1. 引言
2015年“三北”地区风电弃风限电问题进一步加剧，弃风电量达到339亿千瓦时；全国风电平均年利用小时数下降到1728小时，比2014年下降165小时 [1] 。
氢可作为一种储能载体，同时也是一种化工原料，其市场定位包括两个方面，其一是当前大力发展的可再生能源储能市场，其二是氢气直接作为产品，应用于煤化工、燃气市场等市场。Power to Gas技术路线 [2] 即是将电力转化成氢气(或者间接转化为其他可燃气体)，因此作为多元化能源形式以及解决弃风限电问题，该技术路线在国内外都有积极探索 [3] [4] [5] ，并于2016年中国“两会”提案中有所体现，提案指出应结合国内实际情况，做好顶层设计，积极推进相关实验研究平台以及示范项目的建设，利用好国内外技术研发能力，推动电转化气产业的快速发展 [6] 。
美国于2007年3月第一次启动了风能制氢Wind2H2项目，该项目采用多余的风电进行电解制氢，氢气进行储存，根据需要采用氢气内燃机或燃料电池发电补充电力。
美国能源部(DOE)的目标是到2017年，风能制氢成本力争低于2美元/kg。德国EON公司2012年8月开始建设一座每小时产生约360立方米的风能制氢电厂，将风能储存于燃气网中。从2013年起，多余的电力将不被电网消纳，过剩的电能将被送往燃气厂。2012年10月，在为电网提供电力的同时，德国Thüga集团将太阳能和风能电解制得的氢气添加到市政燃气网络中，氢能进入市政燃气网络的模拟将持续到2016年。
在国内，风能制氢和燃气管网结合起来，既可以避免地域限制，又可以实现能量远距离输送，而且储能的容量规模较大，成本低，可以大大提高风电在能源中的比例。假设天然气管网的每年输送总气量按1000亿立方估算，采用现有的天然气管网储运掺氢2%的混氢天然气，其中氢气为20亿立方米，则一年大约可以储存电能90亿千瓦时；如果按20%的比例储存电网多余的风电，则大约可以储存20.00 GW风电场半年的发电量(等效标准小时数按2000H估算)，对于促进能源体系的安全是有促进意义的。
2. 经济模型假设和分析
2.1. 经济模型假设
以国内某风电场为例，采用多余的风电电解制氢(受并网限制)，风场装机容量为99 MW，66台1.5 MW机组，配有10 MW制氢电解槽。本模型基于所有机组全年10分钟平均数据来进行全年数据分析，有文章 [7] [8] 研究了电解槽的运行模式，主要分为稳定功率运行和波动功率下运行。本文经过分析选择了其中波动运行的电解槽模式，该模式可以再分为以下两种运行子模式讨论，其一是风电和网电配合使用制氢的连续模式，即：如果风力发电机没有运行或者不能满足制氢系统的最低功率时，由电网提供额外电力，其二是只有风电制氢的不连续模式，也即是说当风速处于风机的切入风速和切出风速之间，只有风力发电机提供制氢电力。本模型做以下几点基本假设：
1) 电解槽在波动运行中的效率μ不变，μ = 5 m3H2/kWh，与风场功率的随动时间延迟为0，其制氢量与其功率波动为线性关系，波动区间为25%~100%，即：制氢系统的最小运行功率是其额定功率的25%，对于连续波动运行模式，当风场的出力小于制氢系统的最小运行功率时，则由电网提供电力并满足制氢系统处于最小功率状态，对于非连续波动运行模式，当风场的出力小于制氢系统的最小运行功率时，则停止制氢系统的运行；
2) 10MW电解槽价格为4600元/kW;
3) 所使用的电网电力价格为0.52元/kWh；
4) 风场除了基本检修以外，其运行正常，不存在意外停机；
5) 本模型的原始数据为该风场的原始10分钟平均数据，选取风速、风机功率、限电功率等参数，每个参数全年中一共有52560个点，因此能够代表该地区的风资源以及发电情况，所有的计算都按照1)中的假设模式进行，风场数据的计算结果直接反映在表1和表2中。风场的数据处理公式和计算过程比较简单，未有复杂的数学处理过程，因此本文并未给出详细的计算过程。
(1)
(2)
其中
是氢气的体积，
是氧气的体积，
为制氢系统总耗电量，μ为制氢系统效率。
模式1：制氢系统连续运行
(3)
为制氢系统消耗的电网电力，
