海上風電制氫技術及氫能產業發展現狀與建議

摘 要：利用海上風電制氫是未來重要的制氫方式，也是實現“雙碳”目標的重要途徑。對不同水電解制氫技術的優缺點、海上風電制氫裝置的運行方式進行了介紹，從氫氣的存儲與運輸、加氫站、氫能應用領域這3個方面對氫能產業發展現狀進行了分析，并對氫能產業發展提出了建議。研究結果顯示：1）堿性水電解制氫裝置的整體造價低，單臺裝置的產氫量大，但難以快速啟動和調節負荷，適用于輸出功率波動較小的集中式風力發電電源。2） PEM水電解制氫裝置可以更好地耦合輸出功率波動較大的電源，未來其將向大功率、低成本制氫的方向發展，以適應大規模海上風電制氫項目的需求。3）從短期來看，高壓氣態儲氫技術是發展重點；而從長期來看，低溫液態儲氫技術是未來重要發展方向。氨儲氫、甲醇儲氫和有機液態儲氫等新型化合物儲氫技術的發展為氫能存儲提供了更多選擇。4）目前中國日加注能力在200 kg的加氫站屬于示范運營站，未來加氫站有望從500 kg的日加注量起步，大日加注量的加氫站將會成為未來1～2年內建設的主流加氫站。5） 目前氫能在化工、交通、天然氣摻氫等領域均有應用，且未來發展潛力巨大。

關鍵詞：海上風電；水電解制氫；堿性電解槽；質子交換膜；氫氣儲運；加氫站；天燃氣摻氫

中圖分類號：TM614 文獻標志碼：A

0" 引言

海上風電因具有風能利率高、不占用陸地面積、靠近消納中心等優點，是近年來沿海省份利用可再生能源的重點方式。隨著海上風電裝機規模日益增大，滯后的電網建設速度無法滿足迅速擴張的海上風電電力外送需求，大批項目面臨限電和“棄風”情況。同時，海上風電因存在間歇性、波動性等缺點，對電力系統資源配置、安全穩定運行提出了挑戰，增加了并網難度[1]。而利用海上風電制氫，是提高風能利用率的有效途徑，既緩解了電網消納風電的問題，實現泛儲能化，又實現了氫能產業鏈的無碳化[2]。

為此，本文對不同水電解制氫技術的優缺點、海上風電制氫裝置的運行方式進行介紹，從氫氣的存儲與運輸、加氫站、氫能應用領域這3個方面對氫能產業的發展現狀進行分析，并對氫能產業發展提出建議。以期為中國海上風電制氫技術創新和高質量發展提供參考。

1" 水電解制氫技術

根據電解槽內所采用的電解質類型不同，水電解制氫技術主要可分為堿性水電解制氫、質子交換膜（PEM）水電解制氫、高溫固體氧化物（SOEC）水電解制氫3類[3]。

由于SOEC水電解制氫技術仍處于試驗示范階段，尚無商業化運行裝置，故本文僅對堿性水電解制氫與PEM水電解制氫兩種技術進行對比分析。兩種水電解制氫裝置的主要技術參數對比如表1所示。

1.1" 堿性水電解制氫技術

堿性水電解制氫技術是目前最成熟、應用最廣泛的水電解制氫技術，其是在直流電作用下將水電解生成氫氣和氧氣。電解槽是堿性水電解制氫裝置的核心設備（下文簡稱為“堿性電解槽”），其以KOH或NaOH水溶液作為電解液，以鎳合金作為電極，隔膜采用石棉或PPS等材料；此種設備的整體造價較低，目前市場上單臺堿性電解槽的最大產氫量可達1400 Nm3/h。對于大規模海上風電制氫項目而言，采用此種設備可大幅減少其在制氫裝置中的使用數量，簡化制氫系統配置。

由于堿性電解槽難以快速地啟停和調節負荷，導致其在適應海上風電波動性方面表現較差，且在風電輸出功率存在波動時，其制得的氫氣品質欠佳。通常，堿性電解槽的工作電流密度約為0.25 A/cm2，能源利用率約為60%，較低的工作電流密度導致堿性電解槽的體積大、重量重、占地面積大、運行能耗高[4]。

