我国沿海地区凭借风资源、核能以及海港优势，可发展具有沿海特色的氢源基地。发展初期，依靠化工副产制氢推动氢能产业起步；中后期利用风、核等清洁能源从根本上实现零排放绿色制氢。以大规模环境友好型制氢基地为目标，简述了符合我国沿海特色的相关技术路线，并指出可依托海港优势形成液氢集散中心，成为液氢集散枢纽，最终耦合布局风电、核能制氢基地以及液化天然气接收站，统筹布局形成沿海特色氢源基地。
氢能是国际公认的未来能源之一，加快推进我国氢能产业发展，是积极应对气候变化、保障国家能源安全的战略选择。目前主流的制氢方式包括化工副产制氢、煤气化制氢、天然气重整制氢、甲醇重整制氢、水电解制氢。若考虑环境友好性，煤气化制氢、天然气重整制氢、甲醇制氢依然有较高的碳排放，无法从根本上解决能源与环境的矛盾。
基于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，以及拥有丰富化工副产氢的现状，现阶段蓝氢路线可作为有效的过渡方案，推动氢能产业铺开及公用基础设施普及，巩固氢能发展基本盘。据不完全统计，我国焦炉煤气、丙烷脱氢、烧碱工业等可利用副产氢超过800万t/a。随着CO2集中捕集技术的发展，结合碳捕集、利用与封存技术的化石燃料制氢技术有望在内陆获得重视。
为达成“碳达峰”和“碳中和”的目标，未来大规模制氢的发展方向将是利用风力发电、光伏发电等可再生能源进行电解水制氢，此外核能制氢同样具有美好前景。我国沿海地区依托海洋，相较内陆地区拥有海上风电以及核电优势，可打造具有沿海特色的氢源基地。
沿海特色氢源基地思路简述
我国东南部地区拥有蕴含丰富风力资源的漫长海岸线，现我国正积极发展海上风电。综合考虑冷却、运输、安全等因素，沿海相比内陆更适合建造核电站。同时沿海地区利用港口优势可形成能源传输枢纽。基于上述特点，沿海地区可发展具有沿海特色的氢源基地，如图1所示，沿海地区的氢源基地具有两大功能：一是新能源制氢基地；二是氢能集散中心。
发展初期，选用成本较低且技术成熟的工业副产氢加速氢能产业布局；中后期，利用海上风电及核能制氢，可真正做到零排放、零污染。大规模制取的氢可直接以气态形式短距离运送至附近需氢用户，也可输往氢液化基地转换至液态以便进行远距离运输。类似LNG接收站，沿海可建造液氢集散中心，从廉价氢源地进口氢，亦可将氢出口获利。依托LNG接收站，可利用LNG气化冷能有效降低氢液化系统能耗。
图1 沿海特色氢源基地架构
沿海特色新能源制氢技术
风电制氢
氢因其能量密度高、寿命长、便于储运的优点，适于风电规模化综合开发利用及储存。风氢耦合发电已成为一些国家解决风电上网“瓶颈”问题的重要手段，不仅可以提升电力输出品质，还可提供绿色环保的氢，供进一步综合利用。
风氢耦合发电的初衷是为了解决风电的间歇性问题，将其作为一种储能方式。2004年，美国启动了Wind2H2计划，致力于研究适用于风电的氢储能技术。利用“废弃”风电来电解水制氢储能，不仅可解决弃风问题，还能反过来利用氢气再发电增强电网的协调性和可靠性，并且整个过程清洁环保，几乎不产生二氧化碳。然而，风氢耦合发电系统的能量转换效率较低，在当前的技术水平下，“风电-氢-电”的转换效率低于40%，不适合规模化推广应用。因此，今后风氢耦合的重点应是更具前景的“风电-氢-用”的模式。
未来随着氢能应用的多样化及普遍化，氢需求量大幅增大后，风电制氢将从废风制氢的辅助并网模式转变为专一制氢的非并网模式。去除并网设备成本后，大规模风电制氢的经济性将会进一步提升。
风电制氢的技术关键在于水电解制氢，水电解制氢技术主要有三种：碱性水电解制氢、纯水质子交换膜（PEM）水电解制氢、固态氧化物电解池（SOEC）电解水制氢。如表1所示，碱性水电解制氢技术和PEM水电解制氢技术现已有商业化运行，前者较为成熟而后者由于成本较高暂处于早期商业化试验阶段，SOEC虽然效率较高但还处于研发示范阶段。
在辅助并网的风氢耦合模式下，采用弃风弃电制氢，因风电间歇性和随机波动性特点，要求水电解装置具有不稳定电能条件下安全、可靠、高效的制氢能力。现阶段技术水平的碱性水电解制氢设备的冷启动响应以及功率波动情况下制氢品质欠佳。而PEM可快速响应，可匹配适应风电场的功率波动性，但投资成本较高，目前不适合大规模推广应用。
