海上风电与制氢（风氢耦合）技术经济研究

报告编号：OGF-A-017　|　专题等级：A 级专题　|　所属板块：风电

出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司

报告日期：2026 年 6 月

保密级别：内部参考

版本：V1.0

执行摘要

海上风电制氢（风氢耦合）被广泛视为深远海风电消纳与绿氢规模化制取的战略交汇点，但当前仍处于"高战略预期、低经济性现实"的早期阶段。本报告基于全球视野、全时间轴梳理，从技术原理、专利壁垒、市场现状、竞争格局、政策环境、风险挑战与趋势预判七个维度展开系统调研，核心判断如下：

结论一：海上风电制氢是绿氢规模化最具潜力、但当前经济性最差的路径之一。 截至 2024 年底，全球可再生能源电解制氢累计建成产能超 25 万吨/年，其中海上风电制氢仍停留在兆瓦级示范阶段。测算显示，中国海上风电离网制氢的平准化制氢成本（LCOH）约为 33.92—49.43 元/kg，约为陆上风电制氢（碱性路线约 26 元/kg）的两倍，平价窗口预计在 2030 年前后到来，且高度依赖海上风机造价下降约 40% 这一前提。

结论二：技术路线"两条腿走路"，电解技术分化适配。 近海以"送电上岸＋陆上集中电解"为务实主流，深远海以"海上原位制氢＋管道/船运氢氨醇"为长期方向。电解技术中，碱性（ALK）凭借最低成本主导出货，质子交换膜（PEM）凭借优异动态响应成为风电波动工况的首选；海水直接电解取得中国原创理论突破，但尚未跨越规模化与寿命验证门槛，工程主流仍为"海水淡化＋纯水电解"。

结论三：竞争格局呈"中国制造端领先、欧洲技术与制度领先"的双中心态势。 中国占全球电解槽制造产能约 60%，海上风电累计并网 41.27 GW、居全球第一；欧洲（德国 H2Mare/AquaVentus、荷兰 PosHYdon、英国 Dolphyn）在离网原位制氢一体化与认证标准上保持领先。

关键数据亮点：全球电解槽制造产能近 38 GW/年（中国占约 60%）；中国海上风电累计并网 41.27 GW、占全球 49.6%；中国陆上碱性制氢 LCOH 约 26.02 元/kg、海上离网制氢 33.92—49.43 元/kg；欧洲北海 2030 年绿氢成本约 3.0—3.71 €/kg；全球绿氢 2024 年均价约 4 美元/kg，为灰氢的 1.5—6 倍。

风险提示：铱等关键贵金属供应高度集中（全球年产仅约 7 吨、逾 80% 产自南非）、电解槽产能严重过剩（利用率极低）、美国 45V 补贴政策存在逆转风险、绿氢需求不及预期。

行动建议：建议能源开发商与油气企业近期（2026—2027）押注近海"风电＋制氢＋氨醇"一体化示范，2028—2030 年视海上风机造价与电解槽 CAPEX 两大成本拐点决定深远海原位制氢的投资节奏；装备制造商应在 ALK 大型化、PEM 国产化、AEM 前瞻布局上同步发力；政策制定者需完善绿氢认证、海洋制氢安全标准与稳定的需求侧激励。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

全球能源体系正经历由化石能源向可再生能源的深刻转型。在这一进程中，海上风电凭借资源丰富、风速稳定、利用小时数高、不占用土地等优势，成为各国能源结构调整的重要支柱。然而，随着海上风电向深远海推进，其与生俱来的两大难题日益凸显：一是远海风电送电上岸的海缆成本高昂、技术受限；二是风电出力的强波动性给电网消纳带来巨大压力。在此背景下，"风氢耦合"——即将海上风电就地或近岸转化为氢这一可储存、可运输的能源载体——被视为破解消纳难题、开辟绿氢规模化供给的关键路径。

与此同时，绿氢作为深度脱碳的核心载体，在工业（炼化、合成氨、甲醇）、交通（航运、重卡）、储能等领域的需求被寄予厚望。海上风电制氢若能实现规模化与平价化，将同时打通"清洁电力消纳"与"绿色氢能供给"两条价值链，具有重大的战略意义。但这一愿景能否落地、何时落地、以何种技术路线落地，仍存在大量不确定性，亟需系统性的技术经济研判。

