风电制氢（Power to Gas）前沿与中国发展现状

目前，氢气主要来源有两个：化石能源重整和水电解。其中，化石能源重整制氢是最主要的来源，占比约97%；电解水制氢立足于未来碳中性甚至负碳，被各界寄予厚望，但核心在于电力来源。按照当前全球和中国电力的平均碳强度计算，电解水制得1千克氢气的碳排放分别为25.2千克和35.84千克，甚至高于煤制氢（约20千克）的碳排放。

风电制氢潜力

可再生能源发电制氢是解决这一问题的最佳手段，但其在全球整个能源消费结构占比还非常小，技术仍需进一步突破。以风电为例，全球风能约为2740TW，其中可利用规模至少为20TW，但风电在能源消费中占比不足2%。在现有风电技术条件下，我国风能资源足够支撑1太瓦以上风电装机，仅按照陆上年利用2100小时计算，理论上发电可提供近4000万吨氢气和2000万吨氧气。尤其考虑到风电间歇性特点以及电网消纳问题，通过制氢可实现电力大规模跨季节调节成为可能，大幅提升电网灵活性水平。

德国，美国等多个国家较早开始探索可再生能源制氢并转化为气体燃料（Power to Gas）技术。目前，仅欧洲在营和在建P2G项目已达45个。该技术主流的路线有三种：第一种方法是将所产生的氢气直接输入天然气管网作为交通运输燃料或工业利用；第二种方法是将氢和二氧化碳相结合转化为天然气（若采用生物甲烷化，会造成8%额外能量损失）后再输入天然气管网；第三种方法是电解装置与沼气发生装置结合获得高品质的生物气，但需排除二氧化碳、水、硫化氢和颗粒物等杂质方能用于管道输送。

为什么是管道？一方面，在改用天然气之前，德国的天然气管网使用煤气运行的，其中氢占比50-60％；另一方面，通过天然气管网的能源输送损失小于0.1%，远比电网8%小（当然国内特高压可以做到5%，未来泛在电力物联实现后也许更低），氢气的每千瓦时存储成本仅为0.1欧元。

综合效率如何？通过使用联合循环发电装置，电力-氢气往返综合路径效率能够达到约43％的最大效率（当下仅30%-35%）。通过热电联产装置，综合效率可以高于60％；通过使用可逆固体氧化物燃料电池并在储存过程中回收废热，可以使综合效率达到70％-80%。

国内风电制氢现状

2018年10月，国家发改委、能源局印发《清洁能源消纳计划（2018-2020年）》。文件提出“探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能，实现可再生能源多途径就近高效利用”。按照当前国内各省份的风电发电量并结合弃风和消纳情况，可直接制取55万吨氢气。

自2009年开始，国家电网已经率先开展风光电结合海水制氢技术前期研究和氢储能关键技术及其在新能源接入中的应用研究。2014年至今，中节能、河北建投、国家电投和国家能源相继启动了风电制氢项目，但受制于国内制氢场地需建设在化工园区以及发电过网等因素，风电制氢仅停留在示范阶段（规模最大为10MW），审批政策以及经济性均面临较大挑战。

本文来源：氢能首席观察原创