王荣祥，金 稳，赵富强

(1.阳光新能源开发股份有限公司，合肥 230088；2.阳光氢能科技有限公司，合肥 231200)

0 引言

中国承诺努力在2030 年实现碳达峰，争取于2060 年前实现碳中和[1]，而中国主要以煤炭、石油为主要燃料，是世界碳排放第一大国，要在40 年内实现碳中和，任务艰巨。碳达峰、碳中和( 下文简称为“双碳”) 目标充分体现了中国坚持生态环境“高颜值”、经济发展“高素质”、生活质量“高品质”的伟大决心，更体现了中国应对气候变化的责任担当与坚定决心；同时，这也为中国未来的绿色能源发展道路指明了方向[1]。

面对能源消耗和环境污染等问题，大力开发利用太阳能和风能等可再生能源是推动社会可持续发展的必然选择，也是实现“双碳”目标的重要举措[2]。但由于风电、光伏发电存在发电不连续、不稳定和可控性较差等特点，随着此类电力在电网中占比的不断提高，电网的不稳定性增加、安全性降低；再加上消纳等问题的存在，导致出现了弃风、弃光现象，一定程度上影响和阻碍了能源互联网的发展。因此，目前亟需开发高效的可再生能源转化与储存技术，以解决风电、光伏发电的“源-网-荷”不平衡等问题[2-3]。

氢能是一种清洁低碳、灵活高效、来源广泛、应用多元的能源形式，在众多能源形式中，其是唯一可大规模替代化石能源的零碳无污染实体能源[1]，是实现“双碳”目标的重要推动力。氢能可作为连接不同可再生能源的纽带和电力储存的介质，将其应用于新型电力系统中，有助于实现“源-网-荷-储”一体化发展，而电解水制氢技术，尤其是通过风电、光伏发电技术制氢(即“绿电制氢”)，可以实现零碳排放。基于此，本文对可再生能源电解水制氢现状进行介绍，并针对多种风光耦合电解水制氢方案进行研究，最后对可再生能源电解水制氢的发展前景进行展望。

1 可再生能源电解水制氢现状

由国家发展和改革委员会、国家能源局联合印发的《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》确定了氢能的战略地位，明确了可再生能源制氢将会是中国未来获取氢能的主要技术路线；在国家能源体系中，氢能也将是重要组成部分，氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体[4]。国家要求建立清洁低碳的能源体系，而可再生能源制氢技术将会是实现“双碳”目标的重要手段。

根据氢的来源、生产过程和产生的碳排放量不同，国际可再生能源署(IRENA)将氢气分成灰氢、蓝氢和绿氢[5]。中国作为工业原料的氢气的生产和利用主要集中在化工和冶金行业。2022年，中国氢气总产量为3526.2 万t，其中，煤制氢的产量为2041.5 万t，占氢气总产量的57.9%；天然气制氢的产量为787.6 万t，占氢气总产量的22.3%，相较于2021 年有了较大提高；工业副产氢量为650.8 万t，占氢气总产量的18.5%；电网电力制氢、可再生能源电解水制氢等其他制氢方式的氢产量占比较低，仅占氢气总产量的1.3%[1-6]。为了实现碳中和目标，中国氢气需求量将逐年增大，预计到2060 年，中国氢气的年需求量将增至约1.3 亿t，制氢技术也将转向以可再生能源制氢为主的绿电制氢技术，可以满足千万吨级的氢能需求，电解槽装机规模有望达到500 GW；仅可再生能源制氢碳减排量就有望达到每年16亿t，低碳清洁供氢体系可以实现每年18 亿t 的二氧化碳减排量，约占当前中国能源活动二氧化碳总排放量的 19%[7]。

虽然电解水制氢需要消耗大量电能，但其能产生可利用的高价值氧气，且整个制氢产氧过程绿色环保。目前，高耗能和高成本是制约电解水制氢技术发展的主要原因，其耗电成本占制氢总成本的 70%以上；若直接利用国家电网的电力制取氢气，则成本会更高，并且国内煤电碳排放问题较为突出[7]。

随着国内外碳减排压力日益增大，在国家相关政策支持及新技术、新材料和新催化剂研究推动下，中国将在氢的制取、存储、运输方面逐渐突破。随着可再生能源电力价格继续下降，结合可再生能源的分布式制氢加氢一体站技术、液氢技术等多种氢储运技术的出现，以及大规模可再生能源电解水制氢系统的持续优化和改进，绿电制氢成本将会明显降低，使其规模不断得到扩大。如此一来，绿氢的经济性、社会效益和环境效益也将逐步显现[8]。

