可再生能源電解水制備綠氫研究進展

孛衍君，何舟磊，楊競擇，林子若，姚洪

(華中科技大學煤燃燒與低碳利用全國重點實驗室，湖北 武漢 430074)

0 引言

清潔、高效和安全的能源供應對社會的可持續發展和高質量生活起到了關鍵的保障作用。經濟和人口的快速增長推動了能源需求的大幅增加，廣泛使用化石燃料可能導致氣候變化和資源枯竭。盡管傳統化石能源的儲量尚未明顯短缺，當前世界各國仍在探尋向可再生能源逐漸過渡的方法。最新數據顯示，截至2021年，世界范圍內可再生能源裝機容量再創新高，將能夠供應10%的電力負荷[1]；光伏和風力發電在國內經歷了快速增長，分別達到了中國總發電量的9.2%和8.2%，新能源裝機容量首次超過火電[2]。

可再生能源具有間歇性和地域分布不均的特點，因此需要配套儲能以消除這種不平衡。氫能作為一種清潔能源，不僅可以用作清潔燃料，還可以作為儲能介質。氫能同時也在各工業部門的脫碳進程中發揮重要作用，以實現二氧化碳凈零排放的愿景。綠色制氫系統將可再生能源與電解水設備進行耦合[3-4]，是一種消耗過余電力來制取氫氣的可行方案[5]。

1 氫能領域發展概況

氫氣作為一種清潔的無碳燃料，引起了工業界和學術界的廣泛關注。氫能產業可以劃分為4個環節：生產[6-7]、儲存[8]、運輸和應用[9]，如圖1所示。生產環節主要包括通過熱化學方式(如催化重整等)和電化學方式(如電解等)產氫，目前絕大部分氫氣來源于化石燃料，僅約4%來源于電解。儲存環節中氫氣經壓縮后通常以高壓氣態或液態的形式存儲在容器內，或者與儲氫材料結合以固態的形式存儲。而后，經由管道、卡車或船舶進行運輸。氫氣可以廣泛應用于發電及各工業部門，目前超過80%的氫能用于氨、甲醇等的生產，用于發電的不足8%[10]。

圖1 氫能產業的分布

學術界對氫能產業的研究也得到了長足的發展，以氫能為關鍵詞的學術論文的年度發文量能夠較好地反映這一研究領域的發展趨勢。圖2為2013—2022年我國以“氫能”為主題檢索的年度文獻發布數量和有效文獻發布數量[11]。2017年以來，我國學者對氫能主題的研究進入了快速發展階段。

圖2 2013—2022年我國氫能主題研究論文發文量的年度變化趨勢

目前，已有許多針對不同可再生能源來源制備綠氫的系統的研究，研究內容包括系統組成結構、性能指標及環境效應等方面。本文根據可再生能源電力的來源，分別對基于太陽能、風能、水能、地熱能及混合可再生能源制備綠氫的系統進行綜述，分別討論其系統構建、性能指標、示范或在建項目，以及潛在的發展機遇與挑戰。

2 電解水制氫設備

氫氣具有多種獲取途徑，既可以通過化石能源重整、熱裂解等方式制取，也可以來自氯堿、冶金等工業過程的副產品氣體，還可以利用電解水制備。通常，根據生產過程中的碳排放情況將氫能分為灰氫、藍氫和綠氫三種類型。

1)灰氫：通過化石燃料產生的氫氣，生產成本低，技術簡單，但碳排放量最高。

2)藍氫：將天然氣通過蒸汽甲烷重整或自熱蒸汽重整制成的氫氣，同時使用碳捕集、利用與封存(carbon capture，utilization and storage，CCUS)等先進技術捕獲二氧化碳，實現了較低碳排放。

3)綠氫：通過使用可再生能源生產的氫氣，綠氫的生產過程中基本沒有碳排放，因此也被稱為“零碳氫氣”。

電解槽在通電的條件下將水分解為氫氣和氧氣，是技術最成熟的綠氫制備方法。常見的電解槽裝置有以下3種：堿性水電解槽(alkaline water electrolyzer，AWE)、質子交換膜電解槽(proton exchange membrane electrolyzer，PEM)和固體氧化物電解槽(solid oxide electrolyzer，SOE)[12-13]。

