中央经济工作会议在部署明年重点任务时提出，要加快调整优化产业结构、能源结构，推动煤炭消费尽早达峰，大力发展新能源。12月21日，国务院新闻办公室正式发布《新时代的中国能源发展》白皮书。白皮书提出，加速发展绿氢制取、储运和应用等氢能产业链技术装备，促进氢能燃料电池技术链发展。风电制氢既可以帮助交通、建筑、工业等脱碳困难的领域脱碳化，又能提高电力供应过剩时储存电力的能力，得到众多国家青睐。不过，我国在海上风电制氢方面积累较少，经验不足，我国船舶工业还需提前开展相关平台总体设计研究，形成氢气运输船舶设计研发能力，为今后相关项目实施打好基础。

——编者

随着人类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正逐渐向高效、可再生的低碳能源体系进行转型。

风力发电作为可再生能源中最成熟的发电方式之一，近年来发展迅速。为进一步扩大风能在可再生能源市场的份额，还出现了一些新的技术解决方案，如风电制氢等。风电制氢既可以帮助交通、建筑、工业等脱碳困难的领域脱碳化，又能提高电力供应过剩时储存电力的能力，得到众多国家的青睐。目前，许多国家和地区均已开始实施海上风电制氢项目，我国船舶工业应积极跟踪相关动向，并提前开展相关平台总体设计研究，形成氢气运输船设计研发能力，推动这一战略性新兴产业的发展。

绿色氢气前景广阔

据国际可再生能源署（IRENA）预测，到2050年，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%。而全球风能理事会（GWEC）的统计数据表明，2019年全球海上风电新增装机容量创历史新高，达6.1吉瓦（GW），与2018年相比增长38.6%，预计到2024年全球海上风电将新增50GW。截至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%。全球海上风电市场整体来看处于增长阶段，最近10年时间里，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%。

海上风电的发展为海上风电制氢创造了良好的条件。世界能源理事会将氢气按照生产来源分为“灰色”“蓝色”和“绿色”三类。灰色氢气来自化石燃料，制造成本较低，但是碳强度最高，因而社会接受度最低；蓝色氢气通过蒸汽甲烷重整技术或煤气化加上碳捕捉和贮存技术制造，碳强度较低，成本高，社会接受度较高；绿色氢气使用可再生能源进行电解，二氧化碳零排放，成本高，社会接受度最高。而海上风电制氢就属于绿色氢气，有数据显示，2019年，电解制氢已增加到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花费高昂，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％。

各国发展阶段不同

海上风电制氢可分为在岸制氢和离岸制氢两种方法，其中，根据电解装置安装位置的不同，离岸制氢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。

在欧洲，脱碳压力日益加重，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风生水起。

从现有海上风电制氢方案/项目来看，一些欧洲国家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，但目标实现时间基本在2025年，并设定于2030年前后形成大规模制氢能力。总体来看，海上风电制氢技术已基本得到充分验证，目前面临的主要问题是实现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。

不同制氢方式适用不同场景，“电解装置+风电平台”的制氢方式适用于新建海上风电场，通过在风机上安装电解装置实现大规模的分布式制氢。“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，电力传输损耗越大，在海上新建制氢平台的方式可直接避免这一损耗。“海上风电+陆上电解”的方式，则适用于近海海上风电场。

近年来，我国海上风电发展迅速，但于2020年才开始正式进军海上风电制氢领域，积累较少，经验不足。在今年，青岛深远海200万千瓦海上风电融合示范风场项目正式实施，一期将重点对余电制氢等进行试验示范，二期将推动“海上风电+制氢储氢”等多样化融合试验与示范应用；中国海洋石油集团有限公司发布海上制氢工艺技术研究招标公告，对海上电解水制氢工艺方案选型及技术，海上风电与制氢设备匹配性以及海上储氢、输氢技术等开展研究。因此，我国海上风电制氢其实仅刚刚起步。而且，由于我国还未对可再生能源制氢进行顶层规划设计，海上制氢地理位置、产量等因素都无法确定，这对我国海上风电制氢相关产业的发展十分不利。这一状况亟待改变，我国政府应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，进而推动海上风电制氢相关产业的发展。

