國電力供需形勢分析預測報告》。報告指出，2023年，全國全社會用電量9.22萬億千瓦時，電力生產供應方面，截至2023年底，全國全口徑發電裝機容量29.2億千瓦，非化石能源發電裝機在2023年首次超過火電裝機規模，占總裝機容量比約50%，煤電裝機占比首次降至40%以下。

2024年4月22日，國家能源局發布1-3月份全國電力工業統計數據：截至3月底，全國累計發電裝機容量約29.9億千瓦，同比增長14.5%。其中，光伏發電裝機容量約6.6億千瓦，同比增長55.0%；風電裝機容量約4.6億千瓦，同比增長21.5%。

中國承諾力爭在2030年前實現碳排放達峰，努力爭取在2060年前實現碳中和。中國以煤炭、石油為主要燃料，是世界碳排放第一大國，2023年，我國二氧化碳排放量超120億噸，要在36年內實現碳中和，任務艱巨。“雙碳”目標為我國未來綠色能源發展道路指明方向。面對能源消耗和環境污染等問題，大力開發利用光伏和風電等可再生能源成為推動社會可持續發展的必然選擇，也是實現“雙碳”目標的重要舉措。由于風電、光伏為代表的可再生能源發電存在波動性、間歇性，隨著可再生能源電力在電網中占比不斷提高，電網不穩定性增加、安全性降低；再加上消納等問題存在，導致棄風、棄光現象出現，一定程度上影響和阻礙新能源發展。因此，目前亟需開發高效、大規模、長時可再生能源轉化與儲存技術，以解決可再生能源發電“源-網-荷”不平衡等問題。

氫能作為一種清潔低碳、靈活高效、來源廣泛、應用多元的能源，是理想、可靠的大規模替代化石能源的能源載體，可實現富余風光等可再生能源時間與空間的跨越，以物質的形式將富余電力儲存起來，將其應用于新型電力系統中，有助于實現“源-網-荷-儲”一體化發展，而電解水制氫技術，尤其是通過可再生能源發電制氫（即“綠電制氫”），可以實現零碳排放。

基于此，本文對可再生能源電解水制氫現狀進行介紹，并針對多種風光耦合電解水制氫方案進行研究，最后對可再生能源電解水制氫的發展前景進行展望。

02

風光耦合柔性電解水制氫方案分析

風電+光伏制氫系統運行方式：風光部分上網+余電制氫、風光全離網獨立制氫和風光離網+電網應急電源制氫三種方式。

風光部分上網+余電制氫結構示意圖

目前來說“風光部分上網+余電制氫”模式是最經濟的，但是并網余電制氫主要目的是發電、售電。“風光部分上網+余電制氫”系統包括風電機組、光伏陣列、風機變流器、光伏逆變器、儲氫裝置、升壓變壓器、制氫裝置、IGBT制氫整流電源、降壓變壓器、高壓電網、控制管理系統，其結構該系統主要是先將光伏發電、風電并網，電解水制氫容量作為新能源并網配儲的強制指標，電解水制氫消納一部分余電，并將制取的氫氣儲存至儲氫裝置。風光余電制取的綠氫儲存后，既可以作為氫能汽車的燃料來源，替代油氣資源；又能用于化工、冶金行業，降低工業領域的碳排放。

基于風光全離網獨立電解水制氫，考慮氫氣終端的市場應用需求，從不同角度分析電解水制氫設備與風電、光伏機組耦合模式，典型的有以下兩種風光離網制氫模式。

模式一：風光發電+電解水制氫設備；模式二：風光發電+電網應急電源（儲能設施）+電解水制氫設備。以上面兩種制氫模式能獲得一定的的氫氣產量為分析標準。一定的氫產量，也就意味著電解水制氫裝置的出力是一定的，變量為風光容量、在風光無出力時是否從電網上購電，保證下游大規模化工（合成氨、甲醇）生產最低負荷生產。

本研究將前述模型應用于實際風光氫儲氨一體化項目中，并進行了仿真分析：

1.本項目光伏發電系統建設規模為200MW。光伏場區共分為64個3.125MW光伏子陣。光伏場區采用540Wp型單晶硅雙面雙玻光伏組件、固定式支架安裝，配套35kV箱逆變一體機。接入新建220kV升壓站。光伏所發電量優先供應本項目制氫制氨系統使用。

風光氫儲氨一體化項目結構系統圖

2.本項目風力發電系統建設規模為200MW。風電場共安裝32臺風力發電機組，配套35kV箱式變壓器。并接入新建220kV升壓站。風電所發電量優先供應本項目制氫制氨系統使用。