堿性水電解槽技術最為成熟，結構如圖3(a)所示[14]。該電解槽由浸沒在液體電解質水溶液中的兩個電極組成，通常為質量分數20%～40%的氫氧化鈉(NaOH)或氫氧化鉀(KOH)。隔膜將電極在溶液中隔開，允許水分子和氫氧根離子通過，并分離H2和O2以確保安全性和純度。因此，產生氫氣的純度為99.5%至99.9%，并且可以通過催化氣體凈化工藝提高到99.999%[15]。

質子交換膜電解槽的結構如圖3(b)所示，陽極和陰極最常見的材料是鉑、銥、釕等金屬。質子交換膜電解槽具備秒級快速響應的顯著優點，可以完美地應對負載波動，且產生的氫氣純度高達99.999%[16]。截至目前，相較于其他方案，其主要缺點是使用了貴金屬材料而導致成本高[17]。

固體氧化物電解槽由D?NITZ和ERDLE[18]在20世紀80年代首次提出，結構如圖3(c)所示。固體氧化物電解槽以更高的效率和產氫純度而引起了廣泛的關注[19-20]，這種電解槽在500～850℃的高壓和高溫下運行，利用的原料為水蒸氣。固體氧化物電解槽技術的主要特點是操作溫度較高，與低溫電解相比具有高效和不需要貴金屬催化劑的優勢。但是，固體氧化物電解槽仍存在缺乏穩定性和性能退化等問題，這些問題在大規模商業化之前亟待解決[21]。

(a)堿性水電解槽 (b)質子交換膜電解槽

(c)固體氧化物電解槽

3 基于風能的綠氫系統

我國具有豐富的風能資源，離地高度70 m的陸上風資源總量約為50億kW。風能具有隨機性和波動性，若無法合理、充分利用則會出現棄風現象，造成清潔能源的大量浪費[22]。風機可以布設在陸地或海面上，陸上風電系統的結構簡單，風機發出的電力經變流器后直接通入電解槽；海上風電系統的制氫站有位于陸上和海上兩類。不同風電綠氫系統的結構如圖4所示。

3.1 陸上風電綠氫系統

近年來，許多學者分析驗證了基于陸上風電制氫的經濟性和可行性[23]。CHEN[24]等人將電解槽引入風電系統，以滿足熱、電的需求，結果表明引入制氫設備后總成本降低了5.24%，棄風率降低了3.581%，碳排放量減少1.453%，在經濟性和CO2減排方面體現出明顯優勢。SUPERCHI[25]等人對一家由風電場供電的鋼鐵廠進行了技術經濟分析，結果顯示，引入電解制氫設備后，煉鋼過程的碳排放比傳統路線減少了88%，平準化制氫成本約為6.5歐元/kg。

為提升陸上風電綠氫系統的性能并降低成本，學者們進一步優化計算模型和算法。ZHAO[26]等人提出了一種新型的風力發電功率預測模型，針對河北張家口風電制氫示范項目進行了驗證，實現了冬季和夏季數據的較高精度預測，提升了該地區的風能利用率。LU[27]等人提出了一種考慮退化條件的多堆質子交換膜電解槽的功率分配優化方案，并基于浙江慈溪風電場站的配置和實驗數據進行了模擬研究。結果表明，運行一年后能量效率為61.65%，電解槽單堆電壓衰減為7.5 V，單堆最大效率降低6.29%。

3.2 海上風電綠氫系統

針對海上風電站，電解制氫站布置在海上的系統，電力通過海底電纜依次經過升壓站、變電站后通入海上制氫站；對于電解制氫站布置在陸上的系統，在海上升壓后的交流電經陸上變電站輸送到陸上制氫站。

并網運行的海上風電綠氫系統可將過剩電力發送至電網，亦可從電網中獲取電力。HOU[28]等人根據丹麥電力市場的交易數據研究海上風電和制氫設施的結合潛力，發現當電價低時從電網獲取電力補充制氫，并將其直接出售給氫氣用戶的模式最具經濟和環境效益。DURAKOVIC[29]等人對大量部署離岸風電系統的北大西洋地區展開分析，結果顯示制氫系統的部署會引起電力需求增加，從而導致電價上漲，但由于氫可以用于發電，全年平均電價反而降低。

