近年来，受气候变化、环境恶化等因素的影响，各国纷纷推行了减少碳排放的计划，核心措施均是在减少化石能源使用的同时增加对可再生能源的利用。我国在可再生能源方面的装机规模和增速均位于世界前列。

风能等可再生能源具有随机性、间歇性和波动性等特点，近年来风电并网消纳问题日益突出。氢能是清洁的二次能源，能量密度高、容量大、便于储存和运输，利用风电等可再生能源发电制氢，实现可再生能源多途径就近高效利用，是未来清洁能源替代的重要方向之一。

截至 2020 年底， 我国的可再生能源发电的装机规模达 9.34 亿 kW，同比增长约 17.5%；其中，风电的装机规模为2.81 亿 kW。2020 年，我国可再生能源的发电量达 22148 亿 kWh，同比增长约 8.4%；其中，风电的发电量为 4665 亿 kWh，同比增长约 15%。2020 年，我国风电的平均限电率为 3%，较 2019年同期降低了 1 个百分点；弃风电量约为 166 亿kWh，此前“弃风”严重的新疆维吾尔自治区、甘肃省、内蒙古自治区的形势均有所好转。

目前，我国通过建立可再生能源电力的消纳保障机制，“弃风限电”现象有所好转，但随着风电装机规模的飞速增长，未来，风电消纳难题在高风电渗透率的电网可能进一步凸现。因此，利用风电制氢技术或储能技术是促进风电消纳、解决“弃风限电”问题的有效方法。

为解决“弃风限电”问题，国内外围绕风电制氢技术开展了多项研究，并启动了多个风电制氢试验性 / 示范性项目，与此同时也带动了氢能产业的发展。比如：2020 年 3 月，国家电投集团氢能科技发展有限公司与北京市昌平区人民政府签订战略合作框架协议，双方将在氢能产业技术创新、氢能创新基地建设等方面进一步加强合作；2020 年 11 月 10 日，呼和浩特旭阳中燃能源有限公司与呼和浩特市清水河县人民政府签订了氢能产业发展战略合作框架协议，双方将围绕重点领域的合作，加快高效氢能综合利用示范项目的建设进度，努力将呼和浩特市打造成氢能示范城市，并通过持续的研发、应用，最终将呼和浩特市打造成华北地区氢能输出基地和氢能应用及其装备制造研发基地。

然而，目前氢气的存储、输运及消纳系统尚不够完善，而且燃料电池的高成本也限制了风电制氢技术的发展，但采用氢气甲烷化技术可通过有效利用现有的天然气管网来低成本地促进制氢行业的发展。

01

风电制氢技术

1、风电制氢技术的基本原理

风电制氢是将风电机组产生的电能通过电力电子交换器后以电解水的方式产生氢气，是一种环境友好型的制氢方式。根据风电是否是通过电力系统来消纳，风电制氢系统可分为并网式风电制氢系统和离网式风电制氢系统。典型的并网式 / 离网式风电制氢系统主要由电网、风电机组、电力电子变换器、制氢装置 ( 电解槽 )、水、燃气轮机 / 燃料电池等构成，其工作原理图如图1 所示。风电制氢系统产生的氢气既可以通过燃气轮机与天然气进行掺烧发电，也可以作为燃料电池的燃料。

风电制氢系统可以将其制得的氢气作为清洁的高能燃料存储起来，在需要时通过燃料电池供电、供热，使其具有与蓄电池、抽水蓄能及其他新型储能方式一样的能源存储功能，有效降低了弃风率，最大化地利用了风能资源。对于并网式风电制氢系统而言，一般是将风电机组发出的超出电网消纳能力的电量用于制氢，制得的氢气可以直接混入燃气管网，也可以作为氢能汽车的燃料进行消纳。