为制氢系统消耗的风电量。
模式2：制氢系统不连续运行
(4)
为制氢系统消耗的风电量。
静态回收期：
(5)
2.2. 模型分析
在表1和表2中，本文设定了几种情形：
1) 不同氢气价格；
2) 考虑氧气和不考虑氧气的收益；
3) 连续运行(见表1)和不连续运行(见表2)模式，也即是电解槽是否使用电网电力的两种模式。
因此，由表1和表2可以得出本文模型中以下几个分析结果：
1) 氢气价格的影响，10 MW条件下，氢气价格大幅提高，无论电解槽系统是否连续运行模式，其经济性都明显提高；
2) 无论电解槽系统是否连续运行模式，氧气作为另外一个副产品氧气，对于提高经济型有促进作用，
Table 1. Electrolyser continuous senario with power output between 25% and 100%
表1. 电解槽在25%~100%之间连续波动运行模式
对于CDM机制的碳减排等补贴也是同样的道理；
3) 使用电网电力参与电解槽制氢，可以使得整个系统的弃风利用比例提高，显而易见这是由于风电输出功率的波动性和不连续性引起的；
4) 当氢气价格较低时，不连续运行模式的经济性要优于连续运行模式下经济性，这是由于氢气价格过低带来的整体效益不足以抵消使用电网电力带来的成本；
5) 当氢气价格较高时，电解槽系统增加电网电力的使用占比，可以提高经济性，本文发现临界点在于2.3元/Nm3。
3. 结论和问题分析
本文模型中氢气平衡价格点2.3元/Nm3，当氢气价格超过了平衡点价格，电网电量使用的越多其系
Table 2. Electrolyser uncontinuous senario with power output between 25% and 100%
表2. 电解槽在25%~100%之间不连续波动运行
统的经济性就越好，这是因为制氢系统是波动运行的，尽量多的用了弃风电量；相反，当氢气价格当然模型计算出来的氢气平衡价格点是要随着网电价格、制氢系统耗电效率、电解槽功率和风资源分布的变化而变化的，其他风场的数据分析需要参考以上几种因素的具体变化。
氢气作为原料和能源两种形式同时存在，其市场是不同的，因此该平衡点价格是分析风电就地多元化应用的关键参数。比如煤化工使用的氢气价格要求比较低，但是纯度要求不高，燃料电池使用的氢气价格一般比较高，其纯度要求也高。
当前风电波动条件下电解槽长周期运行并未有先例，这会引起的电解槽性能下降 [9] [10] ，是本文模型假设中没有完全考虑的，因此需要增加一定的折减系数之后才能用于实际经济模型评价。
由于电解制氢的单位电耗直接决定制氢成本，因此研究和应用电解电耗尽可能低的电解槽技术是十分关键的。当前制氢电解槽技术主要有碱性电解槽、PEM电解槽和高温固体氧化物电解槽。其中三者的技术成熟度依次降低，但是制氢效率依次增加，目前大型化应用主要以碱性电解槽为主，PEM电解槽和高温固体氧化物电解是下一代电解槽技术。虽然高温固体氧化物电解槽技术不成熟，但电解制氢电耗最低，其制氢成本基本与化石能源制氢成本相当，是电解制氢最有潜力的技术，值得我们长期持续关注和投入。
4. 行业关联性
当前国内合成氨工业主要是以煤和天然气为主，风电制氢的纯度较高，氢气在合成氨或尿素生产工艺后段加入，可以提高生产产率和生产效率，降低生产能耗，节省煤或者天然气消耗，减少碳排放，减轻污水处理的压力。对于煤制甲醇工业，采用电解制氢和氧气进行甲醇生产，较传统工艺生产一吨甲醇大约可以节约50%的煤，减少约60%的二氧化碳排放，同时可以减少昂贵的空分装置和CO变换设备投资。低掺入比混合天然气可以直接用于家用燃气，可以提高燃烧效率、降低燃料成本，同时实现天然气资源的节约。此外，高纯度氢气的需求场合也十分众多，比如电子工业(半导体、太阳能等)、热电厂、食品加工业、精细化工等；对于国内外都在大力发展的燃料电池汽车，作为下一代新能源汽车，风能制氢对于加氢站的氢气来源是十分关键的。
这些一方面促进可再生比重在整个能源体系中的提高，同时根据不同地区的产业格局促进了电力就地消纳，也丰富了能源的多样化。