风电制氢路在何方?

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　　作为一个刚刚起步的新兴产业细分领域，风电制氢可行与否主要受制于弃风率。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。

　　在各地纷纷布局氢能产业之际，内蒙古乌兰察布希望借助当地丰富的风光资源走出一条与众不同的氢能发展之路。

　　日前，在乌兰察布与中国长江三峡集团有限公司科学技术研究院举行的座谈会上，专家表示，氢能示范基地项目与乌兰察布丰富的风光资源高度契合，要充分发挥比较优势，精准测算制氢和物流成本，推动形成一条集生产、制造、储运、应用、消费于一体的氢能产业链。

　　那么，风电制氢之路该如何走，当前又面临哪些问题？

　　弃风制氢不确定性较大

　　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。

　　据业内人士介绍，风电制氢是将风力发出的电直接通过水电解制氢设备，将电能转化便于长期存储的氢气。当前，我国风电制氢不但有效解决了大规模的弃风问题，而且对于提升综合能源系统中风电的消纳能力具有重要意义，同时，也将探索出不同于储能、供冷供热等，进行可再生能源本地消纳的新途径。另外，风电制氢有望加速海上风电进一步降低成本，助力海上风电进入平价上网时代。

　　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。”

　　风电制氢面临多重难题

　　据了解，我国风电制氢技术研发起步较晚，大规模的示范工程建设项目经验不足，同时缺乏成熟的商业模式。

　　佛山科学技术学院副研究员赵吉诗表示，除了以上外界因素外，风电制氢还要克服自身难题。

　　“首先在技术方面，可分为并网后离岸制氢和离网制氢两种。在并网离岸制氢方面，有碱性槽、PEM和SOEC等几种技术路线，我国碱性槽技术及装备发展成熟；PEM制氢技术进步较快，但产业化规模不大；SOEC技术相对落后，国内仅有少数几家科研机构和企业在开展相关领域的开发工作，产业化还需较长时间。” 赵吉诗说，“相比之下，离网制氢在技术上面临的问题更多，风电的间歇性导致了电解槽负荷波动较大，这给电解槽的稳定性提出了很大挑战。而且，在负荷很低的情况下，氢气中氧气含量会提高，致使安全风险加大。” 

　　氢云链氢能产业分析师杨东川认为，风电制氢的运输经济性也存在难题。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。

　　除了技术与成本问题，我国现行的风电政策也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。”

　　推动产业从示范走向成熟

　　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。

　　针对上述难题，赵吉诗指出，应从三个方面发展我国风电制氢：首先，加大技术创新支持力度。重点提高碱性槽电解水制氢能效水平和装备寿命；突破PEM电解水核心关键技术和单槽制氢规模，提高能效，扩大产业化规模促进成本降低；跟踪国际SOEC技术进展情况，支持开展SOEC技术创新与试点示范。其次，尽快明确制氢电价定价机制，建议跟储能政策协同，制定24小时优惠电价。最后，要把电解水制氢纳入储能支持范畴。

　　在杨东川看来，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。

　　“政府的推动对于新兴产业的发展至关重要，只要我们拿出推广电动汽车的魄力，就可以破局风电制氢，开创良好的行业发展局面，打造世界一流的风电制氢和消纳市场。” 竺炯操认为。