标准相对缺乏
氢能利用在我国并不是新鲜事物。早在上个世纪60年代，我国就开始研制水电解制氢技术，“氢气作为一种能源，最近两年才在中国火起来，推动因素有二，一是减排需求，二是弃电现象严重，而电解水可以将可再生能源制成氢气储存使用。”中船重工七一八研究所制氢设备工程部副主任陈天山告诉记者，我国加压水制氢技术，世界领先，“全球范围，我们能做到前3名，且我们的碱性水电解制氢单台电解槽产氢量能达到600立方米／小时，领先于其他两家。”
“我国与国外制氢设备的技术和产品相比，没有绝对差距，品质纯度都是99．999％，区别在设备的标准。我们的设备常需要人来现场维护，而国外设备的故障率较低。”王德军指出，我国使用的国标与外企参照的美标、欧标在指数、参数上还有差距。
据了解，2008年我国就成立了两个与氢能技术直接相关的全国标准化技术委员会，全国氢能标准化技术委员会（SAT／TC 309）和全国燃料电池及液流电池标准化技术委员会（SAC／TC 342）。目前我国氢能技术应用标准较为丰富，多为燃料电池技术标准。而氢能基础、安全、制备和检测方面的标准相对缺乏，储存、输运、加氢站等氢能技术推广应用基础标准更是严重不足，为进一步加快我国氢能发展步伐，亟需完善相关标准。
与可再生能源融合发展
氢气储能相比化学电池储能具有体量大、储存时间长，容量增减适应性强、大容量储能成本低等多重优势，可用于缓解弃风弃光顽疾，氢储能由此应运而生。
氢气的获得相对容易，太阳能、生物质、风能、海洋能、地热能等可再生能源均可直接或通过发电来获取氢。据中国可再生能源规模化发展项目资料显示，我国可再生能源可获得量每年达73亿吨标准煤，而现在每年的开发量尚不足0．4亿吨标煤。
如能将可再生能源与氢能有效结合，对整个行业发展将大有裨益。可喜的是，近年来我国在可再生能源制氢方面逐渐摸索出一些成果。河北沽源县10兆瓦电解水制氢系统及氢气综合利用项目，一期200兆瓦风电场已并网发电，制取的氢气用于工业生产和燃料电池的资源储备；金风科技也在吉林长岭规划了100兆瓦的风电项目，10兆瓦的风电制氢储能示范项目；包括中广核、华能、国电投、国网等央企在内的能源集团在积极布局制氢储能来缓解或者解决日益严重的可再生能源消纳压力。
但是风电制氢规模化发展面临成本与运输两大瓶颈。相较于煤制氢、天然气裂解制氢、甲醇制氢等制氢方式，风电制氢不具有经济优势，每公斤成本大于30元，且运输能力弱。
值得期待的是，“氢气按照一定比例掺到天然气管道”则提供了新的思路，德国E．ON和Greenpeace Energy公司建立的6兆瓦风制氢示范项目，在用电需求高峰时段，优先将风电全部并入电网，在电力需求低谷时段，将风电转化为氢气储存起来，然后再通过天然气管道掺氢输送至热电厂进行热电联供。这种模式适用于大规模和高产能运用，既能消纳体量庞大的过剩电力制氢，增加天然气供应量，又减少了运输成本扩大输送半径，目前已实现商业化运行。有预测称，德国风能制氢发展还将加速，2030年德国的电解槽需求量将达到16吉瓦。
王德军告诉记者，针对弃电制氢储能市场，各个公司都在研发适合储能的产品。“再生能源过剩电力制氢储能在技术上是可行的。从经济效益来看，如区域成本电价进一步降低或得到政府一定补贴，将能实现商业化运行。”
陈天山同样表示，作为前瞻性运用，非常看好可再生能源制氢前景，这也是七一八研究所重点项目之一。目前，七一八研究所与北京亿华通科技公司达成协议，将为河北可再生能源制氢项目提供设备，以支持2022年北京—张家口冬奥会布局的燃料电池车辆运行。
来源：中国能源网 作者：卢奇秀
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