电解装置可以建在风电场，也可以建在炼厂，可依据具体情况进行研究评估。电解装置建在炼厂明显的优势在于可综合利用炼厂热能。一般电解温度约90℃，当风电不稳定停止电解时，可综合利用炼厂其他热源为其保温，为有电时继续电解制氢保持稳定的反应条件并减少能耗。

 

    美国空气产品公司成功地依靠氢储存和氢气管网为墨西哥湾一带的炼厂提供氢气。从新奥尔良到休斯敦的氢气管道长达1000千米，当一个地区制氢负荷下降，可通过管道及时从其他地区增加供应。中国石化的三个炼油集群地区可根据今后发展的要求，综合考虑风电制氢对干气制氢的替代，在风电制氢量大的地区建设氢储存，在区域内甚至区域之间建设氢气管网，解决风电制氢的间歇性问题，保障氢气供应。

 

    风电制氢、干气液化气集约化利用效益大

 

    风电制氢的经济性要从多角度、整体性和长远利益来考量。中国石化干气制氢生产成本一般约1.8元/立方米氢气，而目前国内电解制氢生产成本一般约5.5元/立方米氢气。表面上看干气制氢成本要低于电解制氢，但进一步分析发现，国内电解制氢用电单耗一般约5.5千瓦时/立方米氢气，工业电价约0.56元/千瓦时，不含电费的电解制氢生产成本约2.4元/立方米氢气。随着未来风电设备单位投资下降、机组效率提高，风电成本将从目前约0.4元/千瓦时降至约0.3元/千瓦时，电解用电单耗按4.6千瓦时/立方米氢气计，则风电制氢生产成本可能降至约3.8元/立方米氢气。煤电的二氧化碳排放为0.87千克/千瓦时，使用清洁风电制氢每立方米可获得碳资产约4千克，按碳资产价值40元/吨计，相当于每立方米氢气可获得0.16元补偿。即风电制氢成本比干气制氢高出约1.8元/立方米氢气。干气制氢耗干气一般约0.4立方米干气/立方米氢气，即使干气不做集约化利用而作为商品出售，0.4立方米干气也能收入约1.2元，即风电制氢成本比干气制氢仅高出约0.6元/立方米氢气。而且风力发电的成本与化石燃料发电不同，不受燃料价格上涨的影响，因此未来风电制氢成本不会像干气随原油的价格而上涨，再加上干气集约化利用并带动液化气的集约化利用，将产生更大的效益。

 

    2011年中国石化在环渤海、长三角和珠三角地区炼厂干气资源量达440余万吨、液化气590余万吨，有集约化利用的条件。而这些地区属国内经济发达、环境压力大、公众对环保关注度高的敏感地区，减少碳排放压力很大。

 

    我国海上风能资源的评估正逐步深入，有广阔的风能发电前景。海上风速较陆上高、有更稳定的主导风向，对环境影响比陆上更小。在东部沿海经济发达地区，人口密度大、不征土地是海上风电发展的最大优势。中国石化在沿海地区已有集群化发展的基础，有石油工程的浅海和海上勘探开发工程技术经验，可与海上风电建设和运营维护实现共享。预计到2020年，国内海上风电将走上规模化发展道路。中国石化发展海上风电，可以争取国家政策鼓励，取得先入优势。氢燃料汽车前景远大，中国石化占据海上风电制氢的桥头堡，将具有长远的战略意义。