單臺風電機組受負荷波動的影響較大，這對應用于制氫裝置需頻繁啟停工況下的電解槽而言，提出了較高要求。堿性電解槽適用于輸出功率波動較小的集中式風力發電電源。

1.2" PEM水電解制氫技術

PEM水電解制氫技術是以質子交換膜作為電解質的制氫技術。由于質子交換膜自身具備導電性，替代了堿性電解槽所使用的堿性溶液電解質，并使用純水作為電解原料，有效避免了堿性溶液潛在的污染和腐蝕等問題。由于采用此技術時無需設置復雜的氣液分離脫堿設備，使其具有更大的壓力調控裕度，產氫時所需的壓力較高。

PEM電解槽的工作電流密度通常可達到堿性電解槽的4倍以上，使其更有利于調節負荷和耦合可再生能源發電時的波動性，也能壓縮制氫裝置體積，減少其占地面積，并降低其能耗水平[5]。

由于中國的PEM水電解制氫技術研發工作起步較晚，導致現有的涉及該技術的企業相對較少；而從國際方面來看，美國的Proton Onsite公司、加拿大的Hydrogenics公司、德國的西門子公司等均在PEM水電解制氫技術研究與產品制造方面處于領先地位。

現階段中國PEM水電解制氫技術在以下方面存在明顯的短板：

1）中國PEM電解槽的許多關鍵技術受制于國際供方市場。比如：貴金屬催化劑、質子交換膜的開發與制造等均無法滿足大規模工業化的要求，主要依賴進口。

2）由于PEM水電解制氫技術采用貴金屬作為催化劑，相同產氫量下，PEM電解槽的造價遠高于堿性電解槽，通常為堿性電解槽的3～4倍。

3）單臺PEM電解槽的產氫能力較低，工業化應用的PEM電解槽的最大額定產氫量僅為250 Nm3/h。對于大規模海上風電制氫項目而言，必須考慮將多臺PEM電解槽進行內部整合，以滿足項目要求。

未來，PEM水電解制氫裝置將向大功率、低成本制氫的方向發展，以適應大規模海上風電制氫項目的需求。

2" 海上風電制氫裝置運行方式

根據海上風電制氫裝置與電網的連接形式不同，其運行方式可分為并網型運行方式和離網型運行方式兩種。

2.1" 并網型運行方式

并網型運行方式是指海上風電機組利用海風發電后將電力先接入電網，制氫裝置就近從電網取電制氫[6]。制氫裝置采用此種運行方式時，通常是在岸上制氫站完成制氫，技術風險小，比較適用于近岸風電場，輸電便利且輸電成本較低，可有效解決大型海上風電場的“棄風”和儲能問題[7]。

由于采用此種運行方式時電源波動小，推薦采用堿性水電解制氫裝置，可大幅降低工程投資和項目運行成本。

2.2" 離網型運行方式

離網型運行方式是指海上風電機組利用海風發電后直接將電力用于制氫裝置制氫[6]，適用于深遠海風電場。海上風電場離岸距離較遠時，由于海底電纜成本昂貴，輸電成本會大幅增加，可在風電機組附近安裝制氫裝置，將風電機組發出的電力就地應用于制氫，然后通過輸氫管道將氫氣輸送至岸上。因輸氫管道成本遠低于電纜成本，此方式不僅降低了深遠海風電場輸電成本，還實現了綠色制氫[8]。

當離網型海上風電制氫裝置采用分布式風電制氫方案時，由于風電機組負荷變化大，制氫裝置啟停頻繁，建議采用體積相對較小、能更好耦合風電機組電力波動的PEM水電解制氫裝置[9]。而對于采用海上導管架平臺的大型海上風電場，離網型海上風電制氫裝置可采用集中式風電制氫方案，在平臺上集中設置制氫裝置。由于多臺風電機組相互擬合后再供電，負荷相對穩定，此時制氫裝置既可以選用堿性水電解制氫裝置，也可以選用大量堿性水電解制氫裝置搭配少量PEM水電解制氫裝置的方式，以應對負荷波動較大時的情況[10]。