对于离网式风电制氢系统而言，多应用于深远海风电场这种离网式风电场，避免了建设输电线路的成本和输电过程中的损耗，可以将生产的氢气集中储存、输运，从而摊低成本。并网式 / 离网式风电制氢系统的电气结构如图 2 所示。

2、风电制氢技术的发展现状

由于风电制氢技术的碳排放量为零，使其成为全球由化石能源向清洁能源转型过程中备受瞩目的清洁能源利用方式，近年来吸引了大量研究人员参与相关研究，比如：风电制氢系统的可行性与控制策略、先进风电机组技术和电解槽技术，以及风电制氢的效益分析等。

针对风电制氢系统的应用，国内外学者讨论了并网式 / 离网式风电场配置风电制氢系统的可行性。文献仿真分析了可变速风电机组与制氢电解槽并联后接入电网的可行性，通过协同控制策略减小了风速波动对电网造成的影响，并提高了风能利用率；文献分析了离网式风电场配置风电制氢系统的可行性，通过对风电机组的特性进行分析并选用适当控制策略，使离网式风电制氢系统实现了可行、可控；文献利用基于粒子群优化 (PSO) 的蒙特卡罗法考察了包含风电机组、制氢装置 ( 电解槽 ) 和燃料电池等子系统在内的微电网的能量流动模式的优化。

风电制氢系统目前主要采用水电解技术，主要包括碱性水电解制氢 (AE)、质子交换膜水电解制氢 (PEM) 和高温固体氧化物水电解制氢(SOE) 等。虽然当前碱性水电解制氢技术已十分成熟、成本较低且应用广泛，但该技术制氢效率较低，且因其电解液具有腐蚀性，渗漏会造成环境污染；并且由于风电制氢系统所采用的电解槽需要应对风速波动对其产生的冲击及频繁启停的问题，因此，碱性水电解制氢技术的适应性和安全性有待进一步提高。当前的质子交换膜水电解制氢技术采用对氢离子具有单向导通作用的隔膜替代了传统碱性水电解法采用的透气隔膜，可以承受更大的压差，动态响应性能更好，更能适应风电的波动性；该技术通过采用纯水电解液，避免了碱性电解液对设备的腐蚀，安全性更好，设备使用寿命更长。新兴的高温固体氧化物水电解制氢技术的理论制氢效率可达 90%，但由于该技术中电堆的性能衰减速度较快，因此需要在材料方面进行突破，并对该技术进行优化控制。

风电制氢系统的全生命周期评估 (LCA) 和效益分析决定了风电制氢工程建设的可行性。截至 2021 年 1 月，德国已有至少 35 个 P2G 项目投运，总装机容量约为 30 MW，其中，最大的装机容量为 6 MW。文献在考虑制氢方式对全球变暖影响的前提下，基于全生命周期评估，综合评价了利用风电或水电等可再生能源电力进行电解制氢相较于利用化石能源发电的传统电网制氢的优势。文献利用平准化度电成本法和净现值法研究了风电制氢系统的最优规模，并考察了风电制氢系统规模对多个因素的敏感性，以指导风电制氢项目的投资决策。

3、风电制氢技术发展的主要制约因素

从全球范围来看，目前的风电制氢技术仍以试验性示范项目为主，尚未大规模推行，制约该技术发展的因素主要是制氢环节的成本较高，以及氢气的储运和消纳较为困难。碱性水电解制氢技术较为成熟，成本较低；质子交换膜水电解制氢技术需要采用贵金属作为催化剂，成本较高；而高温固体氧化物水电解制氢技术尚不成熟，若建设采用该技术的大容量风电制氢项目，项目的固定成本会较高。对于氢气的输运，为防止产生“氢腐蚀”和“氢脆”，需要采用碳纤维铝内胆储氢拖车或专用的不锈钢管道来进行输运，成本高且运输方式有限。此外，加氢站建设尚不完善，而且燃料电池技术不成熟也是导致氢气的终端消纳能力不足的原因之一。

