海上風電制氫技術發展現狀與建議

李雪臨，袁凌

（國電聯合動力技術有限公司，北京市 海淀區 100039）

0 引言

氫能是極具發展潛力的清潔能源，被越來越多的國家上升至國家能源戰略高度[1]。“雙碳”目標下，氫能作為清潔、高效、靈活的二次能源，是實現交通運輸、工業和建筑等領域大規模深度脫碳的重要路徑[2-3]。同時，氫能與可再生能源相輔相成，是長周期、高安全的可再生能源儲能載體，共同在能源結構調整中發揮重要作用[4-5]。

按照生產來源和制取過程中的碳排放強度，氫被分為灰氫、藍氫和綠氫。其中：灰氫指由天然氣、煤等化石燃料生產的氫氣，制取技術成熟，成本最低，但碳排放強度高，在全球氫源供應中占比約96%[6]；藍氫指工業副產氫，或在灰氫生產環節中加入碳捕獲與封存技術，能夠減少90%左右的碳排放，是從灰氫向綠氫的過渡；綠氫主要指利用風能、太陽能等可再生能源電解水制氫和核能制氫，目前技術成熟度較低，成本最高，但真正實現了生產源頭的無碳化，是未來可持續發展的必然趨勢[7-8]。根據中國氫能聯盟數據，我國目前氫源供給中約有77.3%來自于灰氫，21.2%來自于工業副產氫，僅1.5%源于可再生能源電解水制氫[9]。但到2050 年，可再生能源電解水制氫的占比將達到70%[10]，綠氫市場前景廣闊。

海上風電制氫是未來綠氫生產的主力軍之一[11]。全球范圍內已經公布的電解水制氫項目儲備總規模達到3 200 萬kW，約有一半來自于海上風電制氫。其中，德國、荷蘭、丹麥等歐洲國家均已有百萬千瓦級以上的海上風電制氫規劃。我國海上風電發展勢頭迅猛，國家能源局發布的最新數據顯示，2021年我國風電和光伏發電新增裝機容量達到1.01億kW，其中風電新增裝機容量達到4 757 萬kW。海上風電異軍突起，全年新增裝機容量為1 690 萬kW，是此前累計建成總規模的1.8倍，目前累計裝機容量達到2 638萬kW，超過英國，躍居世界第一，接近全球海上風電累計裝機容量的一半。預計至2030年年底，中國海上風電累計并網裝機容量將達到97 GW，平準化度電成本將比2021年水平下降46%。

海上風電制氫是解決海上風電大規模并網消納難、深遠海電力送出成本高等問題的有效手段，我國目前尚處于探索起步階段，缺乏產業頂層設計、示范項目經驗和成熟的商業模式，急需借鑒國際海上風電制氫發展戰略規劃和項目開發經驗，因地制宜探索科學合理的海上風電制氫系統方案，開展關鍵核心技術的國產化攻關，完善海上風電制氫配套基礎設施建設。為此，本文從并網型陸上電解水制氫和離網型海上電解水制氫系統方案的發展趨勢分析入手，闡述電解水制氫和氫儲運技術的主要類別、對海上風電的適用性，以及最新研究進展和趨勢，介紹國外已開展的典型海上風電制氫項目和我國海上風電制氫產業布局情況，并提出產業發展建議，以期為我國海上風電制氫技術創新和高質量發展提供參考。

1 海上風電制氫系統方案

海上風電制氫系統主要由海上風力發電機組、電解水制氫系統和氫儲運系統組成。按照電解水制氫系統所處的位置不同，主要有2 種不同的解決方案：一種是陸上電解水制氫方案，如圖1 所示；另一種是海上電解水制氫方案。而根據海上電解水制氫系統形式的不同，后者又可進一步分為集中式電解水制氫和分布式電解水制氫2 種系統方案[12]，分別如圖2、3所示。

圖1 陸上電解水制氫方案Fig.1 Hydrogen production scheme by onshore water electrolysis

圖2 海上集中式電解水制氫方案Fig.2 Centralized hydrogen production scheme by offshore water electrolysis

圖3 海上分布式電解水制氫方案Fig.3 Distributed hydrogen production scheme by offshore water electrolysis