2 多种风光耦合电解水制氢方案

风电和光伏发电作为重要的可再生能源利用方式，是解决当前能源困境行之有效的方法。在国家相关政策的大力支持下，中国的风电、光伏发电产业发展迅速[8]，2021 年中国风电和光伏发电总新增装机容量约为1.01 亿kW，其中，风电新增装机容量为4757 万kW，光伏发电新增装机容量为5297 万kW[9]。但风电和光伏发电均存在间歇性、时空分布不均等特点，若电解水制氢过程中采用单一的风电或光伏发电，可能会造成制氢设备利用小时数降低，经济性不佳。因此，需要结合风光互补的特性和电解水制氢设备的特点，开展风光耦合电解水制氢，在减少项目投资冗余的同时，充分、合理地利用可再生能源制氢，综合提升电解水制氢的经济性。下文介绍了多种风光耦合电解水制氢方案，包括风光耦合柔性电解水制氢、“风光并网+余电制氢”、“风光互补制氢+余电并网”、分散式风光就地离网制氢及交流/直流耦合离网高压传输风光制氢、“风光并网+余电制储氢发电并网”等方案。

2.1 风光耦合柔性电解水制氢方案

风光耦合柔性电解水制氢技术主要由6 大核心技术和3 大核心产品组成，实现了制氢系统与风、光、储、网等多种能源形式及多种应用场景的柔性融合，构建灵活、高效、友好的绿电制氢系统。其中，6 大核心技术主要包括：

1)柔性组网技术。该技术由稳/暂态仿真分析、中压级联技术、大容量直流开断技术、黑启动技术、故障穿越等组成，解决了电解水制氢系统与可再生能源系统之间的耦合方式和运行方式，且因地制宜、满足不同应用场景需求。

2)电力电子技术。该技术由拓扑技术、驱动技术、脉冲宽度调制(PWM)控制技术、平台技术组成，采用PWM 控制算法，可以搭建高效、友好的电氢耦合桥梁。

3)电化学和过程控制技术。这两项技术在结构、材料、电解槽本体和工艺控制方面均具备先进技术，可使电氢转换过程更加高效、安全和灵活。

4)能量管理技术。该技术可解决电、热、质多物理过程的耦合，构建电氢协同一体化管理体系。在“源”端实现平滑风光输出、跟踪计划输出功率、无功电压支撑、电网调度响应，在“网”端实现系统调峰和调频，在“荷”端实现稳定氢气产量、跟踪产氢计划等功能。

5)集群控制技术。该技术可实现小室电压监测、故障分析诊断、电解槽能效分析、健康状态(SOH)估算等功能，同时可开展分级调节控制、动态投切控制、智能功率分配运行、热待机运行控制，使柔性制氢系统运行更智能、更高效。

3 大核心产品主要为柔性制氢电源、柔性电解水制氢设备(碱性电解槽、质子交换膜(PEM)电解槽、气液分离与纯化设备)、智慧氢能管理系统。柔性制氢电源采用绝缘栅双极晶体管(IGBT)全控型功率器件及PWM 控制算法，转换效率高、响应速度快、输出精度高，具备良好的电网支撑能力。柔性电解水制氢设备具有宽负荷调节，可适应可再生能源波动特性；具有先进的电氢协同控制算法，动态响应速度更快；智慧氢能管理系统具备系统集成、能量管理、集群控制等核心能力。

2.2 “风光并网+余电制氢”方案

“风光并网+余电制氢”系统包括风电机组、光伏阵列、风机变流器、光伏逆变器、升压变压器、降压变压器、IGBT 制氢整流电源、制氢装置、储氢装置、智慧氢能管理系统、电网等，其结构如图1 所示。该系统设置了风光发电量、并网电量和制氢量管理功能，在风光发电并网电量满足预设值后，进行风光互补余电制氢。这样不但提高了可再生能源利用率，同时也提高了设备利用率。

图1 “风光并网+余电制氢”系统的结构示意图Fig. 1 Structure schematic diagram of“wind-PV grid-connection+residual electricity hydrogen production”system

2.3 “风光互补制氢+余电并网”方案

“风光互补制氢+余电并网”系统包括风电机组、光伏阵列、风机变流器、光伏逆变器、升压变压器、降压变压器、IGBT 制氢整流电源、制氢装置、储氢装置、智慧氢能管理系统、电网等，其结构如图2 所示。

图2 “风光互补制氢+余电并网”系统的结构示意图Fig. 2 Structure schematic diagram of “wind-PV complementary hydrogen production + residual electricity grid-connection” system