3.制氫建設規模

設計能力：1.78萬噸/年氫氣產品（20000Nm3/h）。

年操作時間：8000小時。

制氫裝置中電解水制氫工序制氫規模100MW，分五組，每組20MW。

儲氫規模為140000Nm3。（5個低壓儲氫球罐:水容積2000立方米,壓力1.6Mpa）

4.合成氨建設規模

設計能力：合成氨12.5t/h，300噸/天。

年產量：10萬噸/年合成氨。

商品量：年產液氨產品10萬噸。

年操作時間：8000小時。

以該項目為基礎通過仿真模擬電-氫-氨系統動態負荷調整電力電量平衡、制氫機組梯度調動負荷變化、制氫/合成氨系統物料平衡模擬、電化學儲能系統工作狀態模擬幾個方面分析本項目設計方案合理性。

風光氫儲氨一體化項目年生產負荷曲線圖

1.風光連續小出力時逐步停機常規制氫機組，調節靈活制氫機組滿足變化率要求。

2.可靠電源保證制氨設備連續生產，合成氨調節范圍按50--110%。

3.按照風光出力、用電負荷、儲能容量、儲氫容量的差異分別設定控制策略。針對風光出力無法滿足后端負荷最小需求的情況，需從網上購得應急電量，以保證合成氨裝置最低安全負荷。

風光氫儲氨一體化項目年生產仿真模擬圖

結論：根據以上合成氨能力12.5t/h，300噸/天的情況對制氫量、氫儲罐儲存/釋放氫氣與合成氨負荷變動時不同工況下的氫需求量進行綜合模擬，在設計儲氫能力14萬標方（12.5噸）情況下，基本可以滿足全年運行需求。

僅在7月中下旬出現儲氫罐完全放空且無足夠新能源發電制氫的極端情況。為此，根據模擬結果，另外設置5個1.5MPa，2000標方水容積低壓氣態球形儲氫罐作為長時緩存措施，儲存能力14萬標方，可滿足合成氨50%負荷工況下10h運行需求，避免合成氨裝置停車造成經濟損失。

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風光耦合柔性電解水制氫面臨的挑戰與運行策略

3.1面臨的挑戰

電解水制氫消納風、光等可再生資源或參與電網平衡調控時，電解水制氫工段的變負載運行，受到自身工藝流程約束，無論是堿液電解水制氫技術（ALK）、質子交換膜電解水制氫技術(PEM)、固態氧化物電解水制氫技術(SOEC)，都存在不同的挑戰:電解槽調節范圍較窄負荷響應率慢、低負載區域氫氧混合風險、頻繁波動加速核心部件老化，這些都影響穩定電解水制氫安全。

氫氣供應給下游合成氨環節時，受以下因素影響:化工合成氨供氫流量需求大，受到電解槽單機容量限制，電解水制氫工段需要由多臺制氫設備構成制氫系統，目前國內已在運行的1000Nm3/h的電解槽沒有經歷長時間的性能驗證，四合一堿性水電解制氫系統（四臺電解槽+一套分離系統+一套純化系統）在實際運行中單槽出氫和出氧量不一致，運行過程中氫氧流動存在風險。

國內現有眾多堿性電解槽廠家面臨同質化困境，從公布信息來看，其結構、性能并沒有太大區別。國內堿性電解槽的同質化可以概括為三個方面。

發展方向同質化。當前堿槽都以大功率為主攻方向，技術路線為增大電極面積、增加小室數量。這種“堆量方案”實現了堿性電解槽產氫量的快速突破，可以讓1000Nm3/h產品快速實現交付，但1000Nm3/h電解槽長度可達6米以上，重量超過40噸。堆量方案使得電解槽的體積與重量越來越大，繼續使用此方案增大產氫量，將面臨運輸與維護成本過高、電解液密封性變差、反向電流腐蝕加劇等問題。

核心零部件同質化。電極、隔膜、極板等材質類似，結構相近。國內堿式電解槽絕大多數是拉桿式圓柱形電解槽，雙極板為圓形結構，電極基底為鎳網，催化劑為鎳基合金，隔膜為聚苯硫醚（PPS）膜。目前國內現有堿性電解槽的零部件幾乎都是傳統工業體系下技術已經成熟的工業產品，并沒有過多的創新性與技術壁壘，在此情況下，產業更加成熟后，未來參與者會較為容易地找到供貨商并實現組裝與擴大產能，產業鏈成本下降的同時，產品也會同時面臨嚴重的同質化競爭。