3" 氫能產業發展現狀

下文從氫氣的存儲與運輸、加氫站、氫能應用領域這3個方面對氫能產業的發展現狀進行分析。

3.1" 氫氣的存儲與運輸

氫氣的存儲與運輸環節是目前氫能產業鏈的主要瓶頸之一，主要的儲氫技術包括高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、固態儲氫[11] 和化合物儲氫。其中，固態儲氫技術國內外目前均未實現產業化，基本處于小規模的試驗階段，本文暫不討論。

3.1.1" 高壓氣態氫的存儲與運輸

高壓氣態氫的運輸主要采用長管拖車和輸氫管道兩種方式，其中，長管拖車是目前最成熟、應用較多的高壓氣態氫的運輸方式。

中國通常采用壓力為20 MPa的氫氣瓶存儲高壓氣態氫，然后以長管拖車進行運輸，單臺長管拖車可運輸約300 kg的高壓氣態氫；國外采用壓力為45 MPa的纖維纏繞高壓氫氣瓶存儲高壓氣態氫，單臺長管拖車最大可運輸700 kg的高壓氣態氫[12]。高壓氣態儲氫技術的能耗少、成本低，但儲氫密度受壓力影響較大，體積比容量低，單次可存儲的氫氣量少[13]，需探索新型儲罐材料來滿足更高壓力下的儲氫要求，提高儲氫的經濟性和安全性[14]。

輸氫管道具有連續性、規模化、可長距離輸送等優點，中國的輸氫管網發展不足，整體落后于國際先進水平。根據《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》，預計到2030年，中國將建成長度達3000 km以上的輸氫管道[15]。輸氫管道是解決氫氣運輸問題的重要突破方向，是未來氫能大規模利用的必然發展趨勢。

3.1.2" 低溫液態氫的存儲與運輸

低溫液態儲氫技術是將氫氣降溫液化后存儲在絕熱真空罐中，主要通過液氫罐車運輸[16]。由于液氫的密度是標況下氫氣密度的850倍左右，其體積能量密度較高，單臺液氫罐車可運輸的氫氣量是長管拖車運輸高壓氣態氫量的10倍以上，能極大提高氫氣運輸的效率和便利性。但液態氫的儲存和運輸都需保證處于超低溫狀態，液態氫在制取和運輸過程中的能耗較大，且液氫儲罐的投資成本高、制造難度大。

低溫液態儲氫技術在歐美國家已較為成熟，已進入規模化應用階段[17]，而中國目前僅用于航天及軍事領域。由于液態氫產業鏈各環節無民用標準，限制了低溫液態儲氫技術在民用領域的應用，而該技術是未來重要的發展方向，亟需在大規模液態氫存儲裝備和液態氫無損運輸技術方面取得突破。

3.1.3" 化合物氫的存儲與運輸

化合物儲氫技術包括氨儲氫、甲醇儲氫和有機液態儲氫3種模式。

1）氨儲氫模式是指先將氫氣合成為氨，然后以液態氨作為氫載體，將液態氨運輸到加氫站后，再將其分解為氮氣和氫氣，將氫氣分離提純后加注到用戶端。該模式的優點是產生的氫氣可直接燃燒，燃燒時無二氧化碳產生。缺點是將液態氨分解制氫時所需的溫度高，導致能耗高，且氨-氫轉換效率有待提高；此外，由于液態氨分解為氮氣和氫氣時會產生氧化氮等，需控制產物的毒性和臭味。對于液態氨的運輸，除可利用現有的成熟的液氨運輸設施外，還可通過液化石油氣基礎設施進行運輸。

2）甲醇儲氫模式與氨儲氫模式類似，是將氫氣和二氧化碳反應生成液體甲醇，然后將液體甲醇運輸到用戶地后再分解產生氫氣；此外，液態甲醇還可直接用作燃料。甲醇儲氫模式也存在轉換效率低、能耗高的問題，且液體甲醇分解時會產生二氧化碳，分解后的氣體分離及純化技術難度高。

