我國風能資源豐富的地區主要分布在“三北”地區、東南沿海等,但多年來,受到電力消納能力的限制,我國目前仍存在一定的“棄風”現象。2010年至2015年,我國棄風電量累計達到997億千瓦時,直接經濟損失超過530億元。隨著國家大力推廣氫能,風電資源豐富卻發電受限的地區看到了契機。以“棄風”制氫,這樣不僅解決了風電消納難題,突破了外送電力的限制,更可能為受限地區帶來“氫能經濟”。

近年來,我國風電裝機雖穩居世界首位,但也伴隨著棄風限電等問題的產生。為解決這一問題,風電市場積極探索能源轉換方式,將風能轉化為氫能加以利用,成為當前研究的重點方向。

風電制氫作為一種低碳綠色的制氫方法,早在100多年前就已問世。發展至今日,全球范圍內常見的風電制氫系統主要構成包括風力發電機組、電解槽、氫氣儲藏系統、電網等。資料顯示,我國的風電制氫項目通常采用的有兩種模式:一種則是首先利用風力發電并網,按照總量在制氫的用電端通過電網供電實現制氫。這樣一來,電網解決了風電本身的波動性問題,制氫設備能夠實現穩定運行,但仍需依賴當地電網,相關費用也將折算入風電制氫的成本中。另一種則是利用風電直接連接設備進行制氫,但風電的波動性將對設備壽命造成不利影響。

國家發展與改革委員會能源研究所副研究員劉堅博士認為,風電制氫雖然前景較好,但當前市場穩定性不足。“作為一個剛剛起步的新領域,風電制氫主要受制于棄風率的影響。前兩年我國棄風棄光的規模較大,風電制氫的經濟性較高,但是,隨著棄風現象的好轉,棄風制氫面臨諸多不確定性。”

目前,風電制氫在全國投產的項目也不過１０個,我國在2010年起,才逐步開展建設示范項目。在2019年3月氫能被首次寫入政府工作報告,走進人們眼中引起關注,我國的風電制氫之路尚未普及。風電制氫產業化的瓶頸可以歸類為四點:

成本高

從每生產1立方米氫氣的成本來看,煤制氫成本不足1元,而每生產1立方米氫氣需要消耗電5．1-5．2千瓦時,即便按棄風發電價格每千瓦時0．25元計算,風電制氫僅電的成本就為1．25元,沒有競爭優勢。河北某風電制氫項目上馬的背后是政府給該企業配置了相當規模的風電。

運輸難

大規模運輸氫氣是不經濟的。制氫地與用氫地往往存在一定的空間距離,在沒有輸氫管網的情況下,需要通過高壓氣態等方式運輸至用氫地,成本較高。且氫氣儲運的安全性是制約氫能行業發展的瓶頸,儲運技術需進一步深入研究。現在常用的氫氣運輸方式有三種:首先是管道運輸,多為現場制氣,氫氣產出后直接投入工業應用裝置。再則是為長管拖車,但一輛車僅能運輸4000立方米,約0．36噸,運輸效率非常低。最后是鋼瓶運輸,但一個40L的鋼瓶只能運輸6方氫氣。

風電難以直接用來制氫

需求氫氣的石化企業大都在沿海,而風電機組都建設在內陸,與電網的風電送出一樣,有“氫”但送不出去。

市場對氫氣的消納能力有待提高

推廣應用的問題也是制約氫能行業發展的一大難題。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,屬于中長期市場,用戶需要培育,投資回報期較長。

我國現行的風電政策并不利于風電制氫的發展。Nel水電解制氫設備中國區總經理竺炯操表示,在氫氣消納有保障的地區,并沒有推出有針對性的制氫風電價格。“通常來說,電價占了電解水制氫總成本的80%左右,根據當地的氫氣價格,倒推出來有競爭力的長期的風電供應價格,可以極大的促進風電制氫的發展。”業內人士認為,我國風電制氫項目大多是處于示范起步階段,只有逐步破解發展中的問題,才能推動產業進入成熟期。

氫云鏈氫能產業分析師楊東川提出,我國風電制氫產業應在以下幾個方向發力:第一,加快風儲一體化建設,這將有利于降低風電波動性,提高風電品質,并參與電網調峰,提高電網安全性和運行效率,或是實現離網制氫;第二,針對氫氣管網建設,制定有關標準和政策,利用現有天然氣管網,對大規模天然氣管道摻氫進行探索,同時建設純氫運輸管網,以降低氫氣運輸成本;第三,出臺直供電售電相關政策,電網收取一定過網費后,允許風電場向制氫廠直接售電,以降低風電制氫成本,提高制氫廠供電穩定性。

雖然風電制氫之路困難重重,但是保持戰略定力與耐心,一步一步地開展,逐步破解發展中的問題,一定能推動產業進入成熟期。且風電制氫是長期的能源轉型、環境減排與應對氣候變化的重要途徑,在十幾年乃至幾十年時間內仍然是必要不可或缺的。