電解槽性能同質化。電流密度、直流電耗、電解效率等不具明顯區別。堿性電解槽的零部件同質化造成了性能的同質化。目前從公布的數據來看，大多數質量較高的堿性電解槽直流電耗在4.8kWh/Nm3H2以上、電解產氫效率在75%左右、最低工作負載范圍大多在30%以上，且都是1.0-1.6MPa左右運行。然而合成氨原料氣壓力要求高→通常超過10MPa，電解水制氫工段產氣壓力通常不超3MPa，二者不能直接耦合化工合成供氫平穩性約束-電解水制氫工段負載調控速度較快(秒級、分鐘級)，化工合成工段復雜，調控速度通常較慢(小時級、日級)，二者之間需要配置緩沖環節，對國產無油氫氣壓縮機提出了更高要求。

3.2風光制氫運行策略

在可再生能源制氫過程中，為了實現減小啟動時間、提高綜合能效以及延長設備運行壽命的目標，可以運用多種策略進行優化。以下分別對均衡策略、效率優先策略和壽命優先策略進行詳細介紹。

均衡策略： 在此策略下，目標是確保各個電解槽間的負荷相對均衡，即平均分配工作量。這樣做的好處在于避免個別電解槽長時間處于過載或低載狀態，從而減小單個設備的磨損，延長整體系統的使用壽命。具體措施可能包括：動態負荷分配：通過控制系統實時監測每個電解槽的運行狀態和性能數據，根據設定的均衡原則（如按容量比例分配等），動態調整各電解槽的制氫負荷，力求達到相對均勻的工作強度。

協同工作模式：設計電解槽組之間的協同工作機制，如輪換工作、互補峰值等，使各個電解槽在不同的時間段或在應對可再生能源功率波動時，都能保持相對均衡的工作狀態。

效率優先策略：這種策略的核心是根據可再生能源發電功率的實時變化來動態調整制氫負荷，以最大限度地捕獲可用能源，提高系統整體能效。具體操作可能包括：實時功率跟隨：利用先進的功率預測技術和快速響應的控制系統，使得制氫設備能夠迅速適應風電、光伏等可再生能源發電功率的波動，當發電功率增大時，相應增大制氫負荷；反之則減小負荷，確保能源利用率最大化。

預判與主動調控：通過預測可再生能源出力變化趨勢，提前調整電解槽負荷，避免突發的大功率變動對設備造成沖擊。同時，設置合理的負荷變化速率限制，確保設備在負荷增減過程中溫和過渡。

壽命優先策略：壽命優先策略旨在通過最小化電解槽負荷的波動來保護設備，延長其使用壽命。具體做法可能包括：保守負荷設定：設定電解槽的工作負荷在設備額定容量的一定范圍內（如70%-80%），避免長期滿載或接近滿載運行，因為這通常會導致設備過熱、電極腐蝕加速等問題，縮短設備壽命。

儲能系統的配合使用：在可再生能源出力不足或過剩時，儲能系統（如電池儲能、氫能儲能）介入，吸收多余電能或補充短缺電能，保證制氫設備能在較高效率區間穩定運行，避免頻繁啟停造成的效率損失。

平滑功率曲線：利用儲能系統、需求側管理或其他調節手段，盡可能平滑可再生能源的功率輸出曲線，減少因功率劇烈波動導致的電解槽負荷頻繁調整，從而減輕設備機械應力和電化學應力。

總結：均衡策略側重于電解槽間的工作負荷分配均勻，效率優先策略強調實時跟隨可再生能源發電功率調整制氫負荷以提高能效，而壽命優先策略則聚焦于通過減少電解槽負荷波動來保護設備，延長其使用壽命。實際應用中，制氫場站可根據實際情況和運營目標，靈活選擇或融合這些策略，以實現最佳的電解槽整體運行性能。

04

氫能發展，裝備先行

可再生能源柔性制氫技術需要實現制氫系統與風、光、儲、網等多種能源形式及多種應用場景的柔性融合，成熟的可再生能源柔性制氫系統要能充分適應光伏、風電功率快速波動和間歇特性，真正做到“荷隨源動”“制儲運加用”一體化系統集成和管理，那就需要穩定、可靠、高負荷響應率的制氫裝備。

4.1堿液電解水制氫裝置（ALK）

結合中外堿性電解槽發展趨勢及安全性、靈活性，輔助管理系統、電解槽結構、核心材料等多個維度均是下一步堿性電解槽突破的方向，讓新型電解槽能實現高效啟停、快速投切等目標，適應可再生能源制氫項目需求是國內外堿液電解槽廠家的首要任務。

