燃料电池产业链报告：基础设施加氢站和氢气产业链率先受益-第4页-北极星储能网

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>>水电解制氢：利用可再生能源电解水制氢助力未来实现零排放

电解水技术与光解水、热化学制氢的不同特点：电解水技术成熟、设备简单、无污染，所得氢气纯度高、杂质含量少，适用于各种场合，缺点是耗能大、制氢成本高；光解水技术目前难点是催化剂研制；热化学循环制氢系统更复杂，但制氢效率较高，结合可再生能源，利用效率更高。

目前商品化的水电解制氢装置的操作压力为0.8~3Mpa,操作温度为80~90℃，制氢纯度达到99.7%，制氧纯度达到99.5%。

水电解制氢的关键是如何降低电解过程中的能耗，提高能源转换效率。电解水制氢一般都以强碱、强酸或含氧盐溶液作为电解液。目前商用电解槽法，能耗水平约为4.5~5.5kwh/Nm3H2，能效在72%~82%之间。折算下来，水电解制氢成本相当于30~40元/kg，用电解法生产气态氢的价格比汽油约高65%，如果生产液态氢，则比汽油高约260%以上。

热化学循环水分解制氢可耦合核能、太阳能甚至是工业废热进行高效制氢，每一步反应条件温和，理论上不会排放任何污染物；若能在高温耐腐蚀材料等方面实现突破，将是最有希望实现工业化规模应用的技术方式。根据循环过程中使用过的不同物质，一般将热化学循环水分解制氢分成4大类：金属氧化物体系、金属卤化物体系、含硫体系以及电解-热化学联合的杂化体系。

使用电解水的方法大规模制氢有两条主要的降本途径：1）降低电解过程的能耗；2）充分利用可再生能源，使用弃风弃水弃光所产生电能进行电解水。

各国通过研发新型技术降低电解过程中的能耗，但是根据热力学原理，电解水制备1m3氢气和0.5m3氧气的最低电耗为2.95度电。由此可知，该途径降低成本的空间有限、技术复杂。

日本的新型技术将能耗降低到3.8kwh/Nm3H2；美国GE公司开发的固体高分子电解质（SPE）水解法，以离子交换膜作为隔膜和电解质，使电解过程的能耗大大降低。针对电解水技术方面的改进主要集中在电解池、聚合物薄膜电解池和固体氧化物电解池等种类，电池能效率由70%提高到90%，但考虑到发电效率，实际上电解水制氢的能量利用效率不足35%。

根据我们的测算，在不考虑运输成本的条件下，假设运维和固定投资的成本占电解水制氢的总成本的25%，计算出水电解制氢达到能够和汽油竞争的水平，电价必须保证在0.31元/kwh以下，如果考虑比汽油的价格更有竞争力的情况，则对应较92号汽油价格低10%、20%、30%的情况，电价分别需要达到0.28元/kwh、0.25元/kwh和0.22元/kwh以下。

此外，大规模制氢也不能完全依赖于谷电电价。且目前电价政策对于这一块没有特殊的倾斜，因此一般考虑使用弃风弃光所产生的电能电解水（电价能达到0.25元/kwh左右）。

我国可再生能源丰富，每年弃水弃风的电量都可以用于电解水。我国拥有水电资源3.78亿kw，年发电量达到2800亿kwh。水电由于丰水器和调峰需要，产生了大量的弃水电能。我国风力资源也非常丰富，可利用风能约2.53亿kwh，相当于水力资源的2/3。但风电由于其不稳定的特性，较难上网，因此每年弃风限电的电量规模庞大。如果将这部分能源充分利用起来，产生的经济效益是可观的。

例如，三峡电站建成后，在每年的5~8月弃水电能高达45亿kwh，即使建设一座180万千瓦的抽水蓄能电站联合运行，三峡电站的弃水电能仍有21亿kwh。若将此电能用于电解水制氢，可生产氢气4~4.5亿Nm3，可见利用水电站的弃水电能来制氢，将会使我国出现一个巨大的氢源基地。

目前燃料电池汽车的分布主要以东部沿海城市为主，如果考虑到氢气的运输成本，使用中西部地区的弃水电能进行氢气的制备尚不具备成本优势。

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。仅过去一年弃风电量就达到339亿千瓦时，直接经济损失超180亿元，几乎抵消全年风电新增装机的社会经济效益。解决这样的一个现状的合理方式之一是采取储电的方法。若利用氢能燃料电池来储电，则可解决风能发电的平衡问题——利用风能发电的电能来电解水制氢，它成为氢能燃料电池的燃料，而燃料电池又用来储电。这个循环过程，既可解决风能发电的负荷平衡，又可制得一定数量的氢能。

例如，江苏盐城周边有1000多家风电厂，目前所产生的电能无法并网，使用这些风电所产生的电能，结合海水电解技术，所产生的氢气成本可以达到2元/Nm3，相对而言已经具备了和汽油能源竞争的能力。