随着人们对能源的需求日益扩大，对可持续发展、环保理念的日益重视，现有以化石燃料为基础的全球能源体系已无法实现《巴黎协定》提出的减排目标，必须向高效、可再生的低碳能源体系进行转型。据国际可再生能源署（IRENA）预测，到2050年，可再生能源加速普及后（REmap）情景下，可再生能源比例将大幅提升，风电和光伏将占发电容量的60%。

风力发电作为可再生能源中最成熟的发电方式之一，发展迅速。为进一步扩大风能在可再生能源市场的份额，出现了新的技术解决方案：包括风能和其他可再生能源整合并网、风电和其他技术相结合（如风电制氢）等解决方案。对风电制氢来说，既可以帮助交通、建筑、工业等难以脱碳的部门脱碳化，又能提高电力供应过剩时储存电力的能力，因而得到众多国家的青睐。在欧洲，脱碳压力日益渐重，可再生能源及氢能得到重视与发展，其海上风电在风能资源、风能利用率方面以及产业链等方面都占据极大优势，是全球最大的海上风电市场。凭借着这些优势，欧洲海上风电制氢在近几年内可谓十分火热。

海上风电市场与制氢市场概况

海上风电市场

据全球风能理事会（GWEC）统计，2019年全球海上风电新增装机创历史新高为6.1吉瓦（GW），与2018年相比同比增长38.6%（2018为4.4GW），预计到2024年全球海上风电将新增50GW。截止到2019年底，全球海上风电累计装机容量为29.1GW，其中英国、德国和中国占据市场前三，共占总体装机容量的82%。近10年全球和中国的新增及累计海上风电装机容量如图1和图2所示。

全球海上风电市场整体来看处于增长阶段，10年的时间里，全球海上风电装机容量增加了866.67%，中国海上风电装机容量增加了3853.33%，中国海上风电明显快于全球海上风电行业整体发展速度，处于迅速发展态势。受退补政策的影响，海上风电出现抢装潮，近两年内将延续当前高速发展的态势，但2022年后中国海上风电市场存在较大不确定性。

制氢市场

据国际能源署（IEA）统计，自1975年以来，氢气需求增长超过三倍，截至2018年底，全球对氢气的需求已经超过7000万吨。目前氢气生产基本由化石燃料提供，向大气释放大量的CO₂，随着技术进步与减排要求提高，低碳制氢市场逐步增加，特别是电解制氢，在2019年已增加到25兆瓦（MW）以上，预计到2023年，电解制氢市场增长将突破1400MW。

虽然目前可再生能源制氢成本很高，但随着其成本的不断下降及氢气生产规模不断扩大，预计到2030年，可再生能源生产氢气的成本将下降30%，这将有利于燃料电池、电解槽（电解水产生氢气）等装置的发展。

海上风电制氢国内外发展现状

海上风电制氢有在岸制氢和离岸制氢两种方法，其中离岸制氢，根据电解装置安装位置的不同，又可细分为在风电平台、现有油气平台和新建海上平台安装电解装置进行制氢。

电解装置+风电平台

英国Dolphyn项目

英国环境资源管理咨询公司（ERM）提出了Dolphyn（Deepwater Offshore Local Production of HYdrogeN）海上制氢项目的概念设计。项目第一阶段可分为两部分，第一部分是方案选择，第二部分是前端工程设计与未来发展计划。在BEIS能源创新计划（2016—2021年）资助下，该项目已进展到前端工程设计（FEED）阶段。2020年，英国商业、能源和工业战略部（BEIS）为Dolphyn项目拨款312万英镑，以资助其2MW样机的详细设计。

Dolphyn项目提出了三种设计方案：浮式风电平台制氢（半潜式和Spar式）、新建海上平台制氢和陆上电解制氢。其系统主要由风机、基础、系泊和锚泊设备、电解装置、AC-DC整流装置、海水淡化装置、海水提升装置、备用电源等组成，浮式风电平台制氢和新建海上平台制氢方案通过管道运输氢气，因此还需要氢气压缩机和氢气运输管道，而陆上电解制氢方案则需要较长的电缆进行电力输送。

ERM评估结果表明，浮式风电平台制氢（半潜式）是批量制氢最经济的解决方案，当离岸距离100千米以下时，制氢成本将低于2欧元/千克，而陆上电解制氢成本较高，且成本随着风电场离岸距离的增大而显著增加，该项目实施方案和路线图如图5所示。

浮式风电制氢（半潜式）方案中，电解装置安装在单个浮式风电平台的甲板区域上，这种方案下甲板面积大、设备安装方便、安装成本低、海水淡化装备排放的浓盐水对海洋环境影响较小、模块化的设计也能降低运营风险。此外，该方案还设计了多种运行模式以适应风电的发电特性。