02

风电制氢平准化成本分析

1、平准化制氢成本模型

平准化成本分析法广泛应用于能源项目的经济性评价。制氢平准化成本是将风电制氢项目生命周期总成本除以生命周期总氢气生产量，总成本包括建设成本和运营成本(包括运维成本、利息等)，同时考虑资金的时间价值以及固定资产残值的影响，用于比较分析不同制氢技术的综合竞争力，也可比较不同风电场的制氢竞争力。制氢平准化成本计算公式如下:

式中:LCOE为制氢单位平准化成本;CT为初始投资;VＲ为固定资产残值;An、Pn分别为第n年的运营成本和利息;Yn为第n年的制氢量;TY为运营时间(本文取20年);i为折现率，一般取基准收益率，本文取电力行业基准收益率8%。

2、成本分析

风电制氢系统如图1所示，本文仅考虑离网制氢不再并网发电。主要设备包括中压碱性电解水制氢系统、高压储氢模块、中压缓冲储氢罐和压缩机。

结合电解水制氢市场调研，本文风电制氢电解水制氢系统成本分析，参数假设如下。

a.中压碱性电解水制氢系统。参考产气量为1000m3/h的当前平均造价水平，取300万元/台;生产1m3氢气电耗为5kWh，水耗为0.89kg，工业用水价格取10元/t。

b.储氢环节(含高压储氢模块、中压缓冲储氢罐和压缩机)。参考当前产气量为1000m3/h对应的储氢环节平均造价水平，取300万元/台。压缩部分需要使用稳定市电，出口为45MPa的压缩机压缩排量为1000m3/h，每m3氢气电耗为0.26kWh，工业用电价格取安徽省当前10kV大工业用电价格0.6347元/kWh。

c.其他辅助设备。除上述主要设备外，电解制氢过程还需要辅助设备支持，计列其相应成本。

d.根据现行碱性电解水装置使用寿命情况，考虑在项目运营第11年更换电解水系统。

参考金风科技统计的风电场造价和现有碱性电解水装置造价数据，结合彭博新能源财经对碱性电解水装置造价水平的预测，风电场建设成本和电解水装置单位造价变化如表1所示。

选取安徽省内典型风电项目作为测算对象，项目建设期1年，运营期20年，风电场采取离网、直接制氢模式，年发电利用小时数取2300h，同步考虑未来风场造价、碱性电解水装置费用变化按表1变化。2020—2030年选取10～200MW不同装机容量对应的制氢平准化成本如图2所示(折现率取8%)。

总体来看，风电装机容量规模效应将带来制氢单位成本下降。当前，风电制氢成本在25～40元/kg，2030年装机容量50MW及以上风电场制氢成本可下降至20元/kg以下，下降幅度约35%。但大规模风电场制氢存在终端用氢需求市场问题，如若当地氢产品市场需求发展动力不足，则风电制氢设备的年运行时间和运行方式将大打折扣，再次出现风能资源利用问题。

与市电制氢相比，目前市电制氢成本约为30～40元/kg;与煤制氢和工业副产提纯制氢相比，目前煤炭制氢成本在8～9元/kg，工业副产提纯制氢综合成本约在10～16元/kg。因此，现阶段风电制氢不具备经济性优势;考虑到煤炭和工业副产提纯制氢均面临碳捕捉封存带来的成本增加问题(煤炭制氢将增加至15.85元/kg)，未来风电制氢成本优势将逐步凸显。

03

海上风电制氢技术及发展现状

可再生能源制氢是达成碳达峰目标、实现碳中和愿景的重要路径。海上风电制氢作为可再生能源制氢的重要组成部分，具有巨大的市场潜力和广阔的发展前景。

海上风电制氢是未来绿氢生产的主力军之一。全球范围内已经公布的电解水制氢项目储备总规模达到3200万kW，约有一半来自于海上风电制氢。其中，德国、荷兰、丹麦等欧洲国家均已有百万千瓦级以上的海上风电制氢规划。