在目前國內堿性電解槽本身高度同質化、而制氫輔助管理系統市場方面尚存在較大缺口的情況下，高效制氫輔助管理系統將是未來的一大熱門破局方向。

堿液電解槽三維結構圖

電解槽的結構關系到空間利用水平、流場分布情況等多個方面，是降低電解槽體積、電阻的重要方向。有廠家推出了新型堿性無極框方型電解槽，改變了傳統的極框結構，將電極片做成方形，減少了原料的用量及電解槽的體積，解決了傳統電解槽重量大、占地廣、運輸難的問題；還有廠家推出了可單池拆卸檢修的方形疊片式電解槽，流場分布更均勻能耗更低，可節約維修時間90%。結構設計需要大量的實踐數據積累支撐，而目前國內大部分廠家的堿性制氫電解槽僅僅經過了兩年左右的發展，電解槽結構設計還不成熟；電解槽結構優化方面具有較大潛力。

隔膜是造成電解槽的內阻與額外能量損失的重要部位，大電流密度下影響更大。隔膜電阻越大，電流密度越高，造成的歐姆能量損失越嚴重。國內電解槽多使用二代PPS膜，30℃下面電阻在1.0Ω/cm2以上，而國外三代復合隔膜僅在在0.1～0.2Ω/cm2之間；另一方面，國產三代復合隔膜在0.4Ω/cm2左右，與國外也有較大差距。據相關資料，從國內現有商業膜更新到三代復合隔膜可降低電解槽能耗6%以上。減小隔膜電阻是提高堿槽電流密度必須攻克的方向，新型復合隔膜是下一步堿性電解槽突破的重點與必然方向之一。

電極在制氫電解槽中的作用是至關重要的，是電化學反應發生的場所，也是決定制氫電解槽的制氫效率的根本。堿性電解水的電極催化劑種類繁多，包括貴金屬基（如Pt,Pd,Au,Ag等）、非貴金屬基（如Fe,Co,Ni等），以及非金屬基（例如碳材料）的催化劑。但是目前在大型電解槽中用的催化劑大多是鎳基的，純鎳網或者泡沫鎳或者以此為基底噴涂的高活性鎳基催化劑（雷尼鎳、活化處理的硫化鎳、NiMo合金或者活化處理的NiAl等）。

盡管市場上存在眾多新型材料，但它們在實際應用中的廣泛性受到限制，一個主要的問題是催化劑與極板之間的接觸腐蝕（也稱電偶腐蝕）。這種電化學腐蝕發生在兩種不同金屬在電解質中相互接觸時，由于構成自發電池，較活潑的金屬（作為陽極）會受到腐蝕。例如，如果極板是由碳鋼制成而催化劑是鎳（Ni），由于鐵（Fe）比鎳更活潑，在電解液中容易發生鐵的腐蝕。為了防止這種情況，通常在極板表面鍍一層鎳來防止腐蝕。而如果使用昂貴的貴金屬催化劑（如金（Au）或鉑（Pt）），雖然催化性能可能提高，但為了防止接觸腐蝕，同樣需要在與催化劑接觸的極板上鍍上一層貴金屬，這無疑大大增加了成本。因此低成本高電流密度新型電極也是下一步堿性電解槽突破的重點與必然方向。

4.2質子交換膜電解水裝置（PEM）

質子交換膜（PEM）水電解制氫裝置是指使用質子交換膜作為固體電解質，并使用純水作為電解水制氫的原料的制氫過程。電解槽是制氫設備的核心單元，是水電解制氫氧的主要設備，在槽體內充入電解液，在直流電的作用下使水發生分解，在陰極表面產生氫氣，陽極表面產生氧氣。水電解制氫主要發生場所為電解槽，電解槽將水在直流電的作用下電解成氫氣和氧氣。電解槽的每個電解小室分為陽極小室和陰極小室，陰極小室產生氫氣，陽極小室產生氧氣。

西門子Silyzer200PEM電解槽實物圖

PEM水電解槽主要部件由內到外依次是質子交換膜、催化劑層、氣體擴散層、雙極板，其中擴散層、催化層與質子交換膜組成膜電極（MEA），是整個水電解槽物料傳輸以及電化學反應的主場所，膜電極特性與結構直接影響PEM電解槽的性能和壽命。

鉑、鈦、銥等貴金屬成為PEM電解槽擴產的主要瓶頸，降低貴金屬使用率或開發替代材料是PEM電解槽的降低成本的未來發展趨勢。電解水制氫的成本主要取決于電力成本、電解槽投資成本和運行負荷，其中電價對電解水制氫的敏感性影響最高，占 60%～70%。隨著電力成本下降，設備投資成本的占比逐漸增加。電解槽作為整個系統的核心，其成本占系統成本的65%，雙極板約占系統成本的13%，膜電極約占系統成本的28%，其中貴金屬約占膜電極成本的40%。未來PEM電解槽的擴產瓶頸不僅取決于貴金屬的高成本，而是因為貴金屬極低的全球可供應量，因此需要盡量降低貴金屬的使用量或開發其他非貴金屬替代材料。

