衣宝廉等：关于电解水制氢技术发展的9条建议

来源：中国工程科学 作者：俞红梅、邵志刚、侯明、衣宝廉、段方维、杨滢璇  随着日益增长的低碳减排需求，氢的绿色制取技术受到广泛重视，利用可再生能源进行电解水制氢是目前众多氢气来源方案中碳排放最低的工艺。 以下是“电解水制氢技术研究进展与发展建议”节选内容——

电解水制氢的示范进展

在市场化进程方面，碱水电解（AWE）作为最为成熟的电解技术占据着主导地位，尤其是一些大型项目的应用。

• 一方面，AWE在碱性条件下可使用非贵金属电催化剂（如Ni、Co、Mn等），因而电解槽中的催化剂造价较低，但产气中含碱液、水蒸气等，需经辅助设备除去；

• 另一方面，AWE难以快速启动或变载、无法快速调节制氢的速度，因而与可再生能源发电的适配性较差。

我国AWE装置的安装总量为1500~2000套，多数用于电厂冷却用氢的制备，国产设备的最大产氢量为1000Nm3/h。 国内代表性企业有中国船舶集团有限公司第七一八研究所、苏州竞立制氢设备有限公司、天津市大陆制氢设备有限公司等，代表性的制氢工程是河北建投新能源有限公司投资的沽源风电制氢项目（4MW）。 由于PEM电解槽运行更加灵活、更适合可再生能源的波动性，许多新建项目开始转向选择PEM电解槽技术。 过去数年，欧盟、美国、日本企业纷纷推出了PEM电解水制氢产品，促进了应用推广和规模化应用，ProtonOnsite、Hydrogenics、Giner、西门子股份公司等相继将PEM电解槽规格规模提高到兆瓦级。

• ProtonOnsite公司的PEM水电解制氢装置的部署量超过2000套（分布于72个国家和地区），拥有全球PEM水电解制氢70%的市场份额，具备集成10MW以上制氢系统的能力。

• Giner公司单个PEM电解槽规格达5MW，电流密度超过3A/cm2，50kW水电解池样机的高压运行累计时间超过1.5×105h。

当前，国际上在建的电解制氢项目规模增长显著。2010年前后的多数电解制氢项目规模低于0.5MW，而2017—2019年的项目规模基本为1~5MW；日本2020年投产了10MW项目，加拿大正在建设20MW项目。 德国可再生能源电解制氢的“PowertoGas”项目运行时间超过10a；2016年西门子股份公司参与建造的6MWPEM电解槽与风电联用电解制氢系统，年产氢气200t，已于2018年实现盈利；2019年德国天然气管网运营商OGE公司、Amprion公司联合实施Hybridge100MW电解水制氢项目，计划将现有的OGE管道更换为专用的氢气管道。 2019年，荷兰启动了PosHYdon项目，将集装箱式制氢设备与荷兰北海的电气化油气平台相结合，探索海上风电制氢的可行性。

电解水制氢技术分类

在技术层面，电解水制氢主要分为AWE、固体聚合物PEM水电解，固体聚合物阴离子交换膜（AEM）水电解、固体氧化物（SOE）水电解。

图片来源：电解水制氢技术研究进展与发展建议 

其中，AWE是最早工业化的水电解技术，已有数十年的应用经验，最为成熟；PEM电解水技术近年来产业化发展迅速，SOE水电解技术处于初步示范阶段，而AEM水电解研究刚起步。 从时间尺度上看，AWE技术在解决近期可再生能源的消纳方面易于快速部署和应用；但从技术角度看，PEM电解水技术的电流密度高、电解槽体积小、运行灵活、利于快速变载，与风电、光伏（发电的波动性和随机性较大）具有良好的匹配性。 随着PEM电解槽的推广应用，其成本有望快速下降，必然是未来5~10a的发展趋势。SOE、AEM水电解的发展则取决于相关材料技术的突破情况。

PEM电解水制氢技术分析

PEM水电解槽采用PEM传导质子，隔绝电极两侧的气体，避免AWE使用强碱性液体电解质所伴生的缺点。PEM水电解槽以PEM为电解质，以纯水为反应物，加之PEM的氢气渗透率较低，产生的氢气纯度高，仅需脱除水蒸气。 电解槽采用零间距结构，欧姆电阻较低，显著提高电解过程的整体效率，且体积更为紧凑；压力调控范围大，氢气输出压力可达数兆帕，适应快速变化的可再生能源电力输入。因此，PEM电解水制氢是极具发展前景的绿色制氢技术路径。 也要注意到，PEM水电解制氢的瓶颈环节在于成本和寿命。电解槽成本中，双极板约占48%，膜电极约占10%。 当前PEM国际先进水平为：单电池性能为2A·cm–2@2V，总铂系催化剂载量为2~3mg/cm2，稳定运行时间为6×104~8×104h，制氢成本约为每千克氢气3.7美元。 降低PEM电解槽成本的研究集中在以催化剂、PEM为基础材料的膜电极，气体扩散层，双极板等核心组件。双极板及流场占电解槽成本的比重较大，降低双极板成本是控制电解槽成本的关键。 在推广应用层面，我国PEM电解水制氢技术正在经历从实验室研发向市场化、规模化应用的阶段变化，逐步开展示范工程建设，如国网安徽省电力有限公司的兆瓦级氢能示范工程将于2021年年底建成投产。 中国科学院大连化学物理研究所、阳光电源股份有限公司共同建立的PEM电解水制氢联合实验室——