3）有機液態儲氫模式是通過烯烴、芳香烴等不飽和有機液體和氫氣的可逆反應，實現加氫和脫氫。常用的儲氫有機液包括二芐基甲苯、甲基環己烷和十氫萘等，可通過現有的液化輸油氣設施運輸[18]。有機液態儲氫模式的優點是反應過程可逆，儲氫密度高。缺點是該模式目前處于實驗室向工業化生產的過渡階段，加氫和脫氫裝置的結構復雜，生產條件苛刻，生產成本高；另外，脫氫反應效率低且易發生副反應，導致產生的氫氣純度不高。

3.1.4" 小結

目前，中國的氫氣存儲技術相對落后，從短期來看，高壓氣態儲氫技術是發展重點，需引導該技術向輕量化、高壓化、低成本的方向發展；從長期來看，低溫液態儲氫技術是未來重要發展方向，需探索大規模液態氫存儲裝備和液態氫無損儲運技術，降低成本和能耗。氨儲氫、甲醇儲氫和有機液態儲氫等新型化合物儲氫技術的發展為氫能存儲提供了更多選擇。

3.2" 加氫站

加氫站作為重要的氫能基礎設施，是氫能應用不可缺少的環節。目前中國日加注量在200 kg的加氫站屬于示范運營站，但在加氫站補貼政策的引導下，未來加氫站有望從500 kg的日加注量起步，且隨著使用場景的多樣化和需求量的增加，逐漸擴建至日加注量在1000 kg及以上。這類大日加注量的加氫站將會成為未來1～2年內建設的主流加氫站。

中國的加氫站建設剛起步，在加氫站立項、設計、施工、驗收、運行及管理等各方面的經驗均顯不足，一定程度上制約了加氫站及綜合加能站的建設和發展。為保障氫能產業順利發展，需加快制定和完善產業政策，引導氫能基礎設施有序建設。

3.3" 氫能應用領域

氫能是多能耦合的中心，其具有能源與原料雙重屬性，可支撐可再生能源高比例發展，是助力化工、交通、建筑、石油、天然氣等領域深度脫碳的重要載體。下文對氫能在化工、交通、天然氣摻氫領域的應用進行介紹。

3.3.1" 化工領域的應用

根據中國氫能聯盟的統計，截至2023年，中國氫氣產能中90%以上的氫氣主要是用于煉化與現代煤化工產業，合成氨、甲醇等；少量低濃度副產氫用作工業燃料。工業用氫現在主要是通過化石能源制取[19]，不僅有碳排放，還有大量的廢水需要處理，而綠氫則不存在這些問題，所以未來綠氫的應用潛力巨大[20]。

3.3.2" 交通領域的應用

氫燃料電池屬于戰略新興產業，與鋰電池相比，其具有能量密度高、續航里程長、負載能力強等優勢，更適合長距離、重荷載運輸。未來，氫燃料電池將在中型、重型汽車和長途汽車中起到重要作用，可助力道路交通領域深度脫碳[21]。

中國關于氫燃料發動機關鍵技術的研究仍處于起步階段，亟待針對氫燃料電池關鍵材料、電堆制造、系統集成、動力總成等環節進行技術攻關，加快完善產業鏈條，持續培育、發展氫能經濟[22]。

3.3.3" 天然氣摻氫領域的應用

在天然氣中摻入一定比例的氫氣，形成天然氣摻氫，是實現氫能消納的重要途徑之一，且現階段已有天然氣網絡使用此方式輸氫。天然氣摻氫是氫能運輸和規模化利用的重要研究方向。

高濃度氫氣易與金屬管材發生反應，出現氫脆現象，在天然氣中摻入氫氣時應注意控制氫氣的比例。文獻[23]的研究表明：對以天然氣為燃料的汽車而言，在天然氣中摻混20%的氫氣，可提高15%的發動機熱效率，且該方法對天然氣汽車和加氣設施的改動較小；對于燃氣式家用灶具而言，摻氫比例需控制在23%以內；對于天然氣氣輪機而言，當其未經過整改時，可以適應小于5%的摻氫比例，而經過整改和調整時，可以適應5%～10% 的摻氫比例。