挪威Deep purple项目

Deep purple海上制氢项目由多家公司联合开发，包括TechnipFMC、The research Council of Norway、SINTEF、hub for ocean、GCE Ocean Technology和energy valley。该项目在风电平台上安装电解装置进行电解水制氢，并将氢气储存在海底。该方案主要由电力系统、风机、电解槽、燃料电池、压缩机、能源管理系统和海底氢气储存系统组成，项目预计在2021年进行陆上试验，在十年后实现大规模运行，可为石油和天然气装备提供稳定的可再生电力，为偏远岛屿提供稳定的可再生电力，为沿海氢基础设施提供氢气，为渔业养殖提供氢气和氧气。

电解装置+现有油气平台

2019年7月，海王星能源公司宣布在荷兰北海地区建立海上制氢试点项目，项目使用的制氢平台为海王星号Q13-a平台，并在平台上的集装箱中放置一个1MW的电解槽进行电解制氢，通过电解产生的氢气通过天然气管道进行输送，产生的氧气则直接从平台排放。目前，该平台上集成了海上风能、海上天然气和氢气这三种能源系统，实现平台的完全电气化。

对于将现有的油气平台改造成海上制氢平台的方案，其优势在于可通过现成的油气管道将氢气输送到陆地上，未来还可以和油气开发商分摊管线维护费用，降低建造成本。对于PosHYdon Pilot项目来说，平台选择的关键因素是要有足够的甲板空间，此外还需考虑平台承载与起重能力以及氢气氧气处理能力等因素。目前该平台主甲板面积为400m²，油气产量能力为4000b/d（油），40000Nm³/d（气），预计在2023年底完成为期2年的海上制氢试验。

电解装置+新建海上平台

JIDAI方案

2015年，DNV GL的夏令营合作项目中对氢的应用进行了相关研究与探讨，并结合日本氢能发展，提出了JIDAI海上风电制氢方案构想，计划在2030年将其应用在北海道南海岸离岸30千米处的500MW风电场进行海上风电制氢。

Tractebel方案

2019年10月，Engie旗下的两家公司Tractebel Engineering和Tractebel Overdick正在开发一座400MW的海上风电制氢站，并完成了可行性研究和概念设计。

该平台由电解槽、变压器和海水淡化装置等系统组成，生产出来的氢气既可以通过船舶运输，也能通过管道运输。由于不同的系统设计将影响制氢效率与制氢成本，因此Tractebel也在对整个系统进行不断优化设计，以满足高效低成本制氢需求。

法国Lhyfe方案

法国公司Lhyfe于2017年成立，已开发出一种在不连接电网的情况下使用可再生能源通过电解生产氢气的方案，并筹集了800万欧元，准备在法国西北部建立法国第一座风电制氢示范工厂，用于交通运输，以期实现每天300千克—1000千克的氢气产能。同时，该企业计划在2025年前将其概念部署到海上风电项目中，并完成了概念设计。

德国AquaVentus项目

2020年8月，德国RWE宣布，将以Heligoland为中心，开发一个名为AquaVentus的10GW级的海上风电制氢项目，并通过海底管道将氢气输送到陆地。该项目路线图如图11所示。

Heligoland离德国海岸约60公里，通过海上制氢、管道运输的方式，约增加氢气生产成本0.06—0.12欧元/千克，而海上风电陆上制氢将增加0.53—0.71欧元/千克制氢成本，因此在风电场离岸较远的情况下，采取海上制氢的方式将更具经济性。

陆上电解装置

英国Gigastack项目

英国Gigastack项目由ITM Power、Ørsted、Phillips 66和Element Energy共同开发。在2019年结束的Gigastack项目的第一阶段，ITM已经开发了5MW电解器模块的设计，并研究了该技术的工业应用。Ørsted主要是开发、建设和运营海上风电场，其1.4GW Homsea 2海上风电场将与Gigastack项目连接生产绿色氢气，为英格兰东北部的一家石油和天然气精炼厂提供动力。目前，该项目第一阶段可行性研究已经完成，第二阶段于2020年2月18日正式启动，重点在于完成100MW的商业电解槽研发。

德国Westküste 100项目

Westküste 100项目总投资为8900万欧元，由EDF、Holcim、OGE、Ørsted等公司共同开发，并于2020年8月获得了3000万欧元的资金资助。该项目旨在把Schleswig-Holstein地区性氢能经济发展成工业规模，其核心是对海上风电绿色制氢技术进行研究开发利用，并利用起由此产生的废热和氧气，同时产生的绿氢将会作为飞机使用的环保燃料，注入到天然气管网中。

该项目为期5年，将安装一个30MW的电解工厂对运营、维护、控制和电网适用性进行测试与检验，为2030年打造成700MW规模的电解制氢工厂打好基础。

比利时HYPORT®Oostende项目

2020年1月，比利时DEME集团和投资机构PMV提出一项绿色能源计划，旨在通过生产绿色氢气实现每年二氧化碳排放量减少50万吨至100万吨，其目标是在2025年在奥斯坦德港口地区运营一家绿色氢气工厂。

