本文對風電制氫技術的發展現狀與趨勢，以及國內外風電制氫產業及其政策進行了深入探討;針對我國發展風電制氫技術存在的問題及面臨的挑戰，提出了進一步發展的技術方向和政策措施。

近年來，風電在我國得到了迅猛發展，我國已成為風電增長最快的國家。根據國家中長期發展規劃，到2020年底和2050年底，風電總裝機容量將分別超過200GW和1000GW。隨著風電裝機容量的猛增，越來越多的問題正逐漸顯現，如，大規模不可控低品質風電并網對電網安全性帶來的挑戰;大規模風電場的聚集給當地電網輸送帶來的極大壓力，造成大量棄風現象;大量并網風電給電網調度中心造成越來越大的困難，而且造成電網平衡成本逐漸增大。為解決這些問題，積極探索能源轉換方式，將風能轉化為氫能源加以利用成為當前研究的重點方向。

一、關于風電制氫技術

風電制氫技術是將風能通過風力發電機轉化成電能，電能通過電解水制氫設備轉化成氫氣，通過將氫氣輸送至氫氣應用終端，完成從風能到氫能的轉化。

根據風電來源的不同，可以將風電制氫技術分為并網型風電制氫和離網型風電制氫兩種。并網型風電制氫是將風電機組接入電網，從電網取電的制氫方式，比如從風場的35kV或220kV電網側取電，進行電解水制氫，主要應用于大規模風電場的棄風消納和儲能。離網型風電制氫是將單臺風機或多臺風機所發的電能，不經過電網直接提供給電解水制氫設備進行制氫，主要應用于分布式制氫或局部應用于燃料電池發電供能。

風電制氫技術作為一種新型的儲能方式，更多地將被應用于平抑大規模風電場發電的不均衡性，提高風場風電的利用率。

風電制氫技術主要涉及電氫轉換和氫氣輸運兩大關鍵技術，整個技術模塊包括風力發電機及電網、電解水制氫系統、儲氫系統和氫氣輸運系統。根據風場風電的拓撲結構，按照控制需求可以從35kV或220kV電網處取電，經過AC/DC轉化后，進行電解水制氫，所制的氫氣先儲存在中壓儲氫罐中，然后，通過20MPa氫氣壓縮機充灌到氫氣管束車，根據用氫需求進行派送，或者可以將中壓氫氣以不高于體積比10%的濃度摻入到天然氣管道中進行輸送。

二、國際發展現狀

(一)歐洲

針對風電的不穩定性及存在的棄風限電等問題，歐洲國家(如丹麥、德國、西班牙等國)的專家們早在五、六年前就開始了相關的研究，重點關注風電結合氫儲能系統的技術和成本可行性分析，隨后啟動了一些示范項目。

在歐盟委員會歐洲研究和創新第七框架計劃推動下，啟動一項名為INGRID的氫儲能項目，該項目總計劃投資2390萬歐元，其中歐盟資助1380萬歐元，由幾家企業和研究機構組成的財團，包括意大利的ICT技術公司、Engineering Ingegneria Informatica、Agenzia per la tecnologia e l'Innovazione (ARTI)，意大利公用事業部門Enel Distribuzione，比利時氫發電機供應商Hydrogenics，法國的固態氫存儲開發商McPhy Energy，以及意大利研究機構Ricerca sul Sistema和西班牙研究中心Energetico TECNALIA等自籌1010萬歐元。該項目的目的是通過氫儲能系統在提升可再生能源系統的利用效率的同時，優化間歇性再生能源電力的發電品質，以保證電網的安全性和穩定性。該項目建設地為意大利的普利亞地區，項目總儲存能力為39MWh，由3.5GW的太陽能、風能和生物能資源組成的發電系統，儲氫容量超過1噸的固態儲氫系統和一套1.2MW的氫發電機組成。

德國制定了宏偉的“Power to gas”發展計劃，并逐步實施。Power to gas項目的背景源于德國可再生能源導入量的擴大，德國打算2022年之前全面廢除核電，擴大可再生能源的比例。2012年，可再生能源在德國總發電量中所占的比例達到了22%，2020年計劃將其提高到35%，2030年進一步提高到50%。基本路線是最終使用多余的風能等可再生能源，電解水生成氫，將制得的氫氣儲存起來，然后加入至現有的燃氣管道網絡。氫氣作為一種能源載體或原料，用于混氫天然氣燃料，或者作為化工原料以及作為氫燃料電池汽車的燃料。

2011年10月，建造于德國柏林普倫茨勞的“風氫混合電站”正式建成啟用，它是全球第一個涉及氫氣儲能和利用的項目。該項目風電裝機容量為6MW，電解槽裝機容量約0.6MW。隨后，德國又啟動了兩項氫氣儲能和利用項目，分別位于德國北部的梅克倫堡-前波美拉尼亞和東北部勃蘭登堡的法爾肯哈根。

(二)美國

美國制定了Wind2H2計劃，該計劃是由美國能源部國家可再生能源實驗中心(NREL)與Xcel能源公司于2004年合作的計劃，并交由NREL的國家風能技術中心主持。此計劃目的是為協助研究人員掌握可再生能源與電解水制氫之間關鍵技術，具體內容如下：研究儲能技術(以儲氫技術為主)，再生能源輸出及系統成本效益分析;掌握風/氫系統輸出最佳容量配比技術(風電、太陽能和氫能系統協調運行策略);不同運行狀態分析研究(調節再生能源輸出直接上網和電解水所需電量的比例，并進行技術經濟分析);電解技術分析(質子交換膜電解槽和堿性電解槽)對風氫系統的影響;推行系統整合、擴大研究規模和領域。現階段已完成新能源制氫設備的工業規模及社區或個人使用規模設備系統的商業化，并且可直接利用風能進行儲能，目的使其在技術和成本上具有優勢。