综上所述，未来大规模的风电制氢若采用专一制氢的非并网模式，可考虑碱性水电解技术和PEM水电解技术协同使用：以碱性水电解设备为主，发挥其成本低的优势大规模装机；PEM水电解设备辅助使用，利用其快速响应优势以匹配风能功率波动。
核能制氢
利用核能，可以实现氢气的高效、大规模、无碳排放制氢。核能制氢技术研发为未来氢气的大规模供应提供了一种有效的解决方案，同时可为高温堆工艺热应用开辟新的用途，对实现我国未来的能源战略转变具有重大意义。
未来核能在非发电领域的应用备受瞩目，第四代核能系统的6种堆型（钠冷快堆、气冷快堆、铅冷快堆、熔盐堆、超临界水堆、超/高温气冷堆）中，具有固有安全性、高出口温度、功率适宜等特点的超/高温气冷堆，被认为是非常适合用于制氢的堆型。
核能制氢所利用的主要是核反应产生的热量。如图2所示，核能制氢技术路线包括：高温重整烃类制氢、高温热化学循环分解水制氢、高温蒸汽电解制氢、核电电解水制氢。
图2 核能制氢技术路线
利用核热代替常规技术中由燃烧化石燃料产生的热源进行烃类的高温重整制氢，可减少CO2排放，但仍无法做到零排放。剩下的3种零排放技术路线中，利用核能发电再进行常规电解水制氢，与其他新能源发电电解水制氢路线类似，虽技术较为成熟，但效率较低，不适合未来大规模制氢场景。与间接使用核热的电解水路线不同，高温热化学循环分解水（碘硫循环和混合硫循环）制氢和高温蒸汽电解制氢可全部或部分地直接利用反应堆提供的工艺热，减少了热-电转换过程中的效率损失，可实现核能到氢能的高效转化。
碘硫循环被认为是最具应用前景的核能制氢技术。碘硫循环由三步反应相耦合组成闭合过程，反应温度条件为800～900℃，反应的净结果为水分解生成氢气和氧气。反应的第一步为Bunsen反应，温度为20～-120℃；第二步为硫酸分解反应，温度为830～900℃；第三步为氢碘酸分解反应，温度为400～500℃。碘硫循环制氢效率可达50%以上，且易于实现放大和连续操作，适合大规模制氢场景。
混合硫循环反应的净结果同样为水分解生成氢气和氧气。混合硫循环由二步反应组成：第一步为SO2去极化电解反应，温度为30～120℃；第二步为硫酸分解反应，温度为850℃。混合硫循环的第一步为电解反应，因此反应流程需要同时利用高温热和碘，其效率要远高于常规电解。
高温蒸汽电解利用固体氧化物燃料电解池（SOEC）实现高温水蒸气的电解。SOEC与常规电解技术相比，反应需要在高温条件（一般在700℃以上）下进行，因此利用核热可显著提高制氢效率。
液氢港口与LNG接收站冷能回收
日本提出了利用海运进口液氢的方案并一直在积极进行实质性探索，神户大学联合岩谷气体以及日本材料科学研究所于2017年在大阪成功进行了小型液氢船运载试验。日本计划在2020—2030年期间实现氢的商业进口，氢源地为澳大利亚。根据计划，澳大利亚将利用作为闲置能源的褐煤进行气化制氢（含碳捕集）并进行液化处理，日本无碳氢供应链技术研究协会将在2020年利用搭载2个1250m3容量储罐的液氢槽船进行海上液氢转运。
参考日本的思路，我国沿海地区具有建设LNG接收站条件的地区可以考虑建设液氢港口。与LNG接收站的单一接收功能不同，液氢港口可同时担负液氢进口或液氢出口的责任。在缺氢源的阶段，可仿照日本的进口端模式，进口国际上较为廉价的液氢作为补充备用；在大规模制氢铺开后产能充足的阶段，可仿照澳大利亚的出口端模式，向周边氢资源紧缺的国家出口液氢以获取利润。
在LNG接收站，LNG气化过程中存在大量具有回收价值的冷量，若是将氢出口港和LNG接收站联合建设，可考虑利用LNG气化过程的大量冷能对氢液化循环进行预冷，可在解决LNG冷能利用问题的同时，有效降低氢液化的能源需求和资本成本。
结论与展望
根据沿海地区能源特点，建立风电制氢和核能制氢基地可满足未来绿色氢能的发展趋势，大规模供应无碳氢。风电制氢从弃风制氢的辅助并网模式转变为专一制氢的非并网模式，可提升制氢的转换效率和经济性。非并网模式下，综合考虑不同水电解制氢的设备成本及技术特点，碱性水电解设备为主并以PEM水电解设备辅助的方案或许具有较好应用前景，可深入研究分析。利用第四代核能系统的高温核热，高温热化学循环分解水制氢和高温蒸汽电解制氢可实现核能到氢能的高效转化，可在未来应用于大规模无碳产氢。
依托LNG接收站经验建立液氢港口，成为国际液氢集散中心，有利于发展国际氢能贸易。
联合风电制氢、核能制氢、液氢港口，耦合形成沿海特色氢源基地，可发挥氢作为实体能源的优势，助于氢实现对石油的替代，有利于向无碳社会过渡。