離網運行的海上風電綠氫系統不與電網發生交互。DINH[30]等人提出了一種離網離岸風電綠氫系統，通過對愛爾蘭東海岸的案例研究發現，在氫氣價格高于5歐元/kg時，地下儲存時間為2～45天具有較好的經濟效益。CHENG[31]等人提出了一種帶有蓄電池的離網離岸風電綠氫系統，并針對多個運行參數進行優化。結果表明，當前平準化制氫成本較高，當風電成本和電解槽成本大幅降低時，平準化制氫成本最低可達2澳元/kg。

謝和平院士團隊原創性地提出了一種海上風電無淡化海水原位直接電解制氫技術，顛覆了電解水制氫必須以純水作為原料的傳統模式[32]。其中試驗平臺“東福一號”已在真實海水環境下連續穩定運行10天。該技術測算平準化制氫成本為11.2～16.8元/kg，略高于煤制灰氫，明顯低于天然氣制藍氫。

3.3 小結

陸上風電綠氫系統結構較為簡單，可行性已得到充分論證，河北沽源風電制氫綜合利用示范項目一期容量4 MW制氫設備已投入生產，二期6 MW設備正在調試中；海上風電綠氫系統結構復雜，但容量更大，適用于大規模制氫場景。此外，海水原位直接電解制氫技術有望形成我國原創的海洋綠氫產業。

4 基于太陽能的綠氫系統

太陽能是重要的可再生能源來源之一，在電力部門的能源轉型和供熱行業的電氣化中均起到了重要的作用[33-34]。如圖5所示，基于太陽能生產氫主要有三種技術路徑：首先，太陽輻射可以通過光化學轉換過程產生氫氣[35]；其次，輻射能也可以通過光電效應轉化為電能并通過電解水產生氫氣[36]；最后，輻射能先轉化為熱能，再驅動熱功轉化設備發電并制氫，例如聚光太陽能熱發電系統耦合電解水制氫[37]。此外，還有一些技術結合了產熱和發電技術，包括聚光光伏技術和聚光太陽能發電技術等[38]。

圖5 基于太陽能生產氫氣的典型方法

4.1 光伏綠氫系統

光伏發電是目前太陽能發電技術中最為主流的方式，光伏綠氫系統的發展最為成熟。ZHANG[39]等人提出了一種光伏綠氫混合系統并分析容量配置、運營策略和經濟效益，以最大限度地提高年利潤。結果表明，系統的平準化制氫成本為2.9美元/kg，投資回收期11年，經濟回報可接受。NASSER[40]等人提出了一種獨立路燈的光伏綠氫系統，并與傳統的光伏/電池系統性能進行了對比。結果表明，該系統整體效率8.5%，略低于傳統系統，但平準化度電成本為1.06美元/kg，投資回收期6.44年，均低于傳統光伏/電池系統。LU[41]等人提出了一套包括光伏、燃料電池和聯產機組在內的綜合氫能系統，并建立了優化調度模型。結果顯示該系統可以很大程度上解耦電和熱的輸出，調整燃料電池的電熱比，可以提高能源效率和降低天然氣消耗成本。

4.2 光熱綠氫系統

光熱電站的工作溫度與高溫電解制氫技術匹配，可以得到更高的能量轉換效率。MIRBAGHERI[42]等人提出了一個耦合聚光太陽能熱發電和固態氧化物電解槽的能源系統，集成系統的能量效率為12.73%，？冮效率為13.39%，太陽能集熱塔和固態氧化物燃料電池在？冮損失中占比最大。NEZHAD[43]等人提出了一個基于CSP的電力、氫氣和淡水聯產系統，在穩態條件下進行了熱經濟性分析。結果顯示該系統的能量效率和？冮效率分別為45.81%和4.63%，其中太陽能集熱塔是可用能損失最高的部分。

4.3 光伏-光熱混合綠氫系統

光伏電站和光熱電站相結合，可提高對太陽能的利用率。YANG[44]等人提出了一種包括聚光光伏、光熱發電和高溫電解制氫的綜合能源系統，并評估了整體運行性能。結果顯示引入制氫設備后，機組利用率提高10%，收入增加14.25%，碳排放減少24.55%，顯著提高運行收益。CAI[45]等人提出了分別基于聚光光熱、光伏的綠氫系統并與風機集成的綜合能源系統進行了比較。結果表明兩個系統均適合多聯產和制氫，聚光光伏系統的熱力性能優于聚光光熱系統，且通用性更優。