目前，中國天然氣摻氫管道輸送研究和示范進展均較為緩慢，未來需開展中國天然氣摻氫管道輸送及配套工藝的技術標準和規范研究，為天然氣摻氫管道的安全可靠運行提供技術標準指導。

4" 氫能產業發展建議

1）需促進加氫站量產所需的加氫機等核心設備及零部件的國產化，鼓勵油氫混合站、綜合加能站的建設。完善加氫站規劃建設和驗收標準，細化氫氣加注相關技術標準，完善加氫站氫氣管道相關設計規范。

2）在氫能利用方面，需加大政策和資金支持力度，重點解決膜電極、雙極板、催化劑等關鍵材料與電堆等核心部件的國產化，實現關鍵技術達到國際先進水平。支持天然氣摻氫管道示范運營，推動形成完整的氫氣輸送標準，明確天然氣管道的摻氫比例。

3）國內海上風電制氫發展雖有政策助力，但政策與產業的脫節及產業短板的制約問題嚴重。支持海上風電制氫核心技術發展的政策體系有待建立，氫氣的制備、儲運、加注等相關標準有待細化，以充分發揮標準對氫能產業發展的支撐作用；從引進、消化、吸收到技術創新，走出有中國特色的氫能經濟發展之路。

5" 結論

本文對不同水電解制氫技術的優缺點、海上風電制氫裝置的運行方式進行了介紹，從氫氣的存儲與運輸、加氫站、氫能應用領域這3個方面對氫能產業發展現狀進行了分析，并對氫能產業的發展提出了建議。得到以下結論：

1）堿性水電解制氫裝置的整體造價低，單臺裝置的產氫量大，但難以快速啟動和調節負荷，適用于輸出功率波動較小的集中式風力發電電源。

2）PEM水電解制氫裝置可以更好地耦合輸出功率波動較大的電源，未來其將向大功率、低成本制氫的方向發展，以適應大規模海上風電制氫項目的需求。

3）從短期來看，高壓氣態儲氫技術是發展重點；而從長期來看，低溫液態儲氫技術是未來重要發展方向。氨儲氫、甲醇儲氫和有機液態儲氫等新型化合物儲氫技術的發展為氫能存儲提供了更多選擇。

4）目前中國日加注能力在200 kg的加氫站屬于示范運營站，未來加氫站有望從500 kg的日加注量起步，大日加注量的加氫站將會成為未來1～2年內建設的主流加氫站。

5） 目前氫能在化工、交通、天然氣摻氫等領域均有應用，且未來發展潛力巨大。

[參考文獻]

[1] 王峰，逯鵬，張清濤，等. 海上風電制氫發展趨勢及前景展望[J]. 綜合智慧能源，2022，44（5）：41-48.

[2] 李娜，李志遠，王楠，等. 氫儲能調峰站發展路徑探索研究[J]. 中國能源，2021，43（1）：55-59，67.

[3] 李雪臨，袁凌. 海上風電制氫技術發展現狀與建議[J]. 發電技術，2022，43（2）：198-206.

[4] 許衛，李桂真，馬長山. 大規模電解水制氫系統的發展現狀[J]. 太陽能，2022（5）：33-39.

[5] 李星國. 氫氣制備和儲運的狀況與發展[J]. 科學通報，2022，67（S1）：425-436.

[6] 田江南，蔣晶，羅揚，等. 綠色氫能技術發展現狀與趨勢[J]. 分布式能源，2021，6（2）：8-13

[7] 聶聰穎，沈小軍，呂洪，等. 并網型風電場氫超混合儲能容量配置及控制策略研究[J]. 智慧電力，2020，48（9）：1-8.

[8] 董輝，葛維春，張詩鉭，等. 海上風電制氫與電能直接外送差異綜述[J]. 發電技術，2022，43（6）：869-879.

[9] 盧一菲，陳沖，梁立中. 基于電-氫混合儲能的風氫耦合系統建模與控制[J]. 智慧電力，2020，48（3）：7-14.

[10] 田甜，李怡雪，黃磊，等. 海上風電制氫技術經濟性對比分析[J]. 電力建設，2021，42（12）：136-144.

[11] 王剛.雙碳戰略下的氫能源[J].石油化工建設，2022（3）：13-17.