• 针对PEM电解水技术产业化的关键问题，如廉价催化剂的活性与稳定性、膜渗透性、膜电极结构等开展研究攻关；

• 针对双极板、扩散层等，发展高电流密度与高电压条件下的廉价抗腐蚀镀层技术，着力提高电解效率、降低综合成本。

氢的储运方式

氢的储运方式有高压储氢、液氢、材料储氢、有机化合物储运氢、管道输氢等，其中高压储氢、液氢、管道输氢均需加压氢气，因而具有较高压力的PEM电解制氢具有与储氢需求匹配的天然优势。

• 高压储运氢是中小量用氢的常用方法，在200km距离以内，单辆鱼雷车每天可运输10t

• 氢，包括压缩、存储设备折旧费用在内的综合运费约为2元/kg。

• 材料储氢安全性好，但储氢容量低（1%~2%），仅适合原地储氢。若用于运输，运输费用明显过高。

• 有机化合物储运氢的储氢量可达5%~6%，运输要求与液体燃料类似，到达目的地后需应用脱氢设备进行脱氢处理，脱氢温度约为200℃。

• 利用现有的天然气管道，将氢气加压后输入，使氢气与天然气混合输送；在用氢端，从管道提取天然气/氢气混合气，进行重整制氢，这是快速储运氢的新方向。

PEM电解水制氢的产氢压力通常大于3.5MPa，很容易提升至4MPa，因而PEM电解生产的氢气无需额外的加压过程即可直接注入天然气管网。

• 德国已有天然气管网20%混氢的工程案例；

• 法国GRHYD项目在2018年开始向天然气管网注入含氢气（掺混率为6%）的天然气，2019年氢气掺混率达到20%；

• 英国在HyDeploy项目中实施了零碳制氢，2020年向天然气管网注入氢气（掺混率为20%），验证了电解制氢注入气体管网的技术可行性。

• 更为理想的情况是新建纯氢管道，欧洲多国启动了输送纯氢管网的初步规划论证，但开工建设尚需时日。

我国的输氢需求

我国西北地区的风能、太阳能资源丰富，西南地区的水电资源丰富，需要将相应电能输送至作为能源消耗中心的东部地区。 我国海上风电资源也比较丰富，是继英国、德国之后的世界第三大海上风电国家，快速发展的海上风电需要接入东部沿海地区电网。 利用这些可再生能源电力，通过PEM水电解方式获得绿氢，将氢通过油气公司现有的天然气管网输送至全国各地，这为氢的长距离输送、氢能可持续发展提供了新的可行技术方案。 适时在管理层面建立PEM电解水制氢、输氢的规范和标准，保障氢能产业的健康有序发展。

总结——发展建议

PEM电解水制氢技术具有运行电流密度高、能耗低、产氢压力高、适应可再生能源发电波动、占地紧凑的特点，具备了产业化、规模化发展的基础条件。为此建议：

• 从电催化剂、膜电极、双极板等关键材料与部件方面入手，通过产能提升和技术进步来压降成本，进而支持PEM电解制氢综合成本的稳步下降；

• 改善催化剂活性，提高催化剂利用率，有效降低贵金属用量；

• 研发高效传质的电极结构，进一步提高PEM电解的运行电流密度；

• 提升双极板的材料性能与表面工艺，在降低成本的同时提高耐蚀性能。

随着我国风、光、水等可再生能源的快速发展，预计电解水制氢技术与应用将进入稳步上升期。为此建议：

• 结合西北、西南、东北、沿海等地区可再生能源丰富的天然禀赋，加大利用可再生能源来进行PEM电解水制氢的示范力度；

• 结合商业化推广，全面降低PEM电解水制氢的成本，适应可再生能源规模化发展态势；

• 在西北、西南、东北、沿海等地区进行大规模的电解水制氢装备应用，将高压氢掺混后送入天然气管网，用氢地区则从天然气管道中取氢；

• 天然气中的氢浓度为5%~20%时用氢地区采用膜分离方法从混合气中提取氢，氢浓度低于5%时采用混合气重整制氢方法，由此既不增加CO2排放，也具有长距离输氢的技术可实现性。