1.2 核心调研问题

本报告聚焦以下核心问题：第一，海上风电制氢的技术原理、系统架构与主流技术路线是什么，各自的能量效率与成本结构如何？第二，电解水制氢技术对海上风电波动工况的适配性如何，海水直接电解的前沿进展与瓶颈何在？第三，全球及主要国家/地区海上风电制氢的市场规模、成本现状与标志性项目进展如何？第四，全球竞争格局如何分布，中外技术差距体现在哪些环节？第五，政策环境如何驱动或制约产业发展，主要风险有哪些？第六，未来的技术演进、成本下降与平价化时间窗口如何预判，对企业决策有何启示？

1.3 调研范围界定

地域范围：全球视野，重点覆盖欧盟（德国、荷兰、英国、丹麦）、中国、美国、日本、澳大利亚等海上风电与绿氢发展前沿地区，进行国际横向对比。

时间视角：全时间轴，梳理技术从原理诞生（2022 年海水直接电解理论突破）到当前示范（2024—2025 年密集落地）再到未来预判（2030、2050）的完整脉络。

技术深度：深度级，涵盖原理剖析、核心专利、前沿技术动态与瓶颈突破方向。

研究颗粒度：宏观（行业趋势、政策环境）、中观（产业链、竞争格局）、微观（具体企业/项目/技术）多层次结合。

1.4 调研方法说明

本报告采用多源信息交叉验证的研究方法，信息来源包括：国际权威研究机构（国际能源署 IEA、国际可再生能源署 IRENA、彭博新能源财经 BloombergNEF、伍德麦肯兹 Wood Mackenzie、氢能委员会 Hydrogen Council、挪威船级社 DNV 等）的研究报告；学术期刊（Nature、Nature Communications、Joule、Applied Energy、Frontiers 等）的同行评审论文；企业公告与年报；各国政府部门（中国国家能源局、自然资源部，美国国会研究服务局，欧盟委员会等）的政策文件；以及权威媒体与行业白皮书。所有关键数据均标注来源机构与年份，并采用定性与定量结合的方式，以数据支撑观点、以案例佐证结论。

02 · 技术现状全景

2.1 技术定义与核心原理

海上风电制氢（风氢耦合）的本质，是将海上风电机组产生的电能，通过电解水装置转化为氢气这一可储存、可运输的化学能载体，从而缓解海上风电"消纳难、并网受限、波动性强"的固有矛盾，并同步提供绿色氢能供给。

其整体技术链条可概括为：海上风电机组（发电）→ 电力变换与稳定供电系统 →（海水淡化制取纯水，或海水直接电解）→ 电解槽（电能转氢能）→ 氢气提纯/干燥/增压 → 储存 → 输送（海底管道或船运）→ 终端应用或转化为氨/甲醇。

从能量转换角度看，电解水制氢的理论能耗约为 39.4 kWh/kg H₂（以氢的高热值计），实际系统能耗通常在 45—55 kWh/kg 之间，叠加海水淡化、氢气压缩、氨醇转化等环节后，全链条综合效率一般仅为 50%—70%。这一较长的能量链条与多环节损失，构成了海上风电制氢经济性偏低的根本原因之一。

*图 2-1 海上风电风氢耦合系统全链条技术架构示意图*

2.2 三条主流技术路线对比

当前海上风电制氢在工程实践中形成三条主流技术路线，其技术架构、能量效率、成本结构与适用场景差异显著：

路线一：陆上集中制氢（C-ON）。 海上风电经海缆送电上岸，在陆地集中布置电解槽进行制氢。其优势在于电解设备运维便利、可使用淡水水源、技术最为成熟；劣势在于需要建设高成本的海缆与海上升压站，且并未从根本上解决风电并网消纳的问题。该路线适合离岸距离较近的近海项目。

路线二：海上集中制氢（C-OFF）。 在海上升压平台或专用制氢平台上集中布置电解槽。荷兰北海的研究显示，海上集中制氢若配置 PEM 电解槽，因省去了海上电气送出基础设施、具备规模经济效应且动态特性优良，其 LCOH 在多种组合中最低。

路线三：海上分布式/原位制氢（D-OFF）。 每台风机就地配置电解装置进行制氢，再以管道集输或船运的方式将氢/氨上岸。该路线完全离网，能够开放深远海大型风场，但当配置碱性电解槽时，会因风电偶发出力达不到电解槽最低负荷阈值而被迫停机，运营挑战大、综合成本最高。

【表 2-1：海上风电制氢三条主流技术路线对比】

注：荷兰北海综合分析给出 2030 年后全系统 LCOH 区间约 3.0—10.5 €/kg，其中海上集中＋PEM 组合最低，海上分布式＋ALK 组合最高。研究同时发现，离岸距离在约 90 km 时，分布式与集中式路线出现成本交叉点。