[12] 黃嘉豪，田志鵬，雷勵斌，等. 氫儲運行業現狀及發展趨勢[J]. 新能源進展，2023，11（2）：162-173.

[13] 馮成，周雨軒，劉洪濤. 氫氣存儲及運輸技術現狀及分析[J]. 科技資訊，2021，19（25）：44-46.

[14] 徐連兵. 我國氫能源利用前景與發展戰略研究[J]. 潔凈煤技術，2022，28（9）：1-10.

[15] 閆慧忠. 能源概論與氫能戰略[J]. 稀土信息，2022（6）：8-14.

[16] 李建林，李光輝，馬速良，等. 氫能儲運技術現狀及其在電力系統中的典型應用[J]. 現代電力，2021，38（5）：535-545.

[17] 鄒才能，李建明，張茜，等. 氫能工業現狀、技術進展、挑戰及前景[J]. 天然氣工業，2022，42（4）：1-20.

[18] 袁勝楠，張龍龍，趙寧，等. 液態有機物儲氫技術發展歷程與問題分析[J]. 太陽能，2022（9）：5-14.

[19] 劉瑋，萬燕鳴，熊亞林，等.“雙碳”目標下我國低碳清潔氫能進展與展望[J]. 儲能科學與技術，2022，11（2）：635-642.

[20] 王紅霞，徐婉怡，張早校. 可再生電力電解制綠色氫能的發展現狀與建議[J]. 化工進展，2022，41（S1）：118-131.

[21] 熊亞林，劉瑋，高鵬博，等. “雙碳” 目標下氫能在我國合成氨行業的需求與減碳路徑[J]. 儲能科學與技術，2022，11（12）：4048-4058.

[22] 邵志剛，衣寶廉. 氫能與燃料電池發展現狀及展望[J]. 中國科學院院刊，2019，34（4）：469-477.

[23] 時浩，呂楊，譚更彬. 天然氣管道摻氫輸送可行性探究[J]. 油氣儲運與處理，2022（4）：23-31.

Development Status and Suggestions for Offshore Wind Power Hydrogen Production Technology and Hydrogen Energy Industry

Luo Shan，Zuo Meng，Xiao Jianqun

（China Energy Engineering Group Guangdong Electric Power Design Institute Co.，Ltd.，Guangzhou 510663，China）

Abstract：The utilization of offshore wind power for hydrogen production is an important way to achieve the emission peak and carbon neutrality goal in the future. This paper introduces the advantages and disadvantages of different water electrolysis hydrogen production technologies，as well as the operation modes of offshore wind power hydrogen production equipment. It analyzes the development status of the hydrogen energy industry from three aspects：hydrogen storage and transportation，hydrogen refueling stations，and hydrogen energy application fields，and puts forward suggestions for the development of hydrogen energy industry. The research results show that：1） The overall cost of alkaline water electrolysis hydrogen production equipment is low，and the hydrogen production of single equipmont is large，but it is difficult to quickly start and adjust the load. It is suitable for centralized wind power supply with small output power fluctuations. 2） PEM water electrolysis hydrogen production equipment can better couple outpwt power supply with large fluctuations. In the future，such hydrogen production equipment will develop towards high-power and low-cost hydrogen production to meet the needs of large-scale offshore wind power hydrogen production projects. 3） In the short term，high-pressure gaseous hydrogen storage technology is the focus of development；In the long run，low-temperature liquid hydrogen storage technology is an important direction for future development. The development of new compound hydrogen storage technologies such as ammonia hydrogen storage，methanol hydrogen storage，and organic liquid hydrogen storage provides more options for hydrogen energy storage. 4） At present，hydrogen refueling stations with a daily refueling capacity of 200 kg in China are demonstration operation stations. In the future，hydrogen refueling stations are expected to start with a daily refueling capacity of 500 kg，and hydrogen refueling stations with large daily refueling capacities will become mainstream stations to be built within the next one to two years.

Keywords：offshore wind power；water electrolysis hydrogen production；alkaline electrolyzer；PEM；hydrogen storage and transportation；hydrogen refueling station；natural gas hydrogen blending