4.4 光解水綠氫系統

為實現太陽能的全光譜利用，光熱協同催化制氫也提供了一條有效途徑。ZHOU[46]等人提出了一種光催化分解水的太陽能制氫策略，實現了最高9.2%的太陽能-氫能轉化效率，但仍然低于10%的商業化運行要求。

4.5 小結

光伏綠氫技術發展較為成熟，我國首個萬噸級光伏綠氫項目中國石化新疆庫車綠氫示范項目已順利投產；光熱綠氫系統運行溫度較高，具有與固態氧化物電解槽適配的潛力，但經濟可行路徑有待探索，尚未得到實際應用；光解水制氫技術目前仍處于理論研究階段，其技術路線尚未明確，有待后續研究。

5 基于水電的綠氫系統

水力資源十分依賴當地的地貌特征，包括儲氫在內的能量儲存技術可以優化水能的利用，并為電網和用戶提供電力，盡可能地實現能量自給[47]。水力發電站發出的電能經整流后通入電解槽中，將水電解產生氫氣，再進行儲存或運輸至用戶，基于水電的綠氫系統結構如圖6所示。

圖6 基于水力發電的綠氫系統

5.1 大型水電綠氫系統

大規模水電站在豐水期時發電成本低，此時電解水制氫的成本接近于傳統化石能源制氫。ANDRUS[48]等人研究了美國哥倫比亞河過剩電力生產綠氫的潛力，結果表明，將春夏季過剩的潛在水電資源用于電解水制氫，可以生產1.98×107kg氫氣，相當于減排二氧化碳1.8×105t，從經濟性方面論證了可行性。HUANG[49]等人研究了基于已裝機大型水電站的綠氫系統，通過考慮長期投資決策和運行策略以最大化利潤。結果顯示，初始投資成本對利潤的影響最大，當設備數量減少、氫價格上漲時，利潤總額將增加。

5.2 小型水電綠氫系統

小型水電站通常分布在遠離電網的山區或農村，作為大電網的補充。ISLAM[50]提出了一個集成微型水力發電廠和微生物電解槽的制氫系統，并針對不同的工況進行評估。結果表明，最大發電量為1.4 GW，投資回收期為2年，需與其他主流工藝集成，該技術具有作為廢水能源利用方案的潛力。JIN[51]等人研究了包括氫儲能在內的各種儲能系統與離網運行的小型水力發電站的集成。結果表明，氫儲能系統的自放電損耗最小，且當儲能容量和儲能周期增加時，氫儲能的成本優勢更加明顯。

5.3 小結

由于水力資源具有季節性特點，將水電用于氫氣生產可以提升系統的靈活性，并減少水電站啟停、維修和調峰帶來的損耗。目前水能綠氫系統的研究論證較多，但國內尚無落地的示范項目，水電大省四川已出臺多項政策支持省內企業利用水電開展制氫工作。

6 基于地熱能的綠氫系統

地熱能儲量巨大且輸出穩定，因而具備大規模、持續供應的潛力。然而，地熱資源大多處于中低溫范圍，嚴重限制其發電效率，因此許多研究探索將地熱能與其他可再生能源結合的技術方案[52]。圖7為基于地熱能的綠氫系統的原理圖，生產井和回注井之間的溫差用于提供電力和熱力，可以供給電解槽和預熱電解水，也可以通過熱化學過程制取氫氣。

圖7 基于地熱能的綠氫系統

6.1 地熱綠氫系統

地熱能可以用于發電、加熱和冷卻等。TEKKANAT[53]等人提出了一種基于地熱的電、氫、熱和淡水多聯產系統，并對系統性能進行了3E評估。結果顯示電廠總發電量約1 951 kW，氫產率0.001 5 kg/s，總效率和可用能效率分別為59.53%和53.17%。SANGESARAKI[54]等人提出了一種基于地熱的發電和液氫生產系統，利用地熱發電的廢熱驅動制冷循環預冷氫氣，并研究了4E性能。結果表明，最優工況下單位時間總成本、液氫產率、可用能效率、凈發電量和單位時間減排量分別為181.71 美元/h、59.92 kg/h、25.27%、4.03 MW和1 421.2 kg/h。

