随着发电成本的降低、制氢设备制造成本的下降、技术水平的提高，可再生能源电解水生产“绿氢”的成本将逐渐降低，并形成足够的市场竞争力，非并网可再生能源电解制氢将是重要的技术方向之一。
当前氢能开发与利用被视为新一轮世界能源技术变革的重要方向，而“绿氢”是产业发展的必然选择，但目前受困于高成本等因素制约，行业整体还处于早期启蒙阶段，未能实现大规模应用。随着风电、光伏开发利用规模的增大，度电成本预期保持降低趋势，电解制氢的成本存在进一步下降的空间。
与此同时，电解制氢投资成本也将随着产业规模扩大和电解槽国产化加速下降。IEA预测，到2030年碱性电解水制氢的投资成本将由目前的500USD/kW~1400 USD/kW降低至400 USD/kW~850 USD/kW，降低幅度达到20%~40%，到2050年降低幅度达到50%~60%，同时PEM电解水制氢投资成本到2050年将会降低至与碱性电解水制氢接近。我国在碱性电解水制氢领域有技术优势和制造成本优势，相关项目将率先达到目标的成本区间。
在可再生能源电解制氢技术方面，非并网可再生能源电解制氢是重要的技术方向，将制氢系统直接接入风电场、光伏电站，能够通过调节负荷消纳可再生能源波动，实现非并网风电制氢，并实现更为稳定的电能输出。制氢系统可实现在30%~105%负荷区间内消纳波动性风电；同时，通过热停车短时间保持待机状态，为应对间歇性提供了潜在解决方案。
非并网风电直接电解制氢模式下，制氢设备、控制系统、多环节耦合等方面的技术问题尚待探索解决，例如，动态运行对氢气品质会产生一定影响，负荷波动影响制氢系统温度和能耗。未来，应进一步提升电解槽部件性能，优化压力、液位控制、拓宽制氢系统波动区间，通过关键设备和材料开发、强化系统智能控制策略可以实现节能降耗。
2019年10月，华能清能院已在华能洮北风电场建立了50m3/h集成式碱性水电解制氢系统，这是目前国内已投运的制氢功率最大的风电制氢示范项目，在升压、入网前，利用波动、间歇性风电完成超过5个月可再生能源动态电解制氢示范。
未来，华能集团将依据各地的产业特点，开展差异化的氢能项目开发，围绕大规模可再生能源基地建设，将氢能技术与“风光煤电输用”“源网荷储”一体化大型清洁能源项目有机结合，因地制宜地开发和利用氢能。华能集团还将利用“氢能+CCUS”等技术手段，在钢铁、水泥、煤化工等领域打造先进的低碳循环工业体系，加快能源消费领域电气化进程，助力实现碳达峰碳中和。
评论