中國能源新聞網記者曲藝

在全球降碳減排的大背景下，“氫”風勁吹，掀起海浪。海上風電制氫是未來綠氫生產的主力軍之一。全球范圍內已經公布的電解水制氫項目儲備總規模達200萬千瓦，約有一半來自海上風電制氫。根據《中國海洋能源發展報告2022》（以下簡稱《報告》），歐洲發達國家正在加速建設北海海域的海洋氫能產業集群，我國沿海省市也已將海上風電制氫技術以及建設海上能源島等內容納入能源規劃，海洋氫能富礦期待深挖。

(資料圖)

歐洲引領海上風電制氫產業發展

海洋可再生能源開發以海上風電為主，隨著海上風電開發進入深遠海區域，電力送出和能源存儲成為普遍難題。《報告》指出，為打破深遠海可再生能源開發瓶頸，歐洲國家率先提出海上風電制氫模式，發揮氫能作為可再生能源規模化高效利用的重要載體作用及其大規模、長周期儲能優勢，實現電能向氫燃料的異質能源轉化。

《報告》預計，這種方式能使可再生能源克服電力基礎設施的限制，從而獲得參與區域乃至全球能源貿易的能力，氫能將成為繼LNG之后新的跨境能源商品。

此外，依托海上風電項目，歐洲國家制氫能力優勢明顯。《報告》顯示，規模化發展是海上風電行業的顯著趨勢，技術進步使得風力發電機組單機容量已經攀升至1萬千瓦以上，百萬千瓦裝機量的風電場數量逐年增加，項目規模疊加充沛的年發電小時數，使得規模化綠氫生產成為可能。

《報告》認為，歐洲國家正在引領海上風電制氫產業發展。歐洲國家環保監管力度日益加大，沿海工業園區脫碳需求激增。歐洲北海港口群集聚了全球重要煉油、化工和鋼鐵企業，是典型的氫能消費中心，大量綠氫需求正在帶動海上風電制氫產業發展。丹麥、荷蘭、英國等國家毗鄰北海海域且海洋可再生能源資源豐富，面對新能源在電網滲透率提升而傳統電力系統調節能力不足的情況，發電企業通過培育制氫業務，提升可再生能源消納水平。

資料顯示，自2019年起，荷蘭、德國、丹麥等多個歐洲國家制定了氫能發展戰略規劃或路線圖，并啟動多個海上風電制氫項目。其中，由丹麥沃旭能源公司投資建設的首個商業化海上風電制氫示范項目H2RES，將利用哥本哈根AvedoreHolme港口的2臺3600千瓦的海上風機配合2000千瓦電解槽在岸上進行綠氫生產，預計投產后綠氫產能可達到1000千克/天。

根據國際能源署（IEA）預測，全球電解水制氫裝機規模到2030年前或增至1億千瓦以上，發展潛力十分可觀。

我國加速深化布局海洋氫能產業

聚焦我國，《報告》顯示，我國海上風電制氫從2020年起步，在“雙碳”目標和相關政策指引下，各級政府關注產業發展，企業正加快相關布局。

談及我國發展海洋氫能的必要性，中海油研究總院新能源研究院氫能及儲能首席工程師于廣欣表示，首先要認準氫能舉足輕重的地位。一方面，《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》發布，國家氫能戰略定位明確，氫能是未來國家能源體系的重要組成部分，是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體，氫能產業是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。另一方面，《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出，開展可再生能源制儲氫（氨）、氫電耦合等氫儲能示范應用。氫能作為新型儲能的多元化技術路線選擇之一，是構建新型電力系統的重要支撐，也是催生國內能源新業態、搶占國際戰略新高地的重要領域。

