风电制氢发展现状及趋势

　　我国是一个风能资源十分丰富的国家，风电是我国第二大可再生能源电力。但由于风电装机量快速扩张，电网配套设施建设滞后于风电装机量，从2010年我国开始出现明显的弃风限电现象。为应对风电场弃风限电现象，在完善风电规划、健全市场运行机制以降低并网难度之外，提出了风电制氢的新型储能技术，以消纳部分地区的风能资源，提高风能的利用率。近年来，我国开始关注和重视风电制氢技术，已经在多个地方开展风电制氢示范项目。未来随着风电装机规模的不断扩大，以及电解水制氢技术的突破和成本的大幅下降，风电制氢有望实现大规模商业化。

　　风电及风电制氢发展现状

　　1.风电发展现状

　　我国从上世纪50年代起便开始进行风电的建设和研究工作，到2006年，发布实施《可再生能源法》，标志着风电正式进入大规模开发应用阶段。根据国家能源局发布数据显示，截止2019年，我国的风电新增并网装机2574万千瓦，全国风电累计装机2.1亿千瓦，风电装机占全部发电装机的10.4%。风电有陆上风电和海上风电两种类型，我国的风电类型以陆上风电为主，占总装机量的97%，近年来我国正在加快部署海上风电。

图1 2019年全国风电并网运行情况(万千瓦)

　　2016年到2019年风力发电量增加了将近70%，占比从4%上升到5.5%，成为除了火电和水电以外的第三大电力来源;装机量也增加了42%。2019年我国风电发电量首次突破4000亿千瓦时，达到4057亿千瓦时。当前风电进入高速发展时期，装机量、发电总量及占比不断攀升，风电发展形势大好。

图2 我国风电发电量及占比情况(2016-2019年)

　　但另一方面，风电发展速度过快，许多地区的电网投资建设难以跟上风电的发展，导致电力无法并网输送，出现了弃风的现象。2013年，国家能源局下发《关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》提出，把风电利用率作为年度安排风电开发规模和项目布局的重要依据，风电运行情况好的地区可适当加快建设进度，风电利用率很低的地区在解决严重弃风问题之前原则上不再扩大风电建设规模。同时通过提供优惠并网条件、加强配套电网建设、优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率等措施，有效缓解我国的弃风问题。2019年我国的弃风电量为168.6亿千瓦时，弃风率为4%，弃风电量和弃风率均大幅下降，弃风问题得到较大程度的缓解。

图3 我国风电弃风情况(亿千瓦时，2016-2019年)

　　随着风电装机规模的扩大，弃风问题的缓解，风电电价也逐渐变得有竞争性。根据《国家发改委发布关于完善风电上网电价政策的通知》，2019年Ⅰ-Ⅳ类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元(含税、下同);2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元，自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。关于海上风电，2019年海上风电指导价分别调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为0.75元。据公开电价信息的不完全统计，全国居民生活用电平均电价约为0.5133元/千瓦时。相比之下，风电正逐渐进入“平价”电价时代。

　　表1 我国各地区风能资源区划分情况

　　从风能资源区划分可以看到，我国风能资源主要集中在西北、东北地区，远离东部的用电大省，不利于风能的应用开发，部分地区风能存在并网困难的情况，需要提高风能的就地消纳能力以提高利用率。此外，虽然弃风问题有了较大幅度的缓解，但是局部地区如内蒙古(7.1%)、甘肃(7.6%)和新疆(14.0%)的弃风现象仍然严重，却难以完全解决。

　　2.风电制氢发展现状

　　风电制氢技术是一种将风力发电产生的电能通过简单的处理直接应用到电解水制氢的一种制氢技术。产生的氢气经过存储运输，主要应用于氢燃料电池汽车或作为工业原料等。作为一种新型的储能方式，风电制氢有望能缓解风电的弃风难题和提高就地消纳，目前许多地区开始探索利用风电制氢的技术，以提高当地风能的利用率。

　　我国的风电制氢起步相对较晚。从2009年开始，国家电网率先开展风光电结合海水制氢技术前期研究和氢储能关键技术及其在新能源接入中的应用研究。从2014年至今，中节能、河北建投、国家电投和国家能源相继启动了风电制氢项目。2018年10月，国家发改委、能源局印发《清洁能源消纳计划(2018-2020年)》，提出“探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能，实现可再生能源多途径就近高效利用”。随着可再生能源一系列利好政策的发布，风电制氢发展也逐渐得到重视，但由于受制于国内制氢场地需建设在化工园区以及发电过网等因素，风电制氢的审批政策以及经济性均面临较大挑战，总体发展较为缓慢，目前尚无成熟商业运行的风电制氢系统。

