海上风电制氢技术路线大多采用“风力发电+海水淡化+PEM电解槽制氢”。海上风电制氢可行性和经济性主要受离岸距离、基础设施条件、电解技术、储氢技术等因素影响，基于这些因素形成了以下四种不同的制氢开发模式：

1
“风电平台+电解设备”

该模式属于分散式制氢，适用于新建海上风电场，通过在风机平台上设置水电解制氢设备实现大规模的分散式制氢。主要优点是，单个电解槽发生故障，不影响其余风机继续生产氢气。以下项目属于该开发模式：

英国Dolphyn项目总装机容量400万千瓦，将电解制氢模块和风力发电模块集成在半潜式风机平台上，氢气通过北海现有油气管道输往英国本土。

挪威Deep Purple项目风机产生的电能全部在风机平台上进行电解制氢，通过海管输送到陆地。

瑞典Hydrogen Turbine 1项目将在苏格兰海上风电场1台8.8MW风机的导管架平台上安装PEM电解槽就地制氢，预计将于2025年建成投运。

德国AquaPrimus项目将风电场风机制造的氢气汇总后输送到海底，存储在专用的高压储罐中，通过海底管道输送至陆地终端。该项目计划2025年在黑尔戈兰岛外海两台14兆瓦的风机平台上各安装一个电解槽。

2
“海上风电+新建海上平台+电解设备”

该模式属于集中制氢，适用于离岸较远的风电场以及分散式制氢不经济的风电场，通过新建海上集中式制氢平台，减少电力传输损耗，集中制氢。以下项目属于该开发模式：

日本JIDAI项目位于北海道海岸，风电场电能汇总至半潜制氢平台，生产的氢气压缩储存在半潜平台储气罐系统，通过穿梭油轮进行外输，计划2030年前实现商业化。

比利时Tractebel Overdick项目将400MW海上风电场的电能送至海上升压站。升压站将一部分电力输送至陆地并网进行陆地电解槽电解制氢，另一部分电力用于在新建固定式制氢平台上进行电解制氢，产生的氢气储存在地下盐穴中，通过穿梭油轮或海底管道输送至陆地氢网。

德国AquaSector项目在制氢平台制氢，平台不储存氢气，通过海底管道外输至陆地终端。计划在2028年建成300MW电解槽容量，每年可在海上生产多达20,000吨绿色氢气，预计2033年完成10GW风电制氢。与海上发电输送至陆地相比，海上制氢和管道输送具有明显的经济优势。经评估，该项目输氢管道可以取代五个高压直流（HVDC）输电系统和平台，具有较好的成本效益。

法国Sealhyfe项目目标是在浮式平台生产可再生绿色氢，通过配备1MW电解槽，每日最高可生产400公斤可再生绿色氢气。该项目计划2030年海上装机容量约为3GW。

3
“海上风电+旧平台改装+电解设备”

海上风电制氢就近利用即将退役的油气平台改造为制氢平台，并利用现有的油气管道输送氢气，从而降低成本。其优点是可以有效降低项目投资成本。DNV通过Re-Stream项目评估现有油气管道传输纯氢的方案，得出大多数海上管道都可以再用于纯氢输送的结论。

荷兰Q13-a平台改装项目属于该模式，将把北海海域的三种能源形式：海上风能、海上天然气和氢能，有机统一到一起，目的是验证海上风电制氢的可行性，以及能源系统一体化运行情况。

4
“海上风电+陆上电解”

适用于近岸海上风电场，其优点是具有较高的灵活性，制氢系统可以作为电网调峰的有效手段，在陆上完成氢气的制取和储运，也具有系统安装维护方便的优势。

英国Gigastack项目属于该模式，将100MW海上风力场产生的电能输送至陆地，电解槽位于陆上变电站下游。快速响应电解槽使氢气生产能够灵活的参与电网平衡活动，将对输电网的影响降至最低。该项目预计年电解槽制造能力到2025年增加到1GW。

- 结 语 -

“海上风电+海水制氢”技术路径极具前景，但目前由于高昂的设备成本和建设成本，影响了该开发模式的经济效益，阻碍了发展。随着海水制氢技术的成熟，绿氢生产成本有望显著降低。随着能源消费结构的转型以及国家政策对绿氢产业的扶持，“海上风电+海水制氢”将逐步具有经济可行性，可实现海水制氢规模化开发。

原标题：氢能领域的海上蓝图 ——“海上风电+海上制氢”开发模式探讨