该系统设置了风光发电量、并网电量和制氢量管理功能，在风光发电量满足制氢所需电力后，余电并网。该方式可在最大化利用可再生能源的同时，提高设备的利用率。

2.4 分散式风光就地离网制氢方案及交流/直流耦合离网高压传输风光制氢方案

中国的光伏电站和风电场大多建于土地租金廉价的次发达地区，大量光伏电站、风电场集中建设、并网致使当地电网容量饱和，从而导致电网采取限电措施，不得不弃风、弃光，大量能源资源因此被浪费。存在弃光或弃风的光伏电站或风电场，往往又缺乏建设制氢站的条件，因此，为了更好地利用可再生能源电力和更好地制取绿氢，可以采用分散式风光就地离网制氢方案或采用交流/直流耦合离网高压传输风光制氢方案。

采用分散式风光就地离网制氢方案，可实现直流耦合制氢，适合大规模风光分散式制氢，特别是深远海海上风电离岸制氢。而交流/直流耦合离网高压传输风光制氢方案需要自建电网，与公共电网无互动，且其通常需要配置储能系统，以支撑电解水制氢设备跟随风电和光伏发电输出功率特性曲线。

分散式风光就地离网制氢系统主要包括风电机组、光伏阵列、IGBT 制氢直流变换电源、制氢装置、储氢装置、智慧氢能管理系统，其结构如图3 所示。

图3 分散式风光就地离网制氢系统的结构示意图Fig. 3 Structure schematic diagram of decentralized wind-PV on-site off grid hydrogen production system

交流耦合离网高压传输风光制氢系统主要包括风电机组、光伏阵列、风机变流器、光伏逆变器、升压变压器、高压电网、降压变压器、IGBT 制氢整流电源、制氢装置、储氢装置、智慧氢能管理系统、储能电池系统，其结构如图4 所示。

图4 交流耦合离网高压传输风光制氢系统结构示意图Fig. 4 Structure schematic diagram of AC coupled off grid high-voltage transmission wind-PV hydrogen production system

直流耦合离网高压传输风光制氢系统主要包括风电机组、光伏阵列、IGBT制氢直流变换电源、直流输电系统、制氢装置、储氢装置、智慧氢能管理系统、储能电池系统，其结构如图5 所示。

图5 直流耦合离网高压传输风光制氢系统的结构示意图Fig. 5 Structure schematic diagram of DC coupled off grid high-voltage transmission wind-PV hydrogen production system

交流/直流耦合离网高压传输风光制氢方案降低了电力的传输成本。此外，相较于交流输电而言，直流输电技术在电力系统中已得到较多运用，且可以较好解决输电线路中电感耗损问题[10]。直流输电技术在远距离大容量输电、电力系统联网、远距离海底电缆、大城市地下电缆送电、配电网轻型直流输电等方面具有明显优势。在今后的输电系统中，直流输电与交流输电将会相互配合补充，构成更加多样、高效、安全的新型电力传输系统[11]。

2.5 “风光并网+余电制储氢发电并网”方案

“风光并网+余电制储氢发电并网”系统包括风电机组、光伏阵列、用氢端、风机变流器、光伏逆变器、储氢装置、氢燃料电池、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、智慧氢能管理系统，其结构如图6 所示。

图6 “风光并网+余电制储氢发电并网”系统的结构示意图Fig. 6 Structure schematic diagram of“wind-grid connection + residual electricity hydrogen production，storage and power generation system grid connection”

该系统主要是先将光伏发电、风电并网，当有多余电力时，可通过电解水制氢消纳一部分余电，并将制取的氢气储存至储氢装置；当光伏发电和风电余电无法满足用电需求时，再利用氢燃料电池消耗氢气来发电。此外，当风电、光伏发电不足且又急需大量氢气时，也可通过网电补充电力来进行电解水制氢。氢燃料电池以电-氢-电的方式实现储电，从而进行电网的削峰填谷。风光余电制取的绿氢储存后，既可以作为氢能汽车的燃料来源，替代油气资源；又能用于化工、冶金行业，降低工业领域的碳排放。

3 主要的电解水制氢技术应用对比

对于多种风光耦合电解水制氢方案中的电解水制氢技术，目前主要的技术路线有碱性电解水制氢、PEM 电解水制氢、固体氧化物电解水制氢3 种路线。其中，已实际应用的主要为碱性电解水制氢和PEM 电解水制氢这两种技术。

固体氧化物电解水制氢是一种高温电解水制氢技术，温度一般为700～1000 ℃。目前该技术成本高、难度大，正处于开发验证阶段，未在市场上实际应用。

碱性电解水制氢是一种以氢氧化钾溶液作为电解质、多孔膜作为隔膜的制氢技术。该技术较为成熟，是目前主流且规模化应用的电解水制氢技术。中国目前的电解水制氢系统主要以压力系统为主，经过多年的建设和运行实践证明，采用电解水槽及其辅助设备、纯水制备装置、碱液制备装置、氢气纯化装置、氢气压缩机、储氢罐、直流电源、自控装置等组成的碱性电解水制氢系统更为合理[8]。虽然碱性电解水制氢系统存在设备体积大、维护成本高、工作电流小、对风光发电类波动性电源输入适应性差等缺点，但考虑到碱性电解水制氢技术较为成熟且成本较低，因此近些年仍是电解水制氢的主流技术。