對于陸上電解水制氫方案，海上風電機組產生的電力經海底電纜、升壓站等設施輸送至陸上電解水制氫系統，其優點是具有較高的靈活性，制氫系統可以作為電網調峰的有效手段[13]，在陸上完成氫氣的制取和儲運，也具有系統安裝維護方便的優勢。但是在我國海上風電開發不斷向遠海深入的必然趨勢下，海底電纜成本及海上升壓站或換流站的建設運維成本不斷增加，且在電力傳輸過程中存在一定的損耗。對于海上高壓交流(high voltage alternating current，HVAC)輸電系統，當風電場裝機容量500～1 000 MW、離岸距離50～100 km時，海纜損耗為1%～5%。對于海上高壓直流(high voltage direct current，HVDC)輸電系統，考慮到不同的風電場容量和離岸距離，海纜損耗為2%～4%[14-15]。相比之下，海上輸氣管道的傳輸損耗低于0.1%，同時，與傳輸相同能量的等效海纜相比，海上管道的建設成本更低[16]。因此，海上電解水制氫方案受到廣泛關注，海上風電制氫開始從輸電向輸氫方向轉變。

在海上集中式電解水制氫方案中，海上風電機組產生的電力通過風電場集電海纜匯集到海上電解水制氫平臺，在該平臺完成制氫后，經由輸氣管道傳輸至岸上[17-18]。其優點是可以借助已有的海上油氣平臺或油氣管道，將油氣平臺改造為制氫平臺，有效降低項目投資成本。而在海上分布式電解水制氫方案中，不需要建設海上電解水制氫平臺，取而代之的是在每臺風電機組塔底平臺上安裝模塊化的制氫設備，直接在風電機組側制氫，產生的氫氣通過小尺寸輸氣管道匯集到收集歧管，在這里壓縮或直接通過更大直徑管道傳輸至岸上。該方案最大程度地用輸氫管道替換了海上輸電設施，降低了能量送出成本，但風電機組側模塊化電解水制氫技術還有待進一步優化。

2 國內外海上風電制氫技術發展現狀

2.1 海上風電電解水制氫技術

目前電解水制氫主要分為堿性電解水制氫、質子交換膜(proton exchange membrane，PEM)電解水制氫、固態氧化物電解水制氫和固體聚合物陰離子交換膜電解水制氫4種技術路線[19]。其中：固態氧化物電解水制氫效率最高[20]，但工作溫度高(700～900 ℃)，壽命較低，電解槽啟停不便，目前仍處于初期示范階段，不適合應用于海上風電制氫；固體聚合物陰離子交換膜電解水制氫工作溫度較低(40～60 ℃)，能夠實現快速啟停，現尚處于實驗室研發起步階段，短期內無法應用于海上風電制氫[21]。目前，可用于海上風電應用場景的電解水制氫技術主要是堿性電解水制氫和PEM電解水制氫技術。

堿性電解水制氫是已充分產業化的成熟技術，工作溫度適中(70～90 ℃)，但啟停響應時間較長，電流密度較低，存在滲堿污染環境問題，且需要對堿性流體進行復雜的維護[22]。此外，生產氫氣的輸出壓力較低，儲運時需要額外加壓，一定程度上削弱了初期投資成本較低的優勢。綜合來看，堿性電解水制氫技術更適用于陸上電解水制氫方案。

