我国氢能发展正迎来难得的机遇。一方面，我国石油、天然气对外依存度逐步增大，2023年，我国原油对外依存度增值72.9%，较2022年增加了1.7%；天然气对外依存度42.2%，较2022年增加1.8%。另一方面，因缺乏大规模调峰手段，北方地区建成的风光不能充分消纳，好的绿色能源项目也得不到开发。利用富余的风光和低谷电力制氢，同时耦合工业领域深度脱碳，不仅可以减少我国石油、天然气对外依赖，有效保障我国能源安全；还可以扩大绿色可再生能源生产和使用规模，同时实现近零排放。本文对可再生能源电解水制氢进行介绍，并针对多种风光耦合电解水制氢方案进行研究，展望可再生能源电解水制氢发展前景。

一、绿电制氢背景

2024年1月30日，中国电力企业联合会召开新闻发布《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》。报告指出，2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，电力生产供应方面，截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模，占总装机容量比约50%，煤电装机占比首次降至40%以下。

2024年4月22日，国家能源局发布1-3月份全国电力工业统计数据：截至3月底，全国累计发电装机容量约29.9亿千瓦，同比增长14.5%。其中，光伏发电装机容量约6.6亿千瓦，同比增长55.0%；风电装机容量约4.6亿千瓦，同比增长21.5%。

中国承诺力争在2030年前实现碳排放达峰，努力争取在2060年前实现碳中和。中国以煤炭、石油为主要燃料，是世界碳排放第一大国，2023年，我国二氧化碳排放量超120亿吨，要在36年内实现碳中和，任务艰巨。“双碳”目标为我国未来绿色能源发展道路指明方向。面对能源消耗和环境污染等问题，大力开发利用光伏和风电等可再生能源成为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。由于风电、光伏为代表的可再生能源发电存在波动性、间歇性，随着可再生能源电力在电网中占比不断提高，电网不稳定性增加、安全性降低；再加上消纳等问题存在，导致弃风、弃光现象出现，一定程度上影响和阻碍新能源发展。因此，目前亟需开发高效、大规模、长时可再生能源转化与储存技术，以解决可再生能源发电“源-网-荷”不平衡等问题。

氢能作为一种清洁低碳、灵活高效、来源广泛、应用多元的能源，是理想、可靠的大规模替代化石能源的能源载体，可实现富余风光等可再生能源时间与空间的跨越，以物质的形式将富余电力储存起来，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，尤其是通过可再生能源发电制氢（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。

二、风光耦合柔性电解水制氢方案分析

风电+光伏制氢系统运行方式 ：风光部分上网+余电制氢、风光全离网独立制氢和风光离网+电网应急电源制氢三种方式。

目前来说“风光部分上网+余电制氢”模式是最经济的，但是并网余电制氢主要目的是发电、售电。“风光部分上网+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、储氢装置、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、控制管理系统，其结构该系统主要是先将光伏发电、风电并网，电解水制氢容量作为新能源并网配储的强制指标，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。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。

基于风光全离网独立电解水制氢，考虑氢气终端的市场应用需求，从不同角度分析电解水制氢设备与风电、光伏机组耦合模式，典型的有以下两种风光离网制氢模式。

模式一：风光发电 + 电解水制氢设备；模式二：风光发电 + 电网应急电源（储能设施）+电解水制氢设备。以上面两种制氢模式能获得一定的的氢气产量为分析标准。一定的氢产量，也就意味着电解水制氢装置的出力是一定的，变量为风光容量、在风光无出力时是否从电网上购电，保证下游大规模化工（合成氨、甲醇）生产最低负荷生产。

本研究将前述模型应用于实际风光氢储氨一体化项目中，并进行了仿真分析：

1.本项目光伏发电系统建设规模为200MW。光伏场区共分为64个3.125MW光伏子阵。光伏场区采用540Wp型单晶硅双面双玻光伏组件、固定式支架安装，配套35kV箱逆变一体机。接入新建220kV升压站。光伏所发电量优先供应本项目制氢制氨系统使用。

2.本项目风力发电系统建设规模为200MW。风电场共安装32台风力发电机组，配套35kV箱式变压器。并接入新建220kV升压站。风电所发电量优先供应本项目制氢制氨系统使用。

