新能源制氢及氢能应用浅述

氢能是氢的化学能，是新能源和可再生能源领域正在积极开发的能源。液氢的能量密度比汽油高三倍（热值为142 351 kJ·kg−1），是普通锂电池的七倍。氢的燃烧产物是水，在燃烧程中不会产生温室气体和大气污染物，属于公认的零排放清洁能源［1-2］。

美国、德国、法国、俄罗斯、日本、英国、西班牙和葡萄牙等国纷纷制定氢能发展规划及扶持政策以促进氢能产业的发展。2020年10月5日，麦肯锡联合Plug Power、丰田汽车、壳牌、液化空气公司、微软公司和SoCa Gas等美国主要的石油、天然气、电力、汽车、燃料电池和氢能源公司发布了美国氢能源经济路线图，规划到2050年，建立有竞争性的、年收入7 500亿美元、创造350万个工作岗位的氢能产业，可满足美国14%的能源需求［3］。2020年7月，欧盟委员会正式发布了《气候中性的欧洲氢能战略》，宣布建立欧盟氢能产业联盟，加大对氢能产业的扶持力度。根据欧盟的设定目标，氢能在欧盟能源结构中的比例将在2050年达到约13%［4］。到2030年，欧盟将在电解槽领域新增投资240～420亿欧元，2050年这一领域新增投资将达到1 800～4 700亿欧元［5］。法国、德国、俄罗斯、西班牙和葡萄牙等国均出台百亿欧元级的氢能投资计划。

习近平主席在第七十五届联合国大会上郑重承诺，我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。利用新能源发电制氢，尤其是新能源弃风弃光电量制氢，对于促进新能源消纳、节能减排、扩大绿色空间、增强固碳能力，以及兑现中国对世界的二氧化碳排放承诺等均具有重要战略意义。

近年来，我国风能、太阳能等新能源发展迅速，但新能源的间歇性、资源地理分布不均、发电与负荷中心分离等问题限制了其大规模并入电网，新能源消纳难题已经严重制约了其发展。利用新能源制氢，既可以解决新能源发电的“弃风弃光”问题，将电能转变为氢能，还可以进一步降低新能源制氢的成本。新能源制氢同时具有地理环境制约少、规模适应性强、环境友好等优点，省去了建设电网的投资及占地，能有力促进新能源消纳，拓展可再生能源的利用途径，可以最大化地利用当地优越的自然资源。

自2019年氢能首次被写入《政府工作报告》以来，浙江、江苏、广东、山西、河南、湖北、北京和上海等地方政府积极出台相关政策扶持氢能相关产业。华能、神华、三峡集团、华电、国电投、东方电气、中石化、中石油、中车和中船重工等各大央企积极布局氢能产业，结合自身优势广泛介入氢能产业。

长远来看，以新能源发电，尤其是新能源弃风弃光电量制氢，兼具经济效益和社会价值，可以促进新能源的规模化发展和产业升级，推动氢能产业的发展和氢能源的综合应用，将是未来绿色氢气产业的主要氢源之一，符合国家大力支持的氢能产业发展方向［6］。

世界能源理事会将氢气按照生产来源分为“灰色氢气”“蓝色氢气”和“绿色氢气”三类。

“灰色氢气”可以由煤制氢或以氯碱尾气为代表的工业副产气制取，其单个装置规模偏小，难以实现较为经济的碳捕捉、利用和封存。

“蓝色氢气”可以由天然气等化石燃料制得，其氢能制取规模相对较大，可以较为经济地将二氧化碳副产品捕获、利用和封存。

“绿色氢气”可以通过使用新能源电力或核能来制取氢气，实现全过程绿色制氢，为终端部门深度脱碳奠定基础。

2019氢能产业发展创新峰会上，工信部原部长李毅中指出：“灰氢不可取，蓝氢可以用，废氢再利用，绿氢是方向。”

目前常规的氢气制取方法主要有：①化石燃料制氢；②电解水制氢；③含氢尾气副产氢回收；④高温分解制氢；⑤其他制氢方式 ［7］。其中工业化大规模制氢方法主要是化石燃料制氢，包含天然气吸热重整制氢、煤制氢和轻油蒸汽转化制氢这三种方法，其所制得的氢气占目前国内氢气产量的96%左右。但这三种制氢方法的生产流程复杂，制氢过程中会对环境造成污染，制得的氢纯度低，还需要有效的分离技术提纯氢气，使得氢能未能实现全过程清洁化，所制得的氢气基本上都属于“灰色氢气”和“蓝色氢气”的范畴。