PEM電解水制氫是未來極具發展前景的綠氫制取技術[23]，現已進入初步商業化階段，與堿性電解水制氫相比，工作溫度更低(50～80 ℃)，啟動時間更快，電流密度增加到5 倍，運行更靈活，利于快速變載，與波動性和間歇性較強的海上風電具有良好的匹配性。而且電解槽結構緊湊，占地面積更小，氫氣輸出壓力更高，無腐蝕性介質污染，更加安全可靠，因此特別適合應用于海上集中式或分布式電解水制氫。PEM電解水制氫的主要瓶頸在于成本和壽命，因其電極、涂層及催化劑多采用貴重金屬，目前價格還是比堿性電解水制氫高，并且壽命偏低。但隨著對PEM電解槽的貴金屬催化劑、陽極擴散層、雙極板等高成本部件的深入研究和推廣應用，其成本有望快速下降。劉一蒲等[24]針對PEM電解水技術商用析氧催化劑二氧化銥中稀有金屬銥儲量低、成本高的問題，開展了高活性兼具高穩定性的新型低銥催化劑研究，重點研究了異原子摻雜IrO2(IrOx)基催化劑、鈣鈦礦型銥基催化劑及燒綠石型銥基催化劑3 類常見低銥催化劑，及其在材料結構特征與催化本征性能方面的關聯性。范芷萱等[25]針對PEM電解槽常用的鍍鉑多孔鈦板陽極擴散層與雙極板成本高昂的問題，利用涂敷-焙燒還原法在鈦纖維氈表面制備銥釕混合氧化物涂層，將其應用于PEM電解陽極擴散層，并分析了涂層最佳組成比例、鈦纖維氈厚度及膜電極組件制備方法對電解池性能的影響，驗證了貴金屬氧化物涂層在降低PEM 電解槽成本方面的可行性和有效性。Tajuddin 等[26]開發了一種替代鉑基催化劑的低成本、耐腐蝕、高穩定性的非貴金屬催化劑，采用石墨烯包覆的NiMo 合金作為PEM 電解槽的非貴金屬催化劑電極，通過調節氮摻雜石墨烯的層數為4～8 層，在酸性環境中實現了陰極催化活性和化學穩定性之間的平衡，為PEM電解槽中貴金屬催化劑的低成本替代提供了一條新途徑。

國內外研究者對PEM電解水制氫的技術經濟性也進行了對比分析和預測。郭秀盈等[27]對比了堿性與PEM電解水制氫的平準化成本，研究了規模效應、氫氣壓力、壓縮與液化及可再生能源波動性對2 種制氫方式的影響。結果表明：隨著低功率(＜20%額定功率)波動性的增加，PEM的平準化成本可以低于堿性電解水制氫。Lucas等[28]針對位于葡萄牙的全球首個漂浮式海上風電場WindFloat Atlantic，采用PEM 電解槽制氫進行了技術經濟性分析，考慮了2 種不同場景：場景1，當前25.2 MW 裝機容量，無輸氫基礎設施；場景2，未來150 MW裝機容量，有輸氫基礎設施。結果表明：場景2 是能夠盈利的解決方案，電解槽容量與風電場容量之比對經濟性有重要影響，該比例約30%時具有最低的制氫成本。D’Amore-Domenech 等[29]基于5 種多準則決策方法，采用由社會、環境和經濟性等因素構成的指標體系，對海上直接電解水制氫、堿性電解水制氫、PEM電解水制氫和固態氧化物電解水制氫4 種技術路線進行了經濟性評估，結果表明：PEM電解水制氫技術綜合評分最高；堿性電解水制氫經濟性表現最佳，但因強腐蝕性電解液潛在的泄漏風險，其在社會和環境方面評分較低。

2.2 海上風電制氫儲運技術

儲氫技術主要分為物理儲氫、化學儲氫和多孔材料吸附儲氫3 類[30]。目前，應用于海上風電制氫的儲氫技術主要是物理儲氫。物理儲氫主要包括高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫和低溫高壓儲氫3種方式[31]。

高壓氣態儲氫技術成熟度高，存儲壓力一般是20～100 MPa，但儲氫密度較低。高壓氣態儲氫具體又分為2 種，一種是成熟商業化的壓力容器存儲，其技術挑戰在于壓力容器的安全性設計、材料選擇和制造工藝。為了滿足商業化儲氫密度要求，通常需要采用全復合材料壓力容器，該容器內部采用塑料或金屬襯里，外部采用聚合物基碳纖維復合材料纏繞制成，工作壓力可以達到70 MPa[32]。此外，采用該儲氫方式時還應關注可能引起的氫脆和氫腐蝕問題[33-34]。另一種是采用地下天然結構(如含水層或鹽穴)儲氫[35-36]，可解決海上儲氫空間成本高的問題，被認為是儲存大量氣態氫最具成本效益的方式。其中，含水層儲氫的密封性不如鹽穴，因氫氣分子小，導致泄漏率明顯增加。鹽穴是比較理想的地下儲氫結構，具有施工成本低、泄漏率低、提取和注入速度快，以及細菌活動少(某些細菌會分解氫，造成氫純度降低)等優點；其缺點是受到地質條件限制，無法大范圍推廣。目前，在美國、歐盟多個國家已經開展了鹽穴儲氫的研究和實際應用。