2.3 电解技术对波动工况的适配性

海上风电出力具有强波动性、宽功率范围、频繁启停的特征，这对电解槽的动态响应能力提出了严苛要求。当前四种主流电解技术对波动工况的适配性分化明显：

【表 2-2：四种电解技术路线特性与海上波动适配性对比】

具体而言：碱性（ALK） 技术最成熟、CAPEX 最低，占据全球电解槽出货量的 70%—90%，但其冷启动慢、受氢中氧含量安全限制导致低负荷难以压低，更适合稳态运行，应用于波动工况时需配置储能进行缓冲。质子交换膜（PEM） 响应速度快（小于 1 分钟）、可在 5%—100% 宽幅范围内波动运行、可输出 30—80 bar 高压氢从而节省后续压缩能耗，是风电波动工况的最佳适配选择，但其依赖铱、铂等贵金属催化剂，CAPEX 较 ALK 高 15%—30%。固体氧化物（SOEC） 系统效率最高（80%—90%），但热循环退化限制了其频繁启停能力，更适合有稳定工业余热的场景。阴离子交换膜（AEM） 兼具 ALK 无贵金属、PEM 动态响应快的优点，CAPEX 潜在最低，但膜材料寿命仍待长期验证。中国稳石氢能于 2023 年推出全球首台 10 kW 级 AEM 系统；目前国内 PEM 最大单槽制氢能力约为 200—250 标方/时。

2.4 海水直接电解：中国原创理论领跑

海水含约 3.5% 的盐分，直接用于电解面临三大核心挑战：一是氯离子在阳极引发析氯反应（与产氧反应竞争）并造成腐蚀；二是钙、镁等离子沉积造成结垢堵塞；三是海水离子浓度偏低导致电压升高、能耗增大。

中国在该领域取得原创性理论突破。谢和平院士团队于 2022 年 11 月 30 日在《自然》（Nature）发表论文，提出基于物理力学与电化学相结合的"相变迁移"原理，通过气液界面的相平衡机制隔绝海水离子，实现"无需海水淡化、无副反应、无额外能耗"的海水原位直接电解制氢。该成果入选 2022 年度"中国科学十大进展"，实验室样机在深圳湾海水中连续运行超过 3200 小时。随后，该团队与东方电气联合研制"东福一号"漂浮式平台，于 2023 年 5 月在福建兴化湾完成海试，经受 8 级大风、1 米海浪，连续运行超过 240 小时，并于 2024 年 6 月在《自然·通讯》（Nature Communications）发表海上风电海水制氢示范工程成果。

不过，国际主流学界对海水直接电解的产业化前景持谨慎态度。德国亥姆霍兹柏林材料与能源研究中心（HZB）的研究者在《焦耳》（Joule）发表述评，警告该技术被"过度炒作"，认为成熟低成本的"海水淡化＋纯水电解"方案已足以满足需求，海水直接电解的性价比尚存疑问。综合判断，当前两条路线并存，工程界仍以"海水淡化＋纯水电解"为务实主流，海水直接电解在跨越规模化与长寿命验证门槛后才有望真正进入产业化阶段。

2.5 储运方案技术经济对比

海上制氢的氢气储运是决定深远海路线经济性的关键环节，主要方案包括：

海底管道输氢：适合大规模、近中距离输送，单位成本随规模上升而下降，是国际能源署判断的大规模短中距最经济方式。德国 AquaDuctus 规划建设 400 km 海上加 100 km 陆上输氢管道、输氢能力达 20 GW，已于 2024 年 10 月被纳入德国氢能核心网。

氢气液化船运：能耗高、成本较高，生命周期成本研究显示液氢海运成本约为 3.24 美元/GJ。

转化为氨：海运成本约 1.09 美元/GJ，可借助现有氨贸易体系，在已宣布的氢贸易中占比约 85%，是远距离海运的经济选择。

转化为甲醇：受航运燃料市场青睐，但综合成本高于氨。

液态有机氢载体（LOHC）：可逆储放、能利用现有油品基础设施，适合特定场景。

【表 2-3：主要氢储运方案技术经济对比】

2.6 风氢耦合一体化与消纳价值

氢储能在平抑风电波动、提升消纳率方面具有显著价值。中国国家发展改革委在《绿色低碳先进技术示范项目》中，将"低成本（离网、可中断负荷）可再生能源制氢"列为重点方向，要求电解规模不低于 10 万千瓦、产量调节范围 50%—100%、每小时负荷调整率不低于 30%。金风科技等企业提出了风电制氢与储能协同调度的优化模型，通过"风—电—氢—储"一体化设计提升系统整体经济性与电网友好性。这一方向是风氢耦合区别于单纯制氢的核心价值所在，也是其在深远海风电消纳中不可替代的战略意义。