　　表2 部分风电制氢研究及项目

　　其中，河北建投投资建设的沽源风电制氢示范项目是我国首个风电制氢工业应用项目，总投资20.3亿元，引进德国风电制氢先进技术及设备，在沽源县建设200兆瓦容量风电场、10兆瓦电解水制氢系统以及氢气综合利用系统三部分。项目建成后，可形成4MW制氢生产能力，对提升坝上地区风电消纳能力具有重要意义。

　　风电制氢及技术要求

　　风电制氢系统主要由风力发电机组、电解水装置、储氢装置、燃料电池、电网等组成。如图4为风电制氢系统吸纳风电弃风量示意图，上半部分为弃风制氢部分，下半部分为风电并网部分。在风电并网部分，风电经过低阶滤波单元、AD-DC整流变换单元、逆变和高阶的滤波单元，将风电的谐波滤去，产生达到并网需求的高质量电能，经由升压变压器为电网供电;在弃风制氢部分，风电被滤波后经过AD-DC整流变换单元，将交流电转换为直流电，再经过直流支撑电路接入DC-DC电路，将直流电进行降压或升压处理，使直流电变换为可以制氢的电能，进而制氢。风电并网侧与制氢侧应进行合理的功率分配，在风电满足电网需求的前提下，剩余的风能进行制氢，做到能源的最大利用。

图4 风电制氢电气结构

　　1.风电制氢技术类型

　　(1)离/并网型风电制氢

　　根据风电来源的不同，风电制氢技术分为并网型风电制氢和离网型风电制氢。

　　——并网型风电制氢，是指将风电机组接入电网，从电网取电的制氢方式，比如从风场的 35kV或220kV电网侧取电，进行电解水制氢，主要应用于大规模风电场的弃风消纳和储能。由于与电网相连，单机容量较大。

　　——离网型风电制氢，是指将单台或多台风机所发的电能，不经过电网直接提供给电解水制氢设备进行制氢，主要应用于分布式制氢或局部应用于燃料电池发电供能。由于独立于电网运行，单机容量较小。

　　(2)碱性/质子交换膜/固体氧化物电解水制氢

　　根据电解水制氢技术的不同，风电制氢技术分为：碱性(ALK)电解水制氢、质子交换膜(PEM)电解水制氢和固体氧化物(SOE)电解水制氢。

　　——碱性(ALK)电解水制氢，是以KOH、NaOH等碱液为电解质，如采用石棉布等作为隔膜，在直流电的作用下，水电解生成氢气和氧气。

　　——质子交换膜(PEM)电解水制氢，是指应用质子交换膜(PEM)替代隔膜，传导质子，并隔绝电极两端气体，在直流电的作用下，水电解生成氢气和氧气。

　　——固体氧化物(SOE)电解水制氢，采用固体氧化物作为电解质材料，在700-1000℃的高温下，对两侧施加直流电，阳极产生O2，阴极产生H2。

　　目前，目前ALK技术已实现工业化;PEM技术尚处于从研发走向工业化，商业化水平低;SOE技术正处于实验室研发阶段，各制氢技术有如下特点。

　　表3 三类电解水制氢技术参数

　　2.风电制氢技术要求

　　从技术角度来看，因为风电具有随机性、不稳定性、波动性较大的特点，风力发电机、电解水制氢设备、风电场能量控制系统都有着较高的要求。

　　(1)风力发电机

　　风力发电机不仅需要将电能通过变流装置输送到电网，同时也要将弃风发电为电解装置供电。因此风力发电机需要很强的扛风波动能力，即高适应性。

　　(2)电解水制氢系统

　　由于风力发电系统的间歇性、随机性的特点，电解水制氢系统需要具备在不稳定电能下能够安全、可靠和高效制氢的能力，即高适应性。此外，电解水制氢技术的高效性、环保性、成本和技术成熟度也很重要。当前三种制氢技术在这些性能上表现各异。

　　从高适应性来看，PEM技术和风电的耦合性较好，适合风电制氢系统。SOE技术尚需要进一步研究探索其与风电制氢的适应性。

　　从高效性来看，目前ALK技术的制氢能力更强，但是能耗效率相对最低。PEM技术和SOE技术能耗效率相对较高，但目前PEM技术的单堆制氢能力主要为几十标方每小时，而SOE技术制氢能力最小，尚在探索阶段。