低溫液態儲氫類似于液化天然氣的制備和存儲，-253 ℃的低溫使氫液化，密度高達70 kg/m3[37]，但能耗和成本較高。目前，歐美和日本的液氫儲運技術已進入商業化應用階段，已開展了利用海上風電在海上制備液氫運回陸上或為船舶補充燃料的可行性研究[38]。而國內受核心技術與裝備依賴進口以及高成本的限制，液氫還是主要應用于航天領域。

低溫高壓儲氫技術則同時采用了降溫和壓縮2 種處理方式，相比于高壓氣態儲氫，提高了儲氫密度，相比于低溫液態儲氫，降低了能耗[39]，但目前該技術尚處于研發階段。

另外，利用海上油氣平臺及管道基礎設施，將氫氣與天然氣混合輸送至陸上，在用氫端對富氫天然氣進行分離和提純，是實現快速、低成本儲運氫的重要方向。據研究，在現有天然氣管道中摻混10%左右的氫氣，其對管道的影響可以忽略，如荷蘭的PosHYdon 項目。從富氫天然氣中分離出氫氣的方法主要有變壓吸附法、膜分離方法和電化學分離法3 種[40]。其中，變壓吸附法和膜分離方法都能實現99.99%純度的氫氣提取，變壓吸附技術成熟，但設施占地面積大；膜分離技術經濟性較好，設施占地面積小，但高運行溫度(≥300 ℃)限制了它的應用[41]。綜合2 種方法優勢的集成膜吸附技術是用氫端分離氫氣的技術發展方向之一[42]。

2.3 國外海上風電制氫典型項目

國外海上風電制氫的典型項目主要集中在歐洲[43-46]，北海海域有大量的已建或待建海上風電項目作為支撐，最先進的綠氫全產業鏈技術在這里持續孵化。

荷蘭的NortH2項目是截至目前全球規模最大的海上風電制氫項目之一，該項目計劃到2030年在北海建成3～4 GW 的海上風電場，完全用于綠氫生產，并在荷蘭北部港口埃姆斯哈文或其近海區域建設一座大型電解水制氫站；計劃到2040年實現10 GW海上風電裝機規模和年產100萬t綠氫的目標。

類似地，德國的AquaVentus項目旨在2035年就達成10 GW海上風電裝機和年產100萬t綠氫的目標。該項目包括了關于海上綠氫“制儲輸用”全產業鏈上的多個子項目，其中第1 個子項目AquaPrimus計劃于2025年在德國赫爾戈蘭海岸附近安裝2 個14 MW 的海上風電機組，每臺風電機組的基礎平臺上都安裝獨立的電解水制氫裝置；AquaSector子項目建設德國首個大型海上氫園區，計劃到2028年安裝300 MW的電解槽，年產2萬t海上綠氫，并通過AquaDuctus子項目鋪設的海底管道將綠氫輸送到赫爾戈蘭。

荷蘭PosHYdon 項目是全球首個海上風電制氫示范項目，為了實現海上風電、天然氣和氫能綜合能源系統的一體化運行，選擇海王星能源公司(Neptune Energy)完全電氣化的Q13a-A 平臺作為試點，計劃安裝1 MW 電解槽，驗證海上風電制氫的可行性，并將氫氣與天然氣混合，通過現有的天然氣管道饋入國家天然氣管網。

歐洲OYSTER 項目在歐盟委員會推出的“燃料電池和氫能聯合計劃”資助下，開展了將海上風電機組與分布式電解槽直接連接，以及將綠氫運輸到岸的可行性研究。該電解槽系統采用緊湊型設計，集成海水淡化和處理工藝并安裝在海上風電機組基礎平臺上。該項目計劃于2024 年底投產。