相比于碱性电解水制氢技术，PEM 电解水制氢技术以质子交换膜取代了碱性电解水制氢技术中的隔膜和电解质，其具有电阻小、制氢效率高、电流大、设备占地面积小的优点，且采用该技术的系统可实现快速启停、大幅度功率调节，对风光发电类波动性电源输入适应性强，非常适合风光耦合电解水制氢方案。目前该技术尚未大规模应用的主要原因是其还需要进一步优化和突破，且成本比碱性电解水制氢技术高。但随着技术的不断改善和成本的不断降低，将该技术应用在波动性大的可再生能源耦合电解水制氢上，有非常大的优势和空间。

4 电解水制氢工艺系统组成

以目前主流碱性电解水制氢技术为例，其原理是将1 对电极浸没在电解液中，电极中间放置防止气体渗透的隔膜，从而构成电解槽。电解槽内包括多个电解小室，电解槽内的原料水在直流电作用下将会发生分解，在每个电解小室的阴、阳极表面将分别产生带有碱液的氢气、氧气，这些气体分别通过极板上方出气孔流入各自的气道中，然后分别进入氢气气液分离器、氧气气液分离器进行处理，再通过管道流出。

阴极上的反应式为：

阳极上的反应式为：

总反应式为：

电解水制氢工艺系统除了制氢电解槽外，还需要包括气液分离系统、氢气纯化系统、电解液循环系统、气体排空(氮气置换)系统、纯水系统、原料水补水系统、闭式冷却液循环系统、冷冻液循环系统、排污系统、补碱系统等。其中：气液分离系统的工作原理示意图如图7 所示；氢气纯化系统的工作原理示意图如图8 所示。

图7 气液分离系统的工作原理示意图Fig. 7 Schematic diagram of working principle of gas-liquid separation system

图8 氢气纯化系统的工作原理示意图Fig. 8 Schematic diagram of working principle of hydrogen purification system

5 可再生能源电解水制氢的发展前景

根据彭博新能源财经(BNEF)发布的《可再生能源制氢经济性》报告，在2019—2029 年这10 年内，可再生能源电解水制氢成本将会持续且大幅降低。预计到2030 年，可再生能源电解水制氢成本可降至1.4 美元/kg；到2050 年，可再生能源电解水制氢成本将会进一步降至80 美分/kg，相当于6 美元/MMBTU 的天然气价格，这将促使氢能在未来能源市场中拥有较大的竞争力[12]。根据国际氢能委员会(Hydrogen Council)的预测，到2050 年，氢能产业可以创造3000万个工作岗位，减少60 亿t 二氧化碳排放，创造2.5 万亿美元的产值，在全球能源中的占比可以达到18%[13]。

目前，中国不断加大清洁能源发电的研发力度，希望在2030 年实现将单位国内生产总值(GDP)的二氧化碳排放强度可降低65%，显著降低化石能源消费的占比，风电、光伏发电总装机容量超过 12 亿kW。采用风光耦合电解水制氢的清洁制氢技术，将是未来实现可再生能源成熟化、大众化使用需要解决的关键点[14]。

采用大规模以风电、光伏发电为主的耦合电解水制氢可以有效减少油气进口、化石能源应用，极大地保障中国的能源安全；并且随着未来中国风电、光伏发电技术的不断发展，其装机容量将不断增加，加上国家政策的引导和支持，在风电场或光伏电站配置电解水制氢系统，或采用输电系统利用风电和光伏发电来电解水制氢，所需成本将会越来越低。采用绿色、低廉的风电、光伏发电耦合电解水制氢将会在未来成为中国消纳可再生能源发电、使用绿氢、调整能源结构、保证能源安全、实现“双碳”目标的主流路线。

6 结论

本文对可再生能源电解水制氢现状进行了介绍，并针对多种风光耦合电解水制氢方案进行了研究，最后对可再生能源电解水制氢的发展前景进行了展望。研究结果显示：采用大规模以风电、光伏发电为主的耦合电解水制氢可以有效减少油气进口、化石能源应用，极大保障中国的能源安全。另外，可在未来积极构建以氢能为“源- 网-荷”各环节支撑的新型电力系统，共同建立“电-氢-电”体系。利用可再生能源耦合电解水制氢，同时将储氢与新型电力系统耦合，将是实现“双碳”目标的最佳途径。