　　从环保性来看，ALK技术使用腐蚀性的碱液作为电解质，会对环境造成污染。PEM技术和SOC技术相对较为绿色环保。

　　从成本和技术成熟度的来看，ALK技术成熟、成本较低，适用大规模的风电制氢系统。

　　表4 三类电解水制氢技术要求

　　目前，由于ALK技术与PEM技术的动态响应时间较短，动态响应能力较好，适用于风电制氢系统。相比之下，SOE技术的动态响应时间比较长，目前并不适合大规模风电制氢。再从制氢能力、成本和技术成熟度来看，目前ALK技术的总体优势大于PEM技术，因此我国当前的风电制氢主要采用ALK电解水制氢技术。

　　(3)风电场能量控制系统

　　风电场能量控制系统主要包括：1)风电场能量的控制，可以根据电网调度和制氢及燃料电池发电系统的需求进行风电场发电控制，实现功率的发电及负荷平衡;2)风电场电压控制，可以依据风电场的运行模式，利用协调无功补偿设备、风电机组等实现风电场输出电压的稳定;3)风电直接制氢及燃料电池发电系统站的控制，可以根据电网需求、风能等情况控制制氢系统、燃料电池发电装置等的启动、停止及功率控制等。

　　风电制氢发展挑战及建议

　　近年来，风电制氢在全球范围内开始得到重视和关注，而我国也在研究加快风电制氢的发展和部署，但同时越来越多的问题也逐渐显示，主要体现在技术、政策和应用方面。

　　1.开发高适应性和可快速响应的电解水制氢技术

　　由于风力的不确定性较强，导致风力发电可能会产生大规模低品质的电力，而水电解制氢装置对电力的稳定性要求较高，频繁的电力波动将对设备的运行寿命和氢气纯度质量造成较大影响。

　　针对技术方面的挑战，需要进行有效的电能匹配，提高制氢设备的可利用率。提高电解水制氢设备对间歇性电源功率波动的适应性，深入研究制氢装备的功率波动适应性，开发大功率、低成本的高效率的工业化碱性电解水制氢技术，以及开发可快速响应功率波动的质子交换膜电解水制氢技术。

　　2.制定风电制氢利好政策消除发展不利因素

　　在政策方面。由于氢属于易燃易爆的危化品，根据我国相关政策，危化品生产必须进入化工园区，但通常风电场的分布比较广，对于就地消纳风电的制氢项目来说不可能全部进入化工园区，极大程度上阻碍了风电制氢的发展。

　　但随着可再生能源制氢的发展，部分地区的制氢要求有所松动，2019年8月，河北省发展和改革委员会联合安全生产委员会发布《关于调整化工建设项目备案权限的通知》，规定风力发电配套制氢项目可不进化工园区。对可再生能源制氢特别是风电制氢起到了积极的影响。未来可以鼓励更多的地区在保证安全生产的前提下，制定适合本地具体情况的风电制氢政策，解除风电制氢必须进入化工园区的限制。

　　3.“降本扩量”实现风电制氢规模化商业运营

　　受限于成本，目前氢气主要来自煤制氢和天然气重整制氢等化石原料，可再生能源电解水制氢的成本相对较高，还不具备大规模商业化运营优势。

　　针对应用方面的挑战，主要宗旨是“降本扩量”，即降低成本和规模化。当前电解水制氢的成本明显高于其他制氢技术，需要在电价、储运和加注等环节协同降低成本以刺激需求。同时鼓励符合条件的地区推进风电制氢示范运营，通过示范培育推广环境，并鼓励市场参与进来，逐步将政府推动过渡到市场运作为主，不断扩大风电制氢的市场，实现风电制氢的大规模商业化应用。

　　参考资料：

　　-国家能源局，风电并网运行情况(2016-2019)

　　-《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)

　　-张丽,陈硕翼.风电制氢技术国内外发展现状及对策建议[J].科技中国,2020(01):13-16.

　　-毛宗强、毛志明，《氢气生产及热化学利用》2015. 部分数据来源国内主要电解水制氢制造商。

　　-Korpås M, Greiner C J. Opportunities for hydrogen production in connection with wind power in weak grids[J]. Renewable Energy, 2008, 33(6):1199-1208.

　　-张宪平,潘磊,冯健. 探索解决大规模风电储存的新途径——风电直接制氢及燃料电池发电系统[C]. .-中国农机工业协会风能设备分会《风能产业》(2013年第9期).:中国农业机械工业协会风力机械分会,2013:60-65.

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