到2020年底，该沿海地区将运行399台风机，共2.26GW，而新的海洋空间计划使得数百台风机产生额外的1.75GW的发电量，总发电量可达4GW，可为一半的比利时家庭供电，但风力发电高峰期和用电高峰期需求并不一致，因此通过利用这种不一致性来进行绿氢的制备，消纳多余风电。

NortH₂项目

2020年，Gasunie、Groningen Seaports和荷兰壳牌公司启动了NortH2项目。其目标是利用海上风电场在2030年产生3GW—4GW电力制备氢气，到2040年电力增长到10GW，实现2040年生产80万吨氢气，减少700万吨二氧化碳的排放。目前，该项目正在进行可行性研究，计划于2027年投产，此外，该项目还在积极探索离岸制氢方案，并在荷兰和北欧建立智能交通网络，为工业和运输业提供氢气。

现有海上风电制氢方案/项目基本集中在欧洲地区，表明欧洲国家对海上风电制氢关注度较高，这些项目基于本国海上风电场场址采取了不同的海上风电制氢方案，但规划目标实现时间基本在2025年，并于2030年前后形成大规模制氢能力。

总体来看，海上风电制氢技术基本得到充分验证，目前面临的主要问题是实现大规模商业化氢气的制备以及氢气的运输与储存等问题，经济性已成为各方案的重要考虑因素。几种不同海上风电制氢方式适用场景及制氢项目/方案汇总如表5所示。

根据不同应用场景的特点，适用不同的制氢模式。“电解装置+风电平台"的制氢方式，针对的是新建海上风电场，通过在风机上安装电解装置实现大规模的分布式制氢。对于“电解装置+现有油气平台"的制氢方式，是利用海上风电附近的即将退役的油气平台和现有的油气管道来降低制氢成本。“电解装置+新建海上平台"的制氢方式则适用于离岸较远的风电场，因为随着风电场离岸距离的增加，电力传输损耗就越大，在海上新建制氢平台的方式可直接避免这一损耗。对于“海上风电+陆上电解"的方式，则适用于近海海上风电场，如果在这种情况下依然采用新建海上平台的方式，其平台额外的资本支出对整个项目的经济性都是不利的。

近年来，我国海上风电发展迅速，但在海上风电制氢方面积累较少，经验不足，于2020年才开始正式进军海上风电制氢领域，一些重点项目包括：青岛深远海2GW海上风电融合示范风场项目一期工程计划对余电制氢等进行试验示范，并在二期推动海上风电+制氢储氢等多样化融合试验与示范应用；中海油计划进行海上风电制氢的工艺流程的研究设计和优化，提出技术和经济可行性的边界条件。

对船海工程装备行业的影响

目前氢能在全球持续升温，欧洲海上风电制氢项目也如火如荼，我国在海上风电制氢领域仅处于起步阶段，但随着相关研究不断深入，未来海上风电制氢市场将大有可为，这对船海行业来说既是新机遇，也带来了挑战。鉴于此，就海上风电制氢发展对船海装备发展的牵引谈几点思考与建议。

一是，加快海洋氢能顶层规划设计，制定海上风电制氢发展路线图。我国氢气制备主要是化石能源制氢，目前正向可再生能源过渡，但我国缺乏对可再生能源制氢的顶层规划设计，尚未形成适用于我国可再生能源制氢的发展路线图。顶层规划设计是海上风电制氢方案设计的基础，当发展路线不明确时，海上制氢地理位置、产量等因素也都无法确定，很难形成具体可行的海上风电制氢方案。因此需加快可再生能源制氢顶层规划设计研究，尽早确定海上风电制氢发展路线图，为海上风电制氢方案提供依据与参考。

二是，开展海上风电制氢平台总体方案研究，做好知识储备。现行欧洲海上风电制氢项目/方案中不乏新建海上制氢平台的方式，这种平台结构和常规海上油气开发平台设计类似，但在总体布置方面和常规油气开发平台有所差距，此外还需解决电解槽的运动响应、海水淡化处理等问题，不同的运输和储存方式也将对海上风电制氢平台的设计产生影响。随着海上风电制氢研究进一步深化，应提前开展平台总体方案研究，为以后的实施方案打好基础。

三是，研发氢气运输船，提升市场竞争力。海上风电制氢的运输方式主要是管道运输和船舶运输，若采用船舶运输的方式就必须开展氢气运输船的研发。目前氢气运输有气态储运、液态储运、固体储运和有机液体储运等方式，目前日本已经完成了液态氢运输船建造，澳大利亚也在进行压缩氢气运输船的研发。其中液态储运的方式适合远距离、运量大的应用场景，但液态氢运输储存温度极低，为零下253摄氏度；压缩氢气运输是高压气态，主要是采用储罐的形式运输。两种运输方式都对船舶的总体布置、船舶安全性等方面提出了新要求，亟需形成氢气运输船舶的设计研发能力，提升市场竞争力。