其次，海上風電制氫是促進我國海上風電消納的重要舉措。于廣欣認為，國內近海風電資源開發趨于尾聲，走向深遠海是海上風電發展的必然趨勢，也將面臨電力送出與消納難題。傳統特高壓交流輸電在離岸100千米以上時能量損失較大、影響經濟性；改用特高壓直流輸電可減少電損，但會增加海上電力輸送成本。我國的氫氣消費中心主要集中在沿海，開發海上風電制氫可實現綠氫就近生產利用，同時帶動深遠海風電開發與消納，并解決風電的波動性問題，增加整個能源系統的靈活性和多樣性，節省海纜和升壓站投資，規避上網電價和電網消納的制約。

“海上風電制氫使深遠海風電開發成為可能，將是未來綠氫生產的關鍵路徑。”于廣欣說。

據不完全統計，我國已有20多個省區發布氫能規劃和指導意見，搶占氫能“賽道”，提出推廣海上風電綜合利用技術，開展可再生能源制氫示范，推進海水制氫技術研發，推動海洋能發電在島嶼供電、深遠海開發、海上能源補給等領域應用。

另外，央企、氫能制儲輸用產業鏈關聯企業也紛紛加碼。于廣欣透露，《中國海油“碳達峰、碳中和”行動方案》明確了其海洋氫能發展的方向和目標。該《方案》要求，探索發展規模化制氫產業，堅持以綠氫為主攻方向，2030年可再生能源發電裝機規模達到1550萬千瓦、綠氫產量達到10萬噸，2050年可再生能源發電裝機規模達到3.1億千瓦、綠氫產量達到500萬噸。

同時，積極推進海上綠氫和新能源融合發展。傳統油氣及煉油化工生產減碳壓力漸增，急需綠電綠氫等零碳能源輸入；新能源電力消納受電網制約明顯，政策端要求強制配置儲能，開發綠氫等新能源電力消納新技術迫在眉睫；綠氫具有“雙載體”功能，同時滿足海上風電等新能源電力消納或產品輸出，以及油氣及下游脫碳需求。

加強技術攻關促進降本增效

“不容忽視的是，海洋氫能發展存在制儲輸用產業鏈尚未形成、成本高等制約因素。”于廣欣表示，海上風電制氫電解槽等關鍵設備基本成熟，但經濟性仍面臨挑戰。

主流的質子交換膜和堿性水電解制氫技術日趨成熟。國內1000標準立方米/小時及以上的堿性電解槽的生產能力、技術經濟指標方面具有優勢，PEM電解槽已開發單堆1000千瓦并進入示范階段。現階段綠氫成本是化石燃料制氫成本的2—5倍，其中電耗成本（50%—60%）和電解槽投資折舊（30%—40%）是主要的成本構成。過去十年，海上風電度電成本和質子交換膜電解槽制造成本分別下降60%和50%，推動海上風電制氫進入快速降本通道，預計未來仍有較大下降空間，主要取決于全產業鏈的規模化降低成本、關鍵技術提高效率、碳稅政策支持等。彭博新能源財經（BNEF）預測，我國海上風電制氫成本將逐步下降至2025年5.8美元/千克、2030年3.8美元/千克。

于廣欣呼吁，海上風電制氫仍須加強技術裝備研發，降低投資成本，創新項目開發模式，形成更豐富、更經濟的多能源產品輸出方案。

記者了解到，在技術領域，中國海油將以“十四五”重大科技項目關鍵技術攻關為抓手，重點研發具有海油特色的綠氫關鍵技術和設備，支撐未來海上綠氫發展。分析研判國內外海上風電制氫及一體化發展，開展海上氫能工程、海上高效儲運氫關鍵技術研究。推進依托海上油氣、新能源示范項目的綠氫應用示范研究，為解決大規模海上風電制氫、氫氣產品送出和利用奠定技術基礎。

《報告》預計，隨著我國海上風電向深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。

政策方面，于廣欣建議，扶持示范工程建設及海上氫能裝備制造，多管齊下加速海上風電制氫的商業化步伐。加快綠氫認證體系建設，推動綠氫減排量納入碳市場，提高海上風電制氫經濟性，逐步探索建設全國性綠氫交易所。

責任編輯：沈馨蕊

關鍵詞：