3.制氢建设规模

设计能力：1.78万吨/年氢气产品（20000Nm3/h）。

年操作时间：8000小时。

制氢装置中电解水制氢工序制氢规模100MW，分五组，每组20MW。

储氢规模为 140000Nm3。（5个低压储氢球罐:水容积2000立方米,压力1.6Mpa）

4.合成氨建设规模

设计能力：合成氨  12.5t/h ，300吨/天。

年产量：10万吨/年合成氨。

商品量：年产液氨产品10万吨。

年操作时间：8000小时。

以该项目为基础通过仿真模拟电-氢-氨系统动态负荷调整电力电量平衡、制氢机组梯度调动负荷变化、制氢/合成氨系统物料平衡模拟、电化学储能系统工作状态模拟几个方面分析本项目设计方案合理性。

1.风光连续小出力时逐步停机常规制氢机组，调节灵活制氢机组满足变化率要求。

2.可靠电源保证制氨设备连续生产，合成氨调节范围按50--110%。

3.按照风光出力、用电负荷、储能容量、储氢容量的差异分别设定控制策略。针对风光出力无法满足后端负荷最小需求的情况，需从网上购得应急电量，以保证合成氨装置最低安全负荷。

结论：根据以上合成氨能力12.5t/h ，300吨/天的情况对制氢量、氢储罐储存/释放氢气与合成氨负荷变动时不同工况下的氢需求量进行综合模拟，在设计储氢能力14万标方（12.5吨）情况下，基本可以满足全年运行需求。

仅在7月中下旬出现储氢罐完全放空且无足够新能源发电制氢的极端情况。为此，根据模拟结果，另外设置5个1.5MPa，2000标方水容积低压气态球形储氢罐作为长时缓存措施，储存能力14万标方，可满足合成氨50%负荷工况下10h运行需求，避免合成氨装置停车造成经济损失。

三、风光耦合柔性电解水制氢面临的挑战与运行策略

3.1面临的挑战

电解水制氢消纳风、光等可再生资源或参与电网平衡调控时，电解水制氢工段的变负载运行，受到自身工艺流程约束，无论是碱液电解水制氢技术（ALK）、质子交换膜电解水制氢技术(PEM)、固态氧化物电解水制氢技术(SOEC)，都存在不同的挑战: 电解槽调节范围较窄负荷响应率慢、低负载区域氢氧混合风险、频繁波动加速核心部件老化，这些都影响稳定电解水制氢安全。

氢气供应给下游合成氨环节时，受以下因素影响:化工合成氨供氢流量需求大，受到电解槽单机容量限制，电解水制氢工段需要由多台制氢设备构成制氢系统，目前国内已在运行的1000Nm³/h的电解槽没有经历长时间的性能验证，四合一碱性水电解制氢系统（四台电解槽+一套分离系统+一套纯化系统）在实际运行中单槽出氢和出氧量不一致，运行过程中氢氧流动存在风险。

国内现有众多碱性电解槽厂家面临同质化困境，从公布信息来看，其结构、性能并没有太大区别。国内碱性电解槽的同质化可以概括为三个方面。

发展方向同质化。当前碱槽都以大功率为主攻方向，技术路线为增大电极面积、增加小室数量。这种“堆量方案”实现了碱性电解槽产氢量的快速突破，可以让1000 Nm3/h产品快速实现交付，但1000Nm3/h电解槽长度可达6米以上，重量超过40吨。堆量方案使得电解槽的体积与重量越来越大，继续使用此方案增大产氢量，将面临运输与维护成本过高、电解液密封性变差、反向电流腐蚀加剧等问题。

核心零部件同质化。电极、隔膜、极板等材质类似，结构相近。国内碱式电解槽绝大多数是拉杆式圆柱形电解槽，双极板为圆形结构，电极基底为镍网，催化剂为镍基合金，隔膜为聚苯硫醚（PPS）膜。目前国内现有碱性电解槽的零部件几乎都是传统工业体系下技术已经成熟的工业产品，并没有过多的创新性与技术壁垒，在此情况下，产业更加成熟后，未来参与者会较为容易地找到供货商并实现组装与扩大产能，产业链成本下降的同时，产品也会同时面临严重的同质化竞争。

