引言

氢作为一种清洁能源，具有功能多、清洁灵活的优点，其质量和能量密度几乎是汽油的三倍。氢能被认为是能源转型、工业和交通深度脱碳的关键支柱。在“双碳”目标下，以新能源为主体的新型电力系统建设正在加快，氢储能是实现可再生能源高比例接入电网的重要解决方案。预计到2030年，全球氢能总投资将达到5000亿$，低碳氢产能将达到1100万t/a,其中，绿氢和蓝氢分别占70%和30%。中国氢能产业处于政策风口。2019-2022年，国家先后发布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》等重要文件。目前，30个省、市、自治区已发布氢能规划和指导意见，超过三分之一的中央企业已布局氢能产业链。到2025年，我国可再生能源产氢量将达到10-20万t/a，成为新氢能消费的重要组成部分。

1、实施海上制氢模式存在的困难

海上制氢模式是通过集电线路将海上风机产生的电力输送到海上制氢平台，通过管道或储氢瓶将水电解后输送到陆地。结合现有技术发展和设备制造能力，实施海上制氢模式存在以下困难：（1）海上环境条件相对恶劣，存在盐雾等不利因素，缺乏制氢设备在海上的运行和维护经验。（2）海上氢气储运困难，缺乏海上氢气管道和海上平台氢气充装运输经验。（3）海上施工作业困难。（4）需要增加海水淡化设备。随着海上风电逐渐进入深海，大规模供电也面临着技术和经济的双重考验。因此，海上制氢平台集中制氢作为风电消耗的解决方案值得探索。本研究通过配套设计海上制氢平台，实现“风机绿电、电解绿氢”，对海上制氢平台进行深入研究，探索现有技术条件下海上风电集中制氢的可行性。

2、海上风电制氢系统方案

海上风电制氢系统主要由海上风电机组、电解水制氢系统和氢储运系统组成。根据电解水制氢系统的不同位置，主要有两种不同的解决方案：一种是陆上电解水制氢方案；另一种是海上电解水制氢方案。根据海上电解水制氢系统的不同形式，后者可进一步分为集中式电解水制氢和分布式电解水制氢两种系统方案。

对于陆上电解水制氢方案，海上风电机组产生的电力通过海底电缆、升压站等设施输送到陆上电解水制氢系统。其优点是灵活性高。制氢系统可作为电网调峰的有效手段，完成陆上制氢、储运，也具有系统安装维护方便的优点。然而，在我国海上风电发展深入远海的必然趋势下，海底电缆成本和海上升压站或换流站的建设和维护成本不断增加，在电力传输过程中存在一定的损失。对于海上高压交流(HVAC)风电场装机容量500~1000MW的输电系统、离岸距离50~100公里时，海缆损耗为1%~5%。对于海上高压直流(HVDC)输电系统，考虑到风电场容量和离岸距离的不同，海缆损耗为2%~4%。相比之下，海上输气管道的传输损耗小于0.1%，同时，与传输相同能量的等效海缆相比，海上输气管道的建设成本更低。因此，海上电解水制氢方案受到广泛关注，海上风电制氢开始从输电向输氢转变。

在海上集中式电解水制氢方案中，海上风电机组产生的电力通过风电场集电海缆收集到海上电解水制氢平台。该平台制氢完成后，通过输气管道传输到岸上。其优点是可以利用现有的海上油气平台或油气管道将油气平台转化为制氢平台，有效降低项目投资成本。在海上分布式电解水制氢方案中，不需要建设海上电解水制氢平台，而是在每台风电机组塔底平台上安装模块化制氢设备，直接在风电机组侧制氢。产生的氢气通过小型输气管道收集到收集歧管，压缩或直接通过大直径管道传输到岸上。该方案最大限度地用氢气输送管道取代了海上输电设施，降低了能源输出成本，但风电机组侧模块化电解水制氢技术有待进一步优化。

3、海上风电制氢技术发展现状

根据电解槽的地理位置，海上风电制氢技术方案可分为岸上制氢和海上制氢。相比之下，岸上制氢需要通过海底电缆将海上风电场的电力输送到岸上的电解槽，然后利用城市工业用水生产氢气。海上制氢是在海上风电场附近的制氢平台上生产氢气，也是将电解槽内置于海上风机舱或塔筒内的综合设计方案，使单台风力发电机既能发电，又具有电解水制氢的功能。目前，绝大多数项目采用海水间接制氢路线，即先淡化海水，再电解制氢。海水淡化技术，特别是反渗透膜技术的发展相对成熟，海水淡化成本降至3～5元/t。同时，海水淡化所需的能耗仅占电解水工艺的0.7%，其在电解水制氢总成本中的比重几乎可以忽略不计。此外，海水直接电解制氢技术也成为热点，节省了海水淡化环节，直接使用海水原位电解制氢。由于海水富含无机盐、带电粒子、微生物等杂质，直接电解会导致离子通道和催化活性点堵塞，导致催化剂中毒、矿物沉淀、设备腐蚀等一系列问题，严重影响电极和膜材料的使用寿命。总的来说，海水直接电解制氢技术仍处于实验室研发阶段。目前的技术难点是开发低成本、高效的高选择性析氧阳极催化剂材料、耐腐蚀电极和膜材料。由于海水淡化对电解水制氢成本影响不大，即使海水直接电解制氢技术取得突破，对制氢降本的贡献也将非常有限。

海上制氢也存在离岸输氢问题。主流方案有两种:船舶输氢和海底管道输氢，输送的物质可分为氢气、液氢、液氨和液态有机氢载体。babarit研究了船舶运输方案，发现高压气态或液态输氢在单位输氢成本上差别不大。短期来看，船舶输氢成本介于6.6～8.8欧元/kg，未来或降至最低3.3欧元/kg。Franco等比较了船舶输氢与管道输氢的经济差异。结果表明，当项目离岸距离小于250公里时，船舶输氢方案的经济性普遍低于管道输氢。在管道输氢的各种技术方案中，海上制氢与高压气态纯氢管输送模式的平准化制氢成本最低，约为5.35欧元/kg，液氨和液态有机氢载体管输方案的成本分别高于前者26%和29%。

总的来说，国外对海上风电制氢技术方案和经济性的研究比较深入，但大多局限于欧洲，结论有局限性。我国在这方面的研究还比较缺乏，对不同海上风电项目开发方案的收益率、制氢成本和敏感因素分析不足。为此，本文结合我国海上风电、电力市场和氢能产业的情况，重点研究了海上风电项目并网发电与制氢方案的技术经济差异，系统分析了风场规模、离岸距离、输氢方式、制氢技术等敏感因素对海上风电制氢技术方案经济性的影响。

4、海上风电制氢产业发展建议

中国海上风电总规划为166.386GW。因此，中国海上风电制氢将有非常广泛的电源；同时，利用海上风电制备氢气，通过各种储运技术送往氢能市场，开发跨越式电力输送渠道，为海上风电和氢能的发展提供了可行的思路，有利于国家能源安全。急需建设一批示范项目，完成大规模商业化、市场化、产业化的推广应用，既能解决我国能源体系的矛盾和问题，又能创造若干新兴产业，为实现我国经济转型升级和快速发展提供新思路，促进经济体制深化改革，成为我国全面深化改革的重要起点。在国家规划和产业技术进步的推动下，海上风电和氢能的发展道路将越来越广阔。