我国风能资源丰富的地区主要分布在“三北”地区、东南沿海等,但多年来,受到电力消纳能力的限制,我国目前仍存在一定的“弃风”现象。2010年至2015年,我国弃风电量累计达到997亿千瓦时,直接经济损失超过530亿元。随着国家大力推广氢能,风电资源丰富却发电受限的地区看到了契机。以“弃风”制氢,这样不仅解决了风电消纳难题,突破了外送电力的限制,更可能为受限地区带来“氢能经济”。

近年来,我国风电装机虽稳居世界首位,但也伴随着弃风限电等问题的产生。为解决这一问题,风电市场积极探索能源转换方式,将风能转化为氢能加以利用,成为当前研究的重点方向。

风电制氢作为一种低碳绿色的制氢方法,早在100多年前就已问世。发展至今日,全球范围内常见的风电制氢系统主要构成包括风力发电机组、电解槽、氢气储藏系统、电网等。资料显示,我国的风电制氢项目通常采用的有两种模式:一种则是首先利用风力发电并网,按照总量在制氢的用电端通过电网供电实现制氢。这样一来,电网解决了风电本身的波动性问题,制氢设备能够实现稳定运行,但仍需依赖当地电网,相关费用也将折算入风电制氢的成本中。另一种则是利用风电直接连接设备进行制氢,但风电的波动性将对设备寿命造成不利影响。

国家发展与改革委员会能源研究所副研究员刘坚博士认为,风电制氢虽然前景较好,但当前市场稳定性不足。“作为一个刚刚起步的新领域,风电制氢主要受制于弃风率的影响。前两年我国弃风弃光的规模较大,风电制氢的经济性较高,但是,随着弃风现象的好转,弃风制氢面临诸多不确定性。”

目前,风电制氢在全国投产的项目也不过１０个,我国在2010年起,才逐步开展建设示范项目。在2019年3月氢能被首次写入政府工作报告,走进人们眼中引起关注,我国的风电制氢之路尚未普及。风电制氢产业化的瓶颈可以归类为四点:

成本高

从每生产1立方米氢气的成本来看,煤制氢成本不足1元,而每生产1立方米氢气需要消耗电5．1-5．2千瓦时,即便按弃风发电价格每千瓦时0．25元计算,风电制氢仅电的成本就为1．25元,没有竞争优势。河北某风电制氢项目上马的背后是政府给该企业配置了相当规模的风电。

运输难

大规模运输氢气是不经济的。制氢地与用氢地往往存在一定的空间距离,在没有输氢管网的情况下,需要通过高压气态等方式运输至用氢地,成本较高。且氢气储运的安全性是制约氢能行业发展的瓶颈,储运技术需进一步深入研究。现在常用的氢气运输方式有三种:首先是管道运输,多为现场制气,氢气产出后直接投入工业应用装置。再则是为长管拖车,但一辆车仅能运输4000立方米,约0．36吨,运输效率非常低。最后是钢瓶运输,但一个40L的钢瓶只能运输6方氢气。

风电难以直接用来制氢

需求氢气的石化企业大都在沿海,而风电机组都建设在内陆,与电网的风电送出一样,有“氢”但送不出去。

市场对氢气的消纳能力有待提高

推广应用的问题也是制约氢能行业发展的一大难题。当前氢气的大规模使用途径还较为单一,受限于运输和储存成本,用量较大石化企业、合成氨企业多为自行制备,或采用天然气重整、甲醇裂解或煤制氢等方式制取。高纯氢市场用户多,但用量较小,行业发展潜力不大,属于中长期市场,用户需要培育,投资回报期较长。

我国现行的风电政策并不利于风电制氢的发展。Nel水电解制氢设备中国区总经理竺炯操表示,在氢气消纳有保障的地区,并没有推出有针对性的制氢风电价格。“通常来说,电价占了电解水制氢总成本的80%左右,根据当地的氢气价格,倒推出来有竞争力的长期的风电供应价格,可以极大的促进风电制氢的发展。”业内人士认为,我国风电制氢项目大多是处于示范起步阶段,只有逐步破解发展中的问题,才能推动产业进入成熟期。

氢云链氢能产业分析师杨东川提出,我国风电制氢产业应在以下几个方向发力:第一,加快风储一体化建设,这将有利于降低风电波动性,提高风电品质,并参与电网调峰,提高电网安全性和运行效率,或是实现离网制氢;第二,针对氢气管网建设,制定有关标准和政策,利用现有天然气管网,对大规模天然气管道掺氢进行探索,同时建设纯氢运输管网,以降低氢气运输成本;第三,出台直供电售电相关政策,电网收取一定过网费后,允许风电场向制氢厂直接售电,以降低风电制氢成本,提高制氢厂供电稳定性。

虽然风电制氢之路困难重重,但是保持战略定力与耐心,一步一步地开展,逐步破解发展中的问题,一定能推动产业进入成熟期。且风电制氢是长期的能源转型、环境减排与应对气候变化的重要途径,在十几年乃至几十年时间内仍然是必要不可或缺的。