三、我國的發展現狀與問題

我國對于發展風電制氫技術也很重視，2014年，李克強總理考察德國氫能混合發電項目，指示國內相關部門組織實施氫能利用示范項目。國家能源局指示河北、吉林省加快可再生能源制氫示范工作，將氫儲能作為解決棄風、棄光問題的新思路。

2015年3月，國家電網發布《關于做好2015年度風電并網消納有關工作的通知》，其中，第五項提出要積極開拓適應風能資源特點的風電消納市場。為提高本地電網消納風電的能力，促進風電的就地利用，河北、吉林省要加快推進風電制氫的示范工作，進一步積累經驗。

2016年3月，能源部發布《關于做好2016年度風電并網消納有關工作的通知》，總結現有示范項目經驗基礎上，開展一批新的風電制氫、風電高載能供電示范項目建設。河北、吉林省要加快推進風電制氫的示范工作。

2016年4月，國家發改委、國家能源局下發了《能源技術革命創新行動計劃(2016—2030年)》，也將“氫能與燃料電池技術創新”作為15項重點任務之一。5月19日，中共中央、國務院聯合印發了《國家創新驅動發展戰略綱要》，其中明確提出：“開發氫能、燃料電池等新一代能源技術”。

但總體上講，我國風電制氫技術研發起步較晚，進展較為緩慢。目前尚無成熟商業運行的風電制氫儲能和燃料電池發電系統，大規模風電制氫儲能的示范工程設計經驗不足，在系統的關鍵性技術、效率提升和經濟性方面未能取得實質性的進展。面臨的問題主要有：

(一)關鍵技術難題

從技術角度來看，風電的隨機性、不穩定性、波動性較大，而水電解制氫設備對電能質量的穩定性要求較高，頻繁的電力波動會對設備的運行壽命及氫氣的純度質量造成影響。如何進行有效的電能匹配，提高制氫設備的可利用率需要研究探討。此外，當前氫氣的儲存和運輸成本較高，包括氫氣儲運的安全性等都是制約氫能行業發展的瓶頸，儲運技術需進一步深入研究。

(二)推廣應用難題

風電制氫技術的發展有待于氫氣下游用戶使用問題的解決，當前氫氣的大規模使用途徑還較為單一，受限于運輸和儲存成本，用量較大石化企業、合成氨企業多為自行制備，或采用天然氣重整、甲醇裂解或煤制氫等方式制取。高純氫市場用戶多，但用量較小，行業發展潛力不大。近年來燃料電池汽車行業技術發展頗受關注，燃料電池汽車行業的規模化發展將會帶動氫能規模化利用。

參照德國power to gas計劃，將氫氣按一定比例加注到天燃氣管道中加以利用，也是風電制氫和氫能利用規模化發展的有效途徑。如果將風電制取的氫氣注入到西氣東輸的輸氣管道中，則我國西北部地區的風電棄風難題可有效解決。

四、促進我國風電制氫技術發展的對策建議

(一)關注解決氫能利用途徑

制定有關標準和政策，探索將氫氣注入到天然氣管道中加以利用;促進燃料電池技術行業的發展，燃料電池技術發展將帶動氫能的清潔利用，進而推動風電制氫技術的發展。提高油品品質，提高汽柴油標號標準，進而推動油品加氫技術的發展，擴大氫能的利用途徑。

(二)加強電解制氫技術的開發

電解制氫技術要想在間歇性電源的儲能環節中獲得廣泛應用，首先必須滿足對間歇性電源功率波動的適應性，因此需要深入研究電解制氫裝備的功率波動適應性，開發大功率、低成本和高效率工業化堿性電解水制氫技術。同時，開發可快速響應功率波動的固體聚合物電解水制氫技術(SPE)。

(三)開展氫儲能系統的研發

由于氫氣易于儲存，因此有利于提高波動性大的風/光發電品質，并能夠參與電網調峰網，可以提高電網安全性和運行效率。因此，如何設計高壓儲氫系統，使之與電網調峰和運行模式相匹配，是該技術能夠走向市場的關鍵技術之一。

(四)注重大規模風電制氫運行模式以及經濟性

一種技術的推廣應用，其經濟性固然重要，但對于影響面較大的技術而言，單純考慮經濟性是不夠的，特別是對社會和環境都會產生影響的技術，應該對其綜合效益進行研究和評價，包括社會效益、環境效益及經濟效益等。因此，需要在經濟性分析的基礎上，建立一套多能源轉換利用的綜合效益評價指標體系和方法，為決策提供支撐。

(五)解決風電與電網輸配電的政策問題

參考國家能源局制定的風電供熱政策，制定風電制氫相關政策。水電解制氫站是類似于電解鋁等的高耗能產業，用電負荷的增加有利于電能的消納，電網應增加風電的發電上網指標，吸收利用更多清潔電能。出臺直供電售電政策，電網公司收取相應過網費后，風電場可直接向制氫站供電，統籌調度風電與太陽能等新能源發電資源，確保水電解制氫供電的穩定性。

文/張麗 陳碩翼，科技部高技術研究發展中心，《科技中國》

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