丹麥風電巨頭沃旭能源宣布了SeaH2Land 項目，計劃到2030 年建造總容量1 GW 的電解槽，并與荷蘭北海計劃中2 GW海上風電場直接連接，生產的綠氫將通過位于荷蘭和比利時之間的跨境管道進行分配。SeaH2Land一期工程包括500 MW的電解槽容量，第2階段將擴展到1 GW，屆時需要連接到國家氫主干網。

德國Westküste 100項目于2020年從德國聯邦經濟和能源部獲得了3 000萬歐元的資金支持，其目標是通過海上風電制氫使工業、航空、建筑和供暖在未來更加可持續。該項目第1 階段計劃建造30 MW 電解槽，最終目標是實現包括700 MW電解槽系統在內的大規模行業耦合。

西門子能源牽頭一個為期4 年的Power-to-X研究項目，名為“H2Mare”，旨在研究海上風電就地轉化低碳能源的全產業鏈，具體包含4 個子項目，其中，OffgridWind子項目研究海上風電機組，H2Wind子項目開發一種適合近海環境并能夠適配海上風電機組的PEM電解水制氫系統。該項目獲得了德國聯邦教育及研究部1 億歐元的資金支持。

瑞典大瀑布集團Vattenfall 正在加緊開展名為Hydrogen Turbine 1 (HT1)的海上風電就地制氫示范項目，該項目計劃在歐洲海上風電部署中心B06 號風電機組的過渡段擴展平臺上放置長度約12 m的集裝箱，集裝箱內安裝一套氫電解槽、海水淡化設備以及壓縮機，產生的氫氣再通過海底管線輸送到岸上。該項目預計最早在2024年投入運營，運營時間為8～10 a。

挪威Deep Purple項目是全球首個漂浮式海上風電制氫項目，旨在利用漂浮式海上風電技術生產綠氫并儲存在海底儲罐中，從而使用氫燃料電池替代大型燃氣輪機，為石油天然氣平臺提供穩定的可再生電力供應，并為其他行業提供氫氣，計劃到2024年基本實現挪威油氣生產的零排放。

英國Dolphyn 項目是目前規模最大的漂浮式海上風電分布式制氫項目，計劃在北海開發4 GW漂浮式海上風電場，擬采用10 MW機型，每個漂浮式平臺都安裝單獨的電解槽，產生的氫氣通過管道外送，不需要海底電纜或海上制氫站。風電機組內部配備足夠的備用電源，以保證檢修、停機后重啟的需求。該項目計劃于2026年前實現在10 MW機型上制氫。

2.4 國內海上風電制氫產業布局

我國海上風電制氫從2020 年起步[47-48]，但在“雙碳”目標和相關政策指引下，各級政府以及企業加快相關布局，海上風電制氫項目也正蓄勢待發。

地方規劃方面，廣東省印發《促進海上風電有序開發和相關產業可持續發展的實施方案》，提出推動海上風電項目開發與海洋牧場、海水制氫等相結合；福建省漳州市印發《漳州市國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二〇三五年遠景目標綱要》，提出將加快開發漳州外海淺灘千萬千瓦級海上風電，布局海上風電制氫等氫能產業基地，發展氫燃料水陸智能運輸裝備，構建形成“制氫—加氫—儲氫”的產業鏈；《浙江省可再生能源發展“十四五”規劃》提出，集約化打造海上風電+海洋能+儲能+制氫+海洋牧場+陸上產業基地的示范項目；《山東省能源發展“十四五”規劃》提出，積極推進可再生能源制氫和低谷電力制氫試點示范，培育風光+氫儲能一體化應用模式。