6.2 混合綠氫系統

將太陽能引入地熱系統可以提高地熱流體的溫度，有助于氫氣的高效生產，提升混合系統性能。ZHANG[55]等人提出了一種太陽能輔助地熱生產氫氣和電力的系統，并進行了熱經濟性分析。太陽能的引入提高了地熱的利用率和能源品位，最終優化結果為凈功率11.1 MW，氫產率6.34 kg/h，可用能效率30.02%，投資回收期4.82年。LIU[56]等人提出了一種基于有機朗肯循環的地熱-太陽能系統，并與氫能生產及利用設施耦合，研究了兩個典型社區案例。結果表明，該系統針對不同電力波動特征的社區均體現出良好的匹配性，驗證了系統的可行性和適用性。

6.3 小結

地熱能的發電效率較低，為了提升地熱能綠氫系統的綜合能源效率，可將其應用于冷熱電氫聯供場景。將地熱能與其他可再生能源，如太陽能等結合，可進一步提高制氫能效及經濟性能。但地熱能提取過程中不可避免地會產生硫化氫，污染土壤和水源等，未來可將硫化氫回收并作為氫氣的部分來源。

7 綠氫綜合能源系統實例

由于可再生能源資源分布也具有不均勻性，為了滿足電力負荷需求，通常將不同來源的可再生能源集成，并配套制氫、儲氫和用氫模塊，形成一套綜合能源系統，為一定范圍內的用戶提供電力、熱力等資源。

HOSEINZADEH[57]等人以意大利西西里島地中海氣候區的一座城鎮為案例，提出了一套離網運行的基于光伏和風力的綠氫系統，并集成了電解槽、燃料電池和儲氫罐，系統的結構如圖8所示。風光電站發出的過剩電力通入電解槽制氫并儲存在罐內，當電力負荷較大出現缺口時再通過燃料電池發電。根據當地氣候、人口情況選取年平均太陽輻射量、年平均風速、全市日平均用電，研究當負荷發生波動時系統的運行情況。研究結果表明，當該城市區域日平均電力消耗量為2 MW·h時，該系統可以實現全天的發電平衡，其中產生電力比例最高的是光伏，其次是風機和燃料電池，全年二氧化碳排放量僅13 kg。

圖8 西西里島案例綠氫系統結構

單一來源可再生能源供能在經濟上可行，但這種供應方式受氣候變化的影響非常大，因此最好通過多種來源獲取電力。該項目的建設成本高達485萬歐元，經過25年的生命周期后，其中259萬歐元的成本以殘值的形式回收。該混合綠氫系統的平準化度電成本為0.721歐元/(kW·h)。研究表明，該混合綠氫系統可以在研究的氣候條件下滿足電力負荷和高效生產氫氣。

8 結語

8.1 總結

氫兼具燃料與儲能的雙重屬性，引起了廣泛的關注。本文綜述不同來源的可再生能源的綠氫系統，包括風能、太陽能、水能、地熱能及混合來源。其中，基于光伏、風電的綠氫系統發展較為成熟，國內已有示范項目落地；基于水能和地熱能的綠氫系統已論證技術、經濟可行性，處于產業培育階段。

平準化制氫成本主要與可再生電力的生產成本、電解槽成本等因素相關，不同來源的綠氫系統平準化制氫成本見表1。相較于傳統的化石燃料制氫，當前的可再生能源發電成本和電解設備成本仍處于高位，因此綠氫不具備價格優勢。隨著可再生能源在我國能源結構中占比的不斷提升，平準化制氫成本有望進一步下降，以提升綠氫的商業競爭力。

表1 不同來源的綠氫系統的平準化制氫成本 美元/kg

8.2 未來研究展望

1)混合可再生能源系統優化

隨著電力行業脫碳化轉型的不斷推進，對可再生能源的綠氫系統的研究也在不斷深入。恰當地引入人工智能和機器學習等新理論、新技術，提高對系統運行過程的分析精度，對可再生能源的類型、結構和負載等參數進行優化，分析、預測用戶的用電、用熱和用氫等負荷，進行多聯產能源管理，進一步降本增效，將是今后研究的重要趨勢。

2)氫能產業基礎設施開發

目前，許多文獻聚焦于氫氣的生產和利用環節，對氫氣的儲存、運輸環節關注不夠。在氫氣的儲運環節，例如壓縮和液化過程中存在的高能量損失和高成本等問題，是限制氫能產業發展的重要因素。因此開發經濟可靠的儲存、運輸設施，可以有效降低氫在流通環節中的成本，節省氫燃料總體成本，促進產業的積極發展。