气候变化研究进展, 2025, 21(5): 698-708 doi: 10.12006/j.issn.1673-1719.2025.039

气候变化适应

中国海上风电制氢技术经济性研究

徐燕,1,2, 裴佳梅1, 张欣钰1

1 山西财经大学管理科学与工程学院， 太原 030006

2 山西财经大学双碳产业研究院， 太原 030006

The economic feasibility of hydrogen production technology from offshore wind power in China

XU Yan,1,2, PEI Jia-Mei1, ZHANG Xin-Yu1

1 School of Management Science and Engineering, Shanxi University of Finance and Economics, Taiyuan 030006, China

2 Institute of Dual Carbon Industry, Shanxi University of Finance and Economics, Taiyuan 030006, China

收稿日期: 2025-02-25   修回日期: 2025-04-27  

基金资助: 山西省哲学社会科学规划课题(2024YB085)
山西省自然科学研究面上项目(202303021221183)
山西财经大学双碳产业研究院2025年度项目山西省制氢产业系统演化路径及激励政策组合设计(SCST2025N10)

Received: 2025-02-25   Revised: 2025-04-27  

作者简介 About authors

徐燕，女，副教授，xwwyfy@sina.com

摘要

聚焦中国海上风电制氢技术的经济性评估，通过构建平准化制氢成本（LCOH）模型对海上风电交流输电岸上制氢、直流输电岸上制氢、平台制氢管道输氢以及平台制氢船舶运氢进行研究，考虑电解槽种类以及离岸距离对制氢技术经济性的影响，设置了8种技术方案，3种情景（离岸距离分别为20、60、100 km)。此外，选取风电电价和电解槽成本对制氢技术经济性进行灵敏度分析。研究表明：(1)平台制氢的经济性优于岸上制氢。当离岸距离超过20 km时，海上平台制氢结合船舶运输方案更具成本优势。(2)岸上制氢中，与交流输电相比，由于直流电缆成本低、损耗小，因此直流输电更具竞争力。(3)碱性电解槽（ALK）技术较质子交换膜（PEM）更具备显著成本竞争力，基准情景下LCOH分别为38.94~44.33元/kg和53.68~60.39元/kg。(4)电价与电解槽投资成本对LCOH的影响均呈线性特征，当电价或电解槽设备投资成本上升时制氢成本呈线性增长。(5)若采用海上风电弃电（电力价格为0)，岸基制氢成本显著降低，大幅提升氢气的经济性，同时有助于改善当前海上风电消纳能力不足的现状。

关键词： 海上风电; 电解水制氢; 平准化制氢成本（LCOH）; 经济性

Abstract

This paper focuses on the economic evaluation of offshore wind-powered hydrogen production technologies in China based on a levelized cost of hydrogen (LCOH) model. Four hydrogen production and transportation schemes are investigated: onshore hydrogen production via Alternating Current (AC) transmission, onshore hydrogen production via Direct Current (DC) transmission, offshore platform-based hydrogen production with pipeline transport, and offshore platform-based hydrogen production with ship transport. Considering the impact of electrolyzer types and offshore distances on the economic performance of these technologies, a total of eight technological schemes and three offshore distance scenarios (20 km, 60 km, and 100 km) are examined. Additionally, an analysis is conducted on the sensitivity of the wind power price and electrolyzer cost on the economic performance of hydrogen production technologies. The findings indicate that: (1) Offshore platform-based hydrogen production is more economical than onshore hydrogen production. When the offshore distance exceeds 20 km, platform-based hydrogen production combined with ship transport offers greater cost advantages. (2) For onshore hydrogen production, DC transmission is more competitive than AC transmission due to the lower cost and reduced losses of DC cables. (3) Alkaline electrolyzer (ALK) technology has a significant cost advantage over Proton Exchange Membrane (PEM) technology, with baseline scenario LCOH ranging from CNY 38.94 to 44.33 kg for ALK and CNY 53.68 to 60.39 kg for PEM. (4) Both electricity price and electrolyzer capital cost have a linear impact on LCOH, hydrogen production costs are directly proportional to electricity price and electrolyzer investment cost. (5) If the abandoned electricity from offshore wind power is adopted (with a cost of 0), the cost of hydrogen production based on the shore will be significantly reduced, greatly enhancing the economic efficiency of hydrogen. At the same time, it will help improve the current situation of insufficient capacity to accommodate offshore wind power.

Keywords： Offshore wind power; Hydrogen from electrolytic water; Levelized cost of hydrogen (LCOH) production; Economics

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本文引用格式

徐燕, 裴佳梅, 张欣钰. 中国海上风电制氢技术经济性研究[J]. 气候变化研究进展, 2025, 21(5): 698-708 doi:10.12006/j.issn.1673-1719.2025.039

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引言

随着全球能源消耗和温室气体排放问题的日益突出，世界各国的可持续能源发展战略都将开发和利用可再生能源作为重要目标[1]。氢能作为一种绿色、高能、可存储的二次能源，是能源转型和工业去碳化的重要途径[2]。世界能源理事会预计，到2050年氢能在全球终端能源消费量中的占比可高达25%。中国也在加大推进氢能的快速发展，2022年发布的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035）》明确提出以可再生能源制氢为核心方向，推动构建绿色低碳的氢能供给体系。

风电作为我国商业化应用程度最高的可再生能源发电，其制氢路径受到广泛关注。与陆上风电相比，海上风电具有资源丰富、输出稳定等优势，是未来大规模制氢的重要支撑力量。当前，国际及国内多个海上风电制氢示范项目相继启动，标志着该领域进入加速发展阶段。