为实现我国2030年碳达峰、2060年碳中和的目标，同时遵循“灰氢不可取、蓝氢可利用、绿氢是方向”的原则，应避免在氢气制取过程中污染物和温室气体的排放，这就要求走新能源发电制氢的“绿色氢气”路线。

将新能源发电与电解水制氢结合起来，利用新能源电能来电解水制氢，可以实现全过程二氧化碳零排放。这是氢能成为名副其实的清洁能源——“绿色氢气”的关键。研究新能源发电制氢对氢能的发展十分重要。

新能源发电制氢主要包括太阳能光伏发电制氢和风能制氢两类［8-9］。

（1）太阳能光伏发电制氢

目前利用催化剂光解水制氢的效率还很低，只有1%～2%。因此，常见的太阳能制氢是指利用光伏场所发电量来进行电解水制氢。光伏发电制氢是指将太阳能通过光伏板转化成电能，所制得的电能直接用于电解水制氢过程生产氢气。

（2）风能制氢

风能制氢是指将风能通过风力发电机转化成电能，所制得的电能直接用于电解水制氢过程生产氢气。

新能源发电制氢系统采取“太阳能光伏发电”或“风力发电”两种模式作为电解水制氢装置的电源，获得的新能源电能通过整流装置转变为适当的直流电能并用于碱性电解水制氢设备（电解槽）来制取氢气。新能源发电制氢原理如图1所示。

根据电解质的不同，主流的电解水制氢技术可分为三种类型：碱性电解水制氢、质子交换膜电解水制氢和固态氧化物电解水制氢［10］。其中：碱性电解水制氢系统损耗小，安全性高，是最为成熟、经济，也是应用最为广泛的制氢技术；质子交换膜电解水制氢在国外已实现商业化，但在国内还处于商业化初期，电解效率优于碱性电解水制氢，但设备投资成本较高；固态氧化物电解水制氢可以实现部分电能被热能取代，转化效率高，但因其工作在高温区间而限制了其商业化应用。

碱性电解水制氢原理图如图2所示。在碱性电解质水溶液（常为KOH和NaOH）中，采用石棉布等作为隔膜，通入直流电时，在阴极和阳极分别发生如下反应，从而制得氢气。

阳极反应（产生氧气）

2OH−→H2O + 0.5O2 + 2e−

阴极反应（产生氢气）

2e− + 2H2O→H2 + 2OH−

总反应（水电解为氧气和氢气）

H2O＝H2 + 0.5O2

碱性电解水制氢系统较为简单，主要由补水系统、碱液循环系统、电解槽、气液分离装置、氢气纯化装置等部分组成。碱性电解水制氢工艺系统流程图如图3所示。

按目前碱性电解水制氢系统技术发展水平，大规模制氢系统中可选用的最大的碱性电解水制氢装置制氢能力为1 000 Nm3·h−1，制得的单位氢气耗电量约5 kW·h·Nm−3，生产过程中动力耗电约为0.027 kW·h·Nm−3，原料水和冷却水的消耗分别为0.002 t·Nm−3和0.001 t·Nm−3。在年运行8 000 h的负荷条件下，整个制氢系统的寿命约10～15 a。表1列出了某国内主流碱性电解水制氢装置生产厂家1 000 Nm3·h−1的碱性电解槽技术参数。

图4为某国内主流碱性电解水制氢装置生产厂家的制氢能力为1 000 Nm3·h−1的碱性电解槽外形图。该电解槽直径约为1.8 m，整个装置长度约为3 m。

分别以5 000、20 000 Nm3·h−1的制氢系统为例，分析碱性电解水制氢工程的建设投资、占地面积和各分项投资比例等关键信息，详见表2。

从表2中可见，依制氢系统的规模不同，碱性电解水制氢系统的单位m3氢气投资成本在1.7～2.2万元·Nm−3之间。碱性电解水制氢装置设备购置费占投资构成中的比例最大，约为40%～60%；其次是建筑和安装工程费，约为20%～45%；土地费用及其他相关费用等则最小，约为10%～15%。

按照碱性电解水制氢系统技术发展水平，对制氢过程中的电量、压缩空气、原料水、碱液、压缩空气等各种物质消耗水平及制氢系统年运行时间进行分析，发现对制氢成本影响最大的两个因素是电价和制氢系统年运行小时数。分别以5 000、20 000 Nm3·h−1两个不同制氢系统容量的工程为例，分析电价及系统年运行小时数对制氢成本的影响，结果分别如图5、6所示。