装备研发时不我待

我国在海上风电制氢领域虽处于起步阶段，但随着相关研究不断深入，未来在海上风电制氢市场将大有可为，这对船舶工业来说既带来了机遇，也带来了挑战。我国船舶工业应积极进行相关研发，力争在这一新兴市场占据一席之地。

首先，应开展海上风电制氢平台总体设计方案研究。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区别。此外，电解槽的运动响应、海水淡化处理等问题，不同运输和储存方式对海上风电制氢平台的设计产生不同影响的问题，均需要船舶工业重点关注。

其次，应大力研发氢气运输船。海上风电制氢的运输方式主要是管道运输和船舶运输，船舶运输就需要氢气运输船。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。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。这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。目前，日本已经完成了液态氢运输船建造，韩国已经完成液化氢运输船的基本设计，澳大利亚正在进行压缩氢气运输船的研发，我国船舶工业也应加快形成氢气运输船设计研发能力。

海上风电制氢：一场豪赌？

清洁能源的开发与应用，将决定未来国家之间的竞争格局，那么，零碳能源氢能的开发与应用无疑将是各国的“必争之地”，从这一角度来说，作为可再生资源制氢的海上风电制氢的快速发展几乎是必然的。在这种形势下，我国船舶工业进入海上风电制氢领域也将大有收获。

为应对全球变暖危机，各国纷纷制定零碳路线图，我国则提出在2060年实现碳中和目标，今年12月12日，我国更进一步宣布，力争在2030年前二氧化碳排放达到峰值。这使得我国的碳排放控制分外紧迫，也意味着低碳、零碳能源将因此迎来高速发展期。这必将为我国海上风电制氢的发展提供十分有利的政策、产业和市场大环境。

与此同时，我国突飞猛进的海上风电产业为海上风电制氢奠定了坚实的产业链基础。近10年，我国海上风电装机容量翻了近40倍，产业规模呈现持续扩张态势。就在今年的11月和12月，中国船舶集团有限公司就有两个百亿级海上风电项目分别开工、签约，这些超大项目的实施将进一步扩大我国海上风电产业规模，也为海上风电制氢的规模化提供了可能。另外，根据相关测算，在海上电解制成氢气输送到陆地的氢气成本，比海上风电的电能先传输到陆地然后再进行电解制氢的氢气成本最多低8倍，因此，海上风电制氢还有望为海上风电进一步降低成本、进入平价上网时代提速。

以上种种因素似乎都显示，海上风电制氢绝对算得是天时地利人和的新兴产业。然而，对于意欲进入该领域的船舶企业来说，其中的风险也不得不防。最大的风险来自技术方面。首先，氢气是易燃易爆气体，如何实现安全运输、储存和使用目前还是难题，如果不能通过技术手段保障其安全性，那么，即使作为清洁的零碳能源，氢气市场需求的增长与增长幅度也依然是一个问号。其次，海上风电制氢也存在技术难题，如海上风电的不稳定性还很难达到水电解制氢设备对电能质量的稳定性要求，并可能导致产品氢气不纯，带来安全隐患；海上风电制氢相比化石燃料制氢缺乏经济性，其商业化比较困难，而这从根本上来说依然是目前技术水平有限的问题。此外，船舶企业主要承担的氢气运输船建造方面也有技术需要突破。氢气运输船的研制比天然气运输船更加困难，液化天然气（LNG）需要在零下163摄氏度以下储存，液化氢则需要在零下253摄氏度以下储存，这在技术难度上远不是一个量级；如果在船上采用高压罐装载气体氢气，要保障其安全性，难度更大。这些技术要实现突破，绝非一朝一夕之功，因此，海上风电制氢产业的投入产出周期存在较大的不确定性。相关船舶企业应充分认识其中风险，并做好预案。

当然，海上风电制氢等可再生资源制氢绝不是一个普通产业，而是关系国家能源安全与环保大计的战略性产业，为此，我国船舶工业不仅应充分评估其中的机遇与挑战，还应以舍我其谁的社会责任感及国家使命感，积极进行布局，为我国这一战略性新兴产业的发展作出应有的贡献。