电解槽性能同质化。电流密度、直流电耗、电解效率等不具明显区别。碱性电解槽的零部件同质化造成了性能的同质化。目前从公布的数据来看，大多数质量较高的碱性电解槽直流电耗在4.8 kWh/Nm3 H2以上、电解产氢效率在75%左右、最低工作负载范围大多在30%以上，且都是1.0-1.6MPa左右运行。然而合成氨原料气压力要求高→通常超过10MPa，电解水制氢工段产气压力通常不超3MPa，二者不能直接耦合化工合成供氢平稳性约束 - 电解水制氢工段负载调控速度较快(秒级、分钟级)，化工合成工段复杂，调控速度通常较慢(小时级、日级)，二者之间需要配置缓冲环节，对国产无油氢气压缩机提出了更高要求。

3.2风光制氢运行策略

在可再生能源制氢过程中，为了实现减小启动时间、提高综合能效以及延长设备运行寿命的目标，可以运用多种策略进行优化。以下分别对均衡策略、效率优先策略和寿命优先策略进行详细介绍。

均衡策略： 在此策略下，目标是确保各个电解槽间的负荷相对均衡，即平均分配工作量。这样做的好处在于避免个别电解槽长时间处于过载或低载状态，从而减小单个设备的磨损，延长整体系统的使用寿命。具体措施可能包括：动态负荷分配：通过控制系统实时监测每个电解槽的运行状态和性能数据，根据设定的均衡原则（如按容量比例分配等），动态调整各电解槽的制氢负荷，力求达到相对均匀的工作强度。

协同工作模式：设计电解槽组之间的协同工作机制，如轮换工作、互补峰值等，使各个电解槽在不同的时间段或在应对可再生能源功率波动时，都能保持相对均衡的工作状态。

效率优先策略： 这种策略的核心是根据可再生能源发电功率的实时变化来动态调整制氢负荷，以最大限度地捕获可用能源，提高系统整体能效。具体操作可能包括：实时功率跟随：利用先进的功率预测技术和快速响应的控制系统，使得制氢设备能够迅速适应风电、光伏等可再生能源发电功率的波动，当发电功率增大时，相应增大制氢负荷；反之则减小负荷，确保能源利用率最大化。

预判与主动调控：通过预测可再生能源出力变化趋势，提前调整电解槽负荷，避免突发的大功率变动对设备造成冲击。同时，设置合理的负荷变化速率限制，确保设备在负荷增减过程中温和过渡。

寿命优先策略： 寿命优先策略旨在通过最小化电解槽负荷的波动来保护设备，延长其使用寿命。具体做法可能包括：保守负荷设定：设定电解槽的工作负荷在设备额定容量的一定范围内（如70%-80%），避免长期满载或接近满载运行，因为这通常会导致设备过热、电极腐蚀加速等问题，缩短设备寿命。

储能系统的配合使用：在可再生能源出力不足或过剩时，储能系统（如电池储能、氢能储能）介入，吸收多余电能或补充短缺电能，保证制氢设备能在较高效率区间稳定运行，避免频繁启停造成的效率损失。

平滑功率曲线：利用储能系统、需求侧管理或其他调节手段，尽可能平滑可再生能源的功率输出曲线，减少因功率剧烈波动导致的电解槽负荷频繁调整，从而减轻设备机械应力和电化学应力。

总结：均衡策略侧重于电解槽间的工作负荷分配均匀，效率优先策略强调实时跟随可再生能源发电功率调整制氢负荷以提高能效，而寿命优先策略则聚焦于通过减少电解槽负荷波动来保护设备，延长其使用寿命。实际应用中，制氢场站可根据实际情况和运营目标，灵活选择或融合这些策略，以实现最佳的电解槽整体运行性能。

四、氢能发展，装备先行

可再生能源柔性制氢技术需要实现制氢系统与风、光、储、网等多种能源形式及多种应用场景的柔性融合，成熟的可再生能源柔性制氢系统要能充分适应光伏、风电功率快速波动和间歇特性，真正做到“荷随源动”“制储运加用”一体化系统集成和管理，那就需要稳定、可靠、高负荷响应率的制氢装备。

4.1碱液电解水制氢装置（ALK）

结合中外碱性电解槽发展趋势及安全性、灵活性，辅助管理系统、电解槽结构、核心材料等多个维度均是下一步碱性电解槽突破的方向，让新型电解槽能实现高效启停、快速投切等目标，适应可再生能源制氢项目需求是国内外碱液电解槽厂家的首要任务。