从图5、6中可见，电价越高，制氢成本也越高。电价为0.3元·（kW·h）−1时，不同制氢容量系统的制氢成本在1.9～2.0元·Nm−3之间。若制氢时使用弃风弃光电量，则电价会分别下降到0.2、0.1元·（kW·h）−1时，制氢成本会分别降到1.3～1.5元·Nm−3和0.7～1.0元·Nm−3之间。

在相同制氢系统年运行小时数下，制氢系统容量大小对制氢成本几乎没有影响。年运行8 000 h，电价分别为 0.1、0.2、0.3元·（kW·h）−1下，5 000 、20 000 Nm3·h−1制氢系统容量的制氢成本均分别在0.778、1.346、1.914元·Nm−3附近，不同电价下两种容量的制氢成本差额小于6%。年运行4 000 h，电价分别为 0.1、0.2、0.3元·（kW·h）−1下，5 000 、20 000 Nm3·h−1制氢系统容量的制氢成本均分别在0.952、1.523、2.094元·Nm−3附近，不同电价下两种容量的制氢成本差额小于5%。

在相同制氢系统容量下，制氢系统年运行小时数越多，则制氢成本越低。5 000 Nm3·h−1制氢系统容量，年运行8 000 h，电价分别为 0.1、0.2、0.3元·（kW·h）−1下，其制氢成本分别为0.827、1.396、1.965元·Nm−3，比年运行4 000 h，相同电价下的制氢成本分别降低17.3%、11.2%、8.3%。20 000 Nm3·h−1制氢系统容量，年运行8 000 h，电价分别为 0.1、0.2、0.3元·（kW·h）−1下，其制氢成本分别为0.778、1.346、1.914元·Nm−3，比年运行4 000 h，相同电价下的制氢成本分别降低18.3%、14.4%、10.7%。

综上可见，电价对制氢成本影响最大。不同电价[0.1、0.2、0.3元·（kW·h）−1]下，按照制氢系统容量和年运行小时数不同，制氢成本大致在0.78～2.10元·Nm−3之间。与表3中所列常见工业规模制氢技术的制氢成本相比可知，只要继续降低新能源发电成本，充分利用新能源弃风弃光电量，结合新能源制氢清洁、无污染的优点，新能源制氢将会更加具有竞争力，必将成为“绿色氢气”的主要来源之一。

氢气作为原料被广泛应用于人们熟知的各个行业中［12-13］，如化学工业中作为合成氨和甲醇的原料；石油工业中用于石油、粗柴油和燃料油的加氢脱硫；玻璃生产工业中用于保护锡槽中的液态锡不被氧化；电子工业中半导体、电真空材料和硅晶片产等领域；冶金工业中氢气作为还原气，将金属氧化物还原为金属；在金属高温锻压时，氢气作为保护气保护金属表面不被氧化；食品加工行业中氢气用于天然食用油中不饱和成分的氢化处理。

氢气作为能源，不论是燃烧还是通过燃料电池发电，在交通、工业、民用等方面都有着重要的应用，如火箭、飞机、汽车的发动机燃料，还有氢燃料电池叉车、氢燃料有轨电车、氢燃料电池船等［12，14］。尤其是氢燃料电池汽车，是氢能的重要应用领域和氢能大规模商业化应用的关键一环［15］，相比传统燃油汽车，其具有无污染的优势；相比电动汽车，具有高续航、加注时间短的优势，因此氢燃料汽车具有极大的发展应用前景。

截至2020年12月底，我国已经建成118座加氢站，其中投入运营101座，待运营加氢站17座，在建及拟建的加氢站约167座，均已初步具备维持氢燃料汽车正常运行使用的基本条件。预计到2030年，中国氢燃料电池车将达到200万辆，加氢站将达到1 000座以上，尤其是重点发展氢能的中东部地区城市，可初步满足氢燃料汽车的燃料加注需求。

氢能具有清洁、高效、可存储性和可持续发展的特点，因此其作为“终极能源”在未来的能源格局中必将占据关键位置。我国具有丰富的新能源风、光资源，利用新能源电量，尤其是弃风弃光电量为电解水制氢过程提供清洁、廉价的电力，既能解决新能源发电工程的大规模消纳问题，又能促进新能源产业和氢能产业的发展，对我国调整能源结构有着重要意义。

在新能源制氢系统的投资成本构成中，电解槽等装置占总投资的40%～60%，故需努力提高相关技术发展水平，进一步降低装置初始投资，获得更佳的经济性。

影响新能源制氢成本的关键因素是电价和制氢系统年运行小时数。在新能源制氢成本构成中，电价占总成本的60%～80%，因此，进一步降低新能源电价，降低碱性电解水制氢过程中的能耗，对新能源制氢技术的大规模商业化应用有着决定性的影响。