企業布局方面，國家能源投資集團有限責任公司與山東省港口集團簽署戰略合作協議，聯合探索“海上風電+海洋牧場+海水制氫”融合發展模式；如東縣人民政府、國家能源集團國華能源投資有限公司、國家能源集團北京低碳清潔能源研究院、江蘇中天科技股份有限公司簽訂氫能產業項目四方戰略合作協議，共同打造綠氫產業鏈；華能集團與漳州市政府簽署協議，將著力引進海上風電、氫能應用等相關裝備制造龍頭企業；中國海洋石油總公司與林德合作并成立氫能運輸聯盟，與同濟大學共同開展海上風電制氫工藝流程及技術經濟可行性研究；中國船舶集團風電發展有限公司與大船集團、中國科學院大連化學物理研究所、國創氫能科技有限公司四方簽約，共同推進海上風電制氫/氨及其儲運技術與裝備的研發及產業化；青島深遠海200萬kW海上風電融合示范風電場項目將推動海上風電+制氫儲氫融合試驗與示范應用；大連市太平灣與三峽集團、金風科技聯合宣布將共同建設新能源產業園，重點發展海上風電、氫能為主的新能源產業，計劃通過風電制氫、儲氫、運氫以及氫能海洋牧場利用等培育氫能產業鏈條。

3 中國海上風電制氫產業發展建議

中國海上風電制氫市場潛力巨大，是促進海上風電產業可持續發展、構建現代化能源系統的重要模式，地方政府和企業積極性較高，但目前實現商業化發展仍需要解決政策規劃、技術突破、產業配套、經濟可行等多方面問題。為了推動中國海上風電制氫產業高質量發展，提出以下建議：

1）加強氫能產業頂層設計，廣泛參考和借鑒國際上已發布的氫能發展戰略、規劃或路線圖，制定我國的國家氫能戰略及發展路線圖，進一步健全完善氫能產業政策和監管法規，明確海上風電制氫的發展目標及實現路徑，引導海上風電制氫行業有序發展，避免重復建設和盲目競爭。

2）加強海上風電制氫“制儲輸用”關鍵核心技術攻關，加快海上低成本、模塊化PEM電解水制氫技術，以及高可靠、低成本儲運技術研究、示范、規模化應用，推動產學研用相結合，以龍頭企業統籌跨行業資源聯合攻關，強化專業人才隊伍培育，形成具有自主知識產權的技術創新體系。

3）建立健全海上風電制氫標準和檢測體系，加強海上風電制氫全產業鏈管理部門的統籌協調，建立完整、先進的海上風電制氫全鏈條標準規范，完善海上風電制氫系統安全體系。充分利用現有海上油氣基礎設施，穩妥有序推進海上風電制氫基礎設施建設，切實提高氫能制備和儲運的安全性和經濟性。

4 結論

海上風電與氫能融合發展是規模化生產綠氫的主力軍之一，也是深遠海風電開發的破局關鍵。隨著我國海上風電向遠海集中連片規模化開發，離網型的集中式或分布式制氫方案是未來發展的主要方向。

電解水制氫技術和氫儲運技術是海上風電制氫系統的關鍵核心技術。其中，PEM電解水制氫技術因響應速度快、占地面積小、與可再生能源匹配性好等優勢，而成為海上風電制氫技術發展的熱點。氫儲運技術方面，物理儲氫是應用于海上風電場景的主要方式。其中，高壓氣態儲氫是目前最成熟的儲氫技術，壓力容器的安全性設計、材料選擇和制造工藝是該項技術的研究重點，而地下天然結構高壓氣態儲氫則被認為是大規模儲氫的最佳方式。另外，利用現有海上油氣基礎設施，混合輸送氫氣與天然氣是快速、低成本儲運氫的重要方式。我國海上風電制氫處于起步階段，亟需在高效、低成本PEM制氫技術，物理儲氫國產化自主研發，以及對富氫天然氣的高純度、低成本分離技術等方面大力開展創新性研究。

從2019年起，以歐洲為主的多個國家已經制定了氫能發展戰略規劃或路線圖，并在此基礎上啟動了多個海上風電制氫項目，聚焦固定式及漂浮式海上風電與氫能耦合場景下的氫氣制取、儲運、使用技術的提升以及示范項目的穩步推進。我國海上風電裝機規模位列全球首位，且將保持快速發展態勢，國家、地方及企業也在加快對氫能技術和產業鏈的布局，海上風電制氫發展前景廣闊。因此，建議加強氫能產業頂層設計，加大海上風電制氫全鏈條核心技術自主攻關力度，建立健全海上風電制氫標準體系，完善基礎設施建設，保障海上風電制氫產業安全高質量發展。