中能观察海洋氢能富矿期待深挖,
氢储能,氢能复合双极板,氢能 工信部 在全球降碳减排的大背景下，“氢”风劲吹，掀起海浪。海上风电制氢是未来绿氢生产的主力军之一。全球范围内已经公布的电解水制氢项目储备总规模达200万千瓦，约有一半来自海上风电制氢。根据《中国海洋能源发展报告2022》（以下简称《报告》），欧洲发达国家正在加速建设北海海域的海洋氢能产业集群，我国沿海省市也已将海上风电制氢技术以及建设海上能源岛等内容纳入能源规划，海洋氢能富矿期待深挖。
海洋可再生能源开发以海上风电为主，随着海上风电开发进入深远海区域，电力送出和能源存储成为普遍难题。《报告》指出，为打破深远海可再生能源开发瓶颈，欧洲国家率先提出海上风电制氢模式，发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，实现电能向氢燃料的异质能源转化。
《报告》预计，这种方式能使可再生能源克服电力基础设施的限制，从而获得参与区域乃至全球能源贸易的能力，氢能将成为继LNG之后新的跨境能源商品。
此外，依托海上风电项目，欧洲国家制氢能力优势明显。《报告》显示，规模化发展是海上风电行业的显著趋势，技术进步使得风力发电机组单机容量已经攀升至1万千瓦以上，百万千瓦装机量的风电场数量逐年增加，项目规模叠加充沛的年发电小时数，使得规模化绿氢生产成为可能。
《报告》认为，欧洲国家正在引领海上风电制氢产业发展。欧洲国家环保监管力度日益加大，沿海工业园区脱碳需求激增。欧洲北海港口群集聚了全球重要炼油、化工和钢铁企业，是典型的氢能消费中心，大量绿氢需求正在带动海上风电制氢产业发展。丹麦、荷兰、英国等国家毗邻北海海域且海洋可再生能源资源丰富，面对新能源在电网渗透率提升而传统电力系统调节能力不足的情况，发电企业通过培育制氢业务，提升可再生能源消纳水平。
资料显示，自2019年起，荷兰、德国、丹麦等多个欧洲国家制定了氢能发展战略规划或路线图，并启动多个海上风电制氢项目。其中，由丹麦沃旭能源公司投资建设的首个商业化海上风电制氢示范项目H2RES，将利用哥本哈根AvedoreHolme港口的2台3600千瓦的海上风机配合2000千瓦电解槽在岸上进行绿氢生产，预计投产后绿氢产能可达到1000千克/天。
根据国际能源署（IEA）预测，全球电解水制氢装机规模到2030年前或增至1亿千瓦以上，发展潜力十分可观。
聚焦我国，《报告》显示，我国海上风电制氢从2020年起步，在“双碳”目标和相关政策指引下，各级政府关注产业发展，企业正加快相关布局。
谈及我国发展海洋氢能的必要性，中海油研究总院新能源研究院氢能及储能首席工程师于广欣表示，首先要认准氢能举足轻重的地位。一方面，《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》发布，国家氢能战略定位明确，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向。另一方面，《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，开展可再生能源制储氢（氨）、氢电耦合等氢储能示范应用。氢能作为新型储能的多元化技术路线选择之一，是构建新型电力系统的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。
其次，海上风电制氢是促进我国海上风电消纳的重要举措。于广欣认为，国内近海风电资源开发趋于尾声，走向深远海是海上风电发展的必然趋势，也将面临电力送出与消纳难题。传统特高压交流输电在离岸100千米以上时能量损失较大、影响经济性；改用特高压直流输电可减少电损，但会增加海上电力输送成本。我国的氢气消费中心主要集中在沿海，开发海上风电制氢可实现绿氢就近生产利用，同时带动深远海风电开发与消纳，并解决风电的波动性问题，增加整个能源系统的灵活性和多样性，节省海缆和升压站投资，规避上网电价和电网消纳的制约。
“海上风电制氢使深远海风电开发成为可能，将是未来绿氢生产的关键路径。”于广欣说。
据不完全统计，我国已有20多个省区发布氢能规划和指导意见，抢占氢能“赛道”，提出推广海上风电综合利用技术，开展可再生能源制氢示范，推进海水制氢技术研发，推动海洋能发电在岛屿供电、深远海开发、海上能源补给等领域应用。
另外，央企、氢能制储输用产业链关联企业也纷纷加码。于广欣透露，《中国海油“碳达峰、碳中和”行动方案》明确了其海洋氢能发展的方向和目标。该《方案》要求，探索发展规模化制氢产业，坚持以绿氢为主攻方向，2030年可再生能源发电装机规模达到1550万千瓦、绿氢产量达到10万吨，2050年可再生能源发电装机规模达到3.1亿千瓦、绿氢产量达到500万吨。
同时，积极推进海上绿氢和新能源融合发展。传统油气及炼油化工生产减碳压力渐增，急需绿电绿氢等零碳能源输入；新能源电力消纳受电网制约明显，政策端要求强制配置储能，开发绿氢等新能源电力消纳新技术迫在眉睫；绿氢具有“双载体”功能，同时满足海上风电等新能源电力消纳或产品输出，以及油气及下游脱碳需求。
“不容忽视的是，海洋氢能发展存在制储输用产业链尚未形成、成本高等制约因素。”于广欣表示，海上风电制氢电解槽等关键设备基本成熟，但经济性仍面临挑战。
主流的质子交换膜和碱性水电解制氢技术日趋成熟。国内1000标准立方米/小时及以上的碱性电解槽的生产能力、技术经济指标方面具有优势，PEM电解槽已开发单堆1000千瓦并进入示范阶段。现阶段绿氢成本是化石燃料制氢成本的2—5倍，其中电耗成本（50%—60%）和电解槽投资折旧（30%—40%）是主要的成本构成。过去十年，海上风电度电成本和质子交换膜电解槽制造成本分别下降60%和50%，推动海上风电制氢进入快速降本通道，预计未来仍有较大下降空间，主要取决于全产业链的规模化降低成本、关键技术提高效率、碳税政策支持等。彭博新能源财经（BNEF）预测，我国海上风电制氢成本将逐步下降至2025年5.8美元/千克、2030年3.8美元/千克。
于广欣呼吁，海上风电制氢仍须加强技术装备研发，降低投资成本，创新项目开发模式，形成更丰富、更经济的多能源产品输出方案。
记者了解到，在技术领域，中国海油将以“十四五”重大科技项目关键技术攻关为抓手，重点研发具有海油特色的绿氢关键技术和设备，支撑未来海上绿氢发展。分析研判国内外海上风电制氢及一体化发展，开展海上氢能工程、海上高效储运氢关键技术研究。推进依托海上油气、新能源示范项目的绿氢应用示范研究，为解决大规模海上风电制氢、氢气产品送出和利用奠定技术基础。
《报告》预计，随着我国海上风电向深远海集中连片规模化开发，离网型的集中式或分布式制氢方案是未来发展的主要方向。
政策方面，于广欣建议，扶持示范工程建设及海上氢能装备制造，多管齐下加速海上风电制氢的商业化步伐。加快绿氢认证体系建设，推动绿氢减排量纳入碳市场，提高海上风电制氢经济性，逐步探索建设全国性绿氢交易所。
