鉅大LARGE | 點擊量：6278次 | 2018年11月11日
幾種電解水制氫技術 哪種應用更具經濟性
氫能，作為一種與石油一樣可以廣泛同時應用于熱、電和交通工具三種燃料的全能型能源，被國際能源署定義為“高級”能源，是一種理想的優質清潔能源。
2017年作為國內燃料電池產業化的元年，氫能終端應用——燃料電池汽車的產業化標志著國內已逐漸形成完整的閉環氫能產業鏈。其中燃料電池和燃料電池汽車最受人矚目，大量資金和許多大型企業開始布局燃料電池產業，以期在不久的未來占據行業制高點，反觀產業鏈上游的制氫企業卻屬鳳毛麟角。
眾所周知，目前氫能行業的痛點有二：一是兼具經濟性和安全性的氫氣制取和儲運方式；二是高昂的氫能基礎設施建設費。這兩點都和氫氣的制取和儲運方式的選擇有關。
長期以來，國內的制氫大多都是煉油廠自建用來滿足本廠的氫氣需求，國內專門制氫的企業數量并不多且發展滯緩。傳統煤制氫、天然氣制氫和其他化工原料制氫技術都存在一定的高能耗、高污染、工藝流程長且出氫純度低等缺點，而電解水制氫技術則具有零排放和產品純度高等優勢，耦合可再生能源電解水制氫，還能有效消納“三棄”電力，調整電力系統能源結構。
德國最早引入P2G(powertogas)的概念，即利用可再生能源導入量的擴大，利用風力發電、太陽能發電等的剩余電力電解水生成氫，然后提供給現有的燃氣管道網絡電解水技術路線。目前電解水技術可分為三種，堿水電解、固體氧化物電解和PEM純水電解水技術，技術參數對比詳見表1。
符合Exic IIB T4 Gc防爆標準
充電溫度：0~45℃
-放電溫度：-40~+55℃
-40℃最大放電倍率：1C
-40℃ 0.5放電容量保持率≥70%
堿水電解技術發展最為成熟商業化程度最高，因其技術最為成熟且成本更低，國外代表企業有法國Mcphy公司、美國Teledyne公司和挪威Nel公司，國內代表企業有蘇州競立制氫、天津大陸制氫和特種718所。
2015年，河北建投新能源有限公司與德國McPhy公司、Encon等公司進行技術合作，引進德國風電制氫先進技術及設備，在河北省張家口市沽源縣建設200MW風力發電場，并建設電解制氫裝置以及氫能的儲存、運輸及綜合利用系統。
PEM純水電解技術因其出色的可再生能源適應性和清潔無污染等特點，目前也成為各大電解水制氫企業的研究重點，但是其成本高一直阻礙其產業化發展的難點(單位產能的PEM純水電解設備是堿水的兩到三倍)。大規模產業化是一條有效的降低PEM純水電解裝置的手段。
目前，國內有關PEM純水電解技術研究僅限于特種718所、中電豐業、中科院大連化物所、安思卓和山東賽克賽斯氫能這幾家科研單位或者企業，且產業化程度低。而國外的Proton公司和Hydrogenics公司的幾乎囊括了世界范圍內的PEM電解水產品市場。
2018年3月，三峽資本與美國Proton(已被挪威Nel收購)簽署氫能產業合作協議，雙方將在濰坊市高新區成立合資公司，設立生產工廠和研發中心，以期大幅度降低設備造價，使低成本、大規模制氫成為可能。
PEM電解水制氫與質子交換膜燃料電池工作流程互為逆過程，如圖1所示。但是兩者的關鍵材料如催化劑、MEA和雙極板卻不盡相同，當然，可逆燃料電池是一個個例。
單純就PEM電解水技術而言，本身是比較成熟的，2018年“可再生能源與氫能技術”國家重點專項指南，就把“MW級固體聚合物電解質電解水制氫技術”列為重點科研專項，指南明確指出要攻克PEM電解水制氫裝置的共性關鍵技術的難點，并對其功率、直流電耗、功率調節范圍和儲氫壓力都提出了很高的要求，遠超過目前市面上歐美商業化產品。PEM純水電解水技術產業化事業已變得迫在眉睫。
據了解，三峽資本認為在引進Proton的PEM電解水設備生產線后，設備價格將會降低到原來的1/3，而目前國內代理報價400Nm3/h的PEM產品銷售價格為2000萬RMB左右(不含稅運)，按照這個估算，產業化后的MW級PEM電解水設備可降至1.5萬RMB/(Nm3/h)。以500Nm3/h(1MW，同等規格堿水制氫設備售價1.0萬RMB/(Nm3/h))為日供氫量300Kg的加氫站為例，針對不同電價對PEM純水電解制氫成本進行敏感性分析。
(1)利用工業用電現場制氫
假設大工業用電平均電價為0.687元/(kW？h)，通過成本核算計算得到制氫成本約為3.68元/Nm3，另折算加氫站建設和管理運行成本，與目前加氫站示范運營加氫定價40元/Kg(3.965元/Nm3)相近，所以用大工業電現場制氫加氫這種方式不具經濟性。
(2)利用可再生能源制氫+輸氫
假設可再生能源發電價格0.1元/(kW？h)，氫源距離加氫站50km，則利用長管拖車輸氫成本為0.3元/Nm3，加氫站建設運營成本折算為1元/Nm3(折算年限15年，不包含加氫站土地購買費用)。綜上，利用可再生能源制氫和長管拖車高壓輸氫的方式加氫，制氫成本為2元/Nm3，預期氫氣售賣利潤空間高達50%。當然，隨著可在能源制氫地與加氫站距離的增加，輸氫成本會相應升高，這時，需要更具經濟性和規模性的儲氫輸氫技術路線，例如有機液態儲氫、固態儲氫或深冷液氫等。
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