在目前国内碱性电解槽本身高度同质化、而制氢辅助管理系统市场方面尚存在较大缺口的情况下，高效制氢辅助管理系统将是未来的一大热门破局方向。

电解槽的结构关系到空间利用水平、流场分布情况等多个方面，是降低电解槽体积、电阻的重要方向。有厂家推出了新型碱性无极框方型电解槽，改变了传统的极框结构，将电极片做成方形，减少了原料的用量及电解槽的体积，解决了传统电解槽重量大、占地广、运输难的问题；还有厂家推出了可单池拆卸检修的方形叠片式电解槽，流场分布更均匀能耗更低，可节约维修时间90%。结构设计需要大量的实践数据积累支撑，而目前国内大部分厂家的碱性制氢电解槽仅仅经过了两年左右的发展，电解槽结构设计还不成熟；电解槽结构优化方面具有较大潜力。

隔膜是造成电解槽的内阻与额外能量损失的重要部位，大电流密度下影响更大。隔膜电阻越大，电流密度越高，造成的欧姆能量损失越严重。国内电解槽多使用二代PPS膜，30℃下面电阻在1.0Ω/cm2以上，而国外三代复合隔膜仅在在0.1～0.2Ω/cm2之间；另一方面，国产三代复合隔膜在0.4Ω/cm2左右，与国外也有较大差距。据相关资料，从国内现有商业膜更新到三代复合隔膜可降低电解槽能耗6%以上。减小隔膜电阻是提高碱槽电流密度必须攻克的方向，新型复合隔膜是下一步碱性电解槽突破的重点与必然方向之一。

电极在制氢电解槽中的作用是至关重要的，是电化学反应发生的场所，也是决定制氢电解槽的制氢效率的根本。碱性电解水的电极催化剂种类繁多，包括贵金属基（如Pt, Pd, Au, Ag等）、非贵金属基（如Fe, Co, Ni等），以及非金属基（例如碳材料）的催化剂。但是目前在大型电解槽中用的催化剂大多是镍基的，纯镍网或者泡沫镍或者以此为基底喷涂的高活性镍基催化剂（雷尼镍、活化处理的硫化镍、NiMo合金或者活化处理的NiAl等）。

尽管市场上存在众多新型材料，但它们在实际应用中的广泛性受到限制，一个主要的问题是催化剂与极板之间的接触腐蚀（也称电偶腐蚀）。这种电化学腐蚀发生在两种不同金属在电解质中相互接触时，由于构成自发电池，较活泼的金属（作为阳极）会受到腐蚀。例如，如果极板是由碳钢制成而催化剂是镍（Ni），由于铁（Fe）比镍更活泼，在电解液中容易发生铁的腐蚀。为了防止这种情况，通常在极板表面镀一层镍来防止腐蚀。而如果使用昂贵的贵金属催化剂（如金（Au）或铂（Pt）），虽然催化性能可能提高，但为了防止接触腐蚀，同样需要在与催化剂接触的极板上镀上一层贵金属，这无疑大大增加了成本。因此低成本高电流密度新型电极也是下一步碱性电解槽突破的重点与必然方向。

4.2质子交换膜电解水装置（PEM）

质子交换膜（PEM）水电解制氢装置是指使用质子交换膜作为固体电解质，并使用纯水作为电解水制氢的原料的制氢过程。电解槽是制氢设备的核心单元，是水电解制氢氧的主要设备，在槽体内充入电解液，在直流电的作用下使水发生分解，在阴极表面产生氢气，阳极表面产生氧气。水电解制氢主要发生场所为电解槽，电解槽将水在直流电的作用下电解成氢气和氧气。电解槽的每个电解小室分为阳极小室和阴极小室，阴极小室产生氢气，阳极小室产生氧气。

PEM 水电解槽主要部件由内到外依次是质子交换膜、催化剂层、气体扩散层、双极板，其中扩散层、催化层与质子交换膜组成膜电极（MEA），是整个水电解槽物料传输以及电化学反应的主场所，膜电极特性与结构直接影响 PEM 电解槽的性能和寿命。