目前我國制氫電解槽市場中，堿性電解槽占據主要市場約占95%，PEM電解槽占5%左右，AEM和SOEC目前仍在實驗室階段，商業化程度較低。歐洲堿性電解槽和PEM電解槽的市場占比基本持平，未來中國電解槽市場PEM占有率將逐漸上升，歐洲國家在能源政策上會更加傾向于使用更適合風光儲能的PEM路線，PEM啟停速度快，由于政策的支持加上多年PEM的研發，PEM產品的成本和堿性電解槽的成本差距不大，性能和耐久性等也和堿性有一定的競爭力。

整體來看，國內相比于歐洲，PEM技術路線還有5-10年左右的技術差距，根據市場規律，在國內PEM產品研發和風光儲能項目發展下，未來PEM產品市場占有率逐步上升是可預見的事。

目前我國PEM產品并不成熟，成本保持在堿性電解槽的5-8倍，制氫功率電流密度和壽命等核心指標還未達到先進程度。目前國內廠商電流密度為1-1.2A/cm2，海外成熟廠商電流密度為2A/cm2；根據美國DOE目標，到2030年電流密度可提升至2.5-3A/cm2。參考海外成熟PEM廠商材料成本及用量，根據測算，電流密度從1A/cm2提升至2A/cm2，成本降低50%，提升至3A/cm2，成本降低67%。目前國內貴金屬催化劑銥載量為2-4mg/cm2，海外成熟廠商貴金屬催化劑銥載量為1.2mg/cm2；根據美國DOE目標，到2030年銥載量0.3mg/cm2。目前，銥年產量7-9噸（銥是鉑的伴生礦，且高度集中于南非，鉑年產量200噸左右，銥/鉑的伴生比例1/25），按電解電壓1.9V、電流密度2A/cm2，銥載量1.2mg/cm2可滿足PEM電解槽年產能28GW，銥載量0.3mg/cm2可滿足PEM年出貨量115GW。

未來適應風光波動性且低成本的PEM電解槽會更加具有競爭力，堿液（ALK）+質子交換膜（PEM）的組成的電解水制氫系統會成為風光制氫系統的標配。

05

大規模可再生能源柔性制氫發展前景

新能源的快速發展為電力和化工行業帶來了機遇和挑戰，一方面，由于可再生能源電力消納問題導致大量的棄風、棄光、棄水等能源浪費；當前，綠氫發展迎來多重機遇。“雙碳”共識正驅動著全球氫能的發展，全球范圍內，各國積極布局氫能，涉及多項綠氫補貼，通過“頂層設計+示范應用補貼+地方產業規劃”共同促進整個產業鏈協同發展。同時，可再生能源的大規模發展為綠氫發展奠定了基礎，能源結構中，可再生能源占比逐年提高，新型能源結構催生了大規模、低成本的長時儲能需求，同時為綠電制氫提供電力來源。

此外，包含交通、電力、工業、建筑等場景在內，氫能下游應用逐漸呈多元化趨勢，規模逐年增長，也給綠氫發展帶來了巨大機遇，其中，工業、交通是目前主要的應用場景。氫能產業鏈長，是技術、資本密集型產業，目前來看，產業鏈發展尚未成熟，多環節存在技術瓶頸，商業模式未成熟，經濟性待提升。電解水制氫是未來發展方向。不過，中短期內，我國氫源結構將仍以煤、天然氣及工業副產氫為主，逐步擴大氫能的應用范圍。預計到2025年，中國制氫行業將形成工業副產氫提純為主，可再生能源制氫試點運營的市場結構。在綠氫制取方面，堿性和PEM電解水制氫技術短期內將是市場主流路線。

采用大規模以風電、光伏發電為主的耦合電解水制氫可以有效減少油氣進口、化石能源應用，極大地保障中國的能源安全；并且隨著未來中國風電、光伏發電技術的不斷發展，其裝機容量將不斷增加，加上國家政策的引導和支持，在風電場或光伏電站配置電解水制氫系統，或采用輸電系統利用風電和光伏發電來電解水制氫，所需成本將會越來越低，可再生能源大規模制氫是綠色、低碳能源轉型和應對氣候變化的希望，更是實現經濟結構性轉型和后疫情時代發展動能的重要路徑。

（作者系國家電投北京綠氫科技發展有限公司邢偉）