我国海上风电发展势头迅猛，国家能源局发布的最新数据显示，2021年我国风电和光伏发电新增装机容量达到1.01亿kW，其中风电新增装机容量达到4757万kW。海上风电异军突起，全年新增装机容量为1690万kW，是此前累计建成总规模的1.8倍，目前累计装机容量达到2638万kW，超过英国，跃居世界第一，接近全球海上风电累计装机容量的一半。预计至2030年年底，中国海上风电累计并网装机容量将达到97GW，平准化度电成本将比2021年水平下降46%。

海上风电制氢是解决海上风电大规模并网消纳难、深远海电力送出成本高等问题的有效手段，我国目前尚处于探索起步阶段，缺乏产业顶层设计、示范项目经验和成熟的商业模式，急需借鉴国际海上风电制氢发展战略规划和项目开发经验，因地制宜探索科学合理的海上风电制氢系统方案，开展关键核心技术的国产化攻关，完善海上风电制氢配套基础设施建设。

我国海上风电制氢从2020年起步，但在“双碳”目标和相关政策指引下，各级政府以及企业加快相关布局，海上风电制氢项目也正蓄势待发。

地方规划方面——

广东省印发《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，提出推动海上风电项目开发与海洋牧场、海水制氢等相结合；

福建省漳州市印发《漳州市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》，提出将加快开发漳州外海浅滩千万千瓦级海上风电，布局海上风电制氢等氢能产业基地，发展氢燃料水陆智能运输装备，构建形成“制氢—加氢—储氢”的产业链；

《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》提出，集约化打造海上风电+海洋能+储能+制氢+海洋牧场+陆上产业基地的示范项目；

《山东省能源发展“十四五”规划》提出，积极推进可再生能源制氢和低谷电力制氢试点示范，培育风光+氢储能一体化应用模式。

企业布局方面——

国家能源投资集团有限责任公司与山东省港口集团签署战略合作协议，联合探索“海上风电+海洋牧场+海水制氢”融合发展模式；

如东县人民政府、国家能源集团国华能源投资有限公司、国家能源集团北京低碳清洁能源研究院、江苏中天科技股份有限公司签订氢能产业项目四方战略合作协议，共同打造绿氢产业链；

华能集团与漳州市政府签署协议，将着力引进海上风电、氢能应用等相关装备制造龙头企业；

中国海洋石油总公司与林德合作并成立氢能运输联盟，与同济大学共同开展海上风电制氢工艺流程及技术经济可行性研究；

中国船舶集团风电发展有限公司与大船集团、中国科学院大连化学物理研究所、国创氢能科技有限公司四方签约，共同推进海上风电制氢/氨及其储运技术与装备的研发及产业化；

青岛深远海200万kW海上风电融合示范风电场项目将推动海上风电+制氢储氢融合试验与示范应用；

大连市太平湾与三峡集团、金风科技联合宣布将共同建设新能源产业园，重点发展海上风电、氢能为主的新能源产业，计划通过风电制氢、储氢、运氢以及氢能海洋牧场利用等培育氢能产业链条。

海上风电与氢能融合发展是规模化生产绿氢的主力军之一，也是深远海风电开发的破局关键。随着我国海上风电向远海集中连片规模化开发，离网型的集中式或分布式制氢方案是未来发展的主要方向。

从2019年起，以欧洲为主的多个国家已经制定了氢能发展战略规划或路线图，并在此基础上启动了多个海上风电制氢项目，聚焦固定式及漂浮式海上风电与氢能耦合场景下的氢气制取、储运、使用技术的提升以及示范项目的稳步推进。我国海上风电装机规模位列全球首位，且将保持快速发展态势，国家、地方及企业也在加快对氢能技术和产业链的布局，海上风电制氢发展前景广阔。

文章来源： 太阳能杂志社，瓜州工业微刊，前沿材料PLUS