铂、钛、铱等贵金属成为 PEM 电解槽扩产的主要瓶颈，降低贵金属使用率或开发替代材料是 PEM 电解槽的降低成本的未来发展趋势。电解水制氢的成本主要取决于电力成本、电解槽投资成本和运行负荷，其中电价对电解水制氢的敏感性影响最高，占 60%～70%。随着电力成本下降，设备投资成本的占比逐渐增加。电解槽作为整个系统的核心，其成本占系统成本的65%，双极板约占系统成本的13%，膜电极约占系统成本的28%，其中贵金属约占膜电极成本的40%。未来PEM电解槽的扩产瓶颈不仅取决于贵金属的高成本，而是因为贵金属极低的全球可供应量，因此需要尽量降低贵金属的使用量或开发其他非贵金属替代材料。

目前我国制氢电解槽市场中，碱性电解槽占据主要市场约占95%，PEM电解槽占5%左右，AEM和SOEC目前仍在实验室阶段，商业化程度较低。欧洲碱性电解槽和PEM电解槽的市场占比基本持平，未来中国电解槽市场PEM占有率将逐渐上升，欧洲国家在能源政策上会更加倾向于使用更适合风光储能的PEM路线，PEM启停速度快，由于政策的支持加上多年PEM的研发，PEM产品的成本和碱性电解槽的成本差距不大，性能和耐久性等也和碱性有一定的竞争力。

整体来看，国内相比于欧洲，PEM技术路线还有5-10年左右的技术差距，根据市场规律，在国内PEM产品研发和风光储能项目发展下，未来PEM产品市场占有率逐步上升是可预见的事。

目前我国PEM产品并不成熟，成本保持在碱性电解槽的5-8倍，制氢功率电流密度和寿命等核心指标还未达到先进程度。目前国内厂商电流密度为1-1.2A/cm2，海外成熟厂商电流密度为2A/cm2；根据美国DOE目标，到2030年电流密度可提升至2.5-3A/cm2。参考海外成熟PEM厂商材料成本及用量，根据测算，电流密度从1A/cm2提升至2A/cm2，成本降低50%，提升至3A/cm2，成本降低67%。目前国内贵金属催化剂铱载量为2-4mg/cm2，海外成熟厂商贵金属催化剂铱载量为1.2mg/cm2；根据美国DOE目标，到2030年铱载量0.3mg/cm2。目前，铱年产量7-9吨（铱是铂的伴生矿，且高度集中于南非，铂年产量200吨左右，铱/铂的伴生比例1/25），按电解电压1.9V、电流密度2A/cm2，铱载量1.2mg/cm2可满足PEM电解槽年产能28GW，铱载量0.3mg/cm2可满足PEM年出货量115GW。

未来适应风光波动性且低成本的PEM电解槽会更加具有竞争力，碱液（ALK）+质子交换膜（PEM）的组成的电解水制氢系统会成为风光制氢系统的标配。

五、大规模可再生能源柔性制氢发展前景

新能源的快速发展为电力和化工行业带来了机遇和挑战，一方面，由于可再生能源电力消纳问题导致大量的弃风、弃光、弃水等能源浪费；当前，绿氢发展迎来多重机遇。“双碳”共识正驱动着全球氢能的发展，全球范围内，各国积极布局氢能，涉及多项绿氢补贴，通过“顶层设计+示范应用补贴+地方产业规划”共同促进整个产业链协同发展。同时，可再生能源的大规模发展为绿氢发展奠定了基础，能源结构中，可再生能源占比逐年提高，新型能源结构催生了大规模、低成本的长时储能需求，同时为绿电制氢提供电力来源。

此外，包含交通、电力、工业、建筑等场景在内，氢能下游应用逐渐呈多元化趋势，规模逐年增长，也给绿氢发展带来了巨大机遇，其中，工业、交通是目前主要的应用场景。  氢能产业链长，是技术、资本密集型产业，目前来看，产业链发展尚未成熟，多环节存在技术瓶颈，商业模式未成熟，经济性待提升。电解水制氢是未来发展方向。不过，中短期内，我国氢源结构将仍以煤、天然气及工业副产氢为主，逐步扩大氢能的应用范围。预计到2025年，中国制氢行业将形成工业副产氢提纯为主，可再生能源制氢试点运营的市场结构。在绿氢制取方面，碱性和PEM电解水制氢技术短期内将是市场主流路线。

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，可再生能源大规模制氢是绿色、低碳能源转型和应对气候变化的希望，更是实现经济结构性转型和后疫情时代发展动能的重要路径。