制氢作为氢能全产业链的上游环节，仍面临着效率与成本的双重挑战。尤其在海上风电制氢场景下，受设备投资、输运方式、运维难度等因素影响，经济性尚未充分显现，成为制约产业化规模发展的主要瓶颈。因此，系统评估不同技术路线的海上风电制氢项目经济性，并识别关键影响因素，对于推动氢能产业高质量发展具有重要现实意义。

目前，众多学者对可再生能源制氢的路径、技术及经济性进行了系统研究。在全球日益重视环境保护和低碳发展的背景下，利用可再生能源制氢被认为是发展绿色氢能经济的重要路径之一[3-5]。已有研究发现风电制氢的效率明显高于光伏制氢，而采用风光协同制氢的方式，可以将制氢成本最低降至6.85美元/kg[6-7]。电解水制氢技术以其技术成熟和成本低廉的优势被广泛应用，而质子交换膜电解水制氢技术的成本相对较高，但具有更高的响应速度和电流密度，展现出更大的应用潜力[8-11]。在“双碳”目标的政策驱动下，越来越多的学者开始关注市场机制在推动可再生能源制氢产业化过程中的关键作用。研究表明，技术创新与政策支持的双轮驱动有助于实现氢能产业的规模化发展[9,12]。

关于海上风电制氢技术路径及经济性的研究，国内外研究也日趋深入[13-14]。部分学者通过研究海上风电就地制氢技术的技术特点和发展现状，认为设备的选型和项目选址是影响该技术路线经济性的主要因素[15-17]。针对海上风电输电上岸后的两种利用模式，即风电售电模式和风电制氢模式，通过建立制氢系统产氢量模型，比较两种利用模式的经济性，从投资者视角出发，评估其对海上风电系统售电和制氢方式的投资意向[18]。通过构建经济性模型对3种海上风力发电制氢技术方案进行经济性比较，田甜等[19]发现平台制氢+船舶运氢方案年均成本最低，而采用管道进行氢气输送在离网场景中更具成本效益和可行性[20-21]，但在经济性评估过程中未能充分考虑关键成本参数随时间的动态变化趋势，尤其是电解槽等核心设备在技术进步推动下的学习效应和替换成本。随着电解系统技术的不断成熟、风电开发规模的扩大以及氢气运输与储存手段的优化，海上风电制氢的整体成本将持续下降，未来具备较强的市场竞争力[22-23]。此外，一些学者通过构建涵盖技术、经济、环境和政策等维度的混合整数线性规划模型，分析海上风电项目设备成本分布和政策驱动因素，研究技术经济性对政策的敏感性[24]。

尽管已有研究为海上风电制氢技术的经济性分析提供了坚实基础，但尚缺乏从多维视角综合比较不同技术路线经济效益的系统模型与敏感性分析框架。本文的主要贡献在于，引入“离岸距离”作为情景主变量，构建3个典型情景（离岸20 km、60 km、100 km)，对8种技术方案在不同离岸距离条件下的经济性进行系统评估，揭示离岸距离对技术经济性的影响机制。进一步引入技术学习率，建立平准化制氢成本（LCOH）模型，量化未来电解槽成本变化对整体经济性的影响。

1 海上风电制氢技术对比分析

海上风电资源丰富、发电稳定，具备大规模、低碳、高效率制氢的先天优势，成为绿氢制备的重要场景之一。当前，中国海上风电制氢仍处于产业起步阶段，但已呈现出“政策引导、技术示范、区域布局”并进的良好态势。

从技术路径上看，现阶段我国海上风电制氢主要集中在“海上风电送电上岸+陆上电解水制氢”的方案。该路径依托成熟的交流或直流输电技术，实现风电资源的岸上集中利用，具备技术成熟、投资风险较低等特点，已在江苏、广东等沿海地区展开多个示范项目。与此同时，面向深远海风电开发的需求，部分企业与研究机构正加快布局“海上平台制氢”方案，包括海上电解制氢装置的模块化设计、耐海洋环境电解槽的研发，以及氢气的管道输送与船舶运输等关键技术。

因此，本文结合制氢地点、电力输送方式与氢气输出方式三大技术要素，将海上风电制氢的技术路线细化为4类：(1)交流输电+岸上制氢；(2)直流输电+岸上制氢；(3)海上平台制氢+管道输氢；(4)海上平台制氢+船舶运氢。各类路径在能效表现、初始投资、安全性要求及适用海域条件等方面存在显著差异（表1)，其中，交流输电+岸上制氢技术最成熟，投资成本与运维难度较低，适用于离岸距离较短、电网接入能力强的区域；直流输电方案则适合中远海大规模风电场，具备更高的能效表现，但对系统集成和投资能力要求较高。相比之下，海上平台制氢路径尚处于技术验证阶段，虽可减少远距离输电带来的能量损耗，具备面向深远海和跨国能源运输场景的潜力，但当前在氢气储运、安全保障、成本控制等方面仍面临较大挑战。综合来看，随着装备制造、储运技术及政策支持的不断完善，海上风电制氢将在多种路径并存、因地制宜的基础上实现渐进式发展。

表1   海上风电制氢技术路线对比[25-29]

Table 1  Comparison of hydrogen production technology routes from offshore wind power[25-29]

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电解槽是电解水制氢系统的核心设备，其类型对系统能效、安全性、适应性及成本结构具有决定性影响。当前主流的电解水制氢技术包括碱性（ALK）电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制氢以及高温固体氧化物（SOEC）电解水制氢。其中，ALK和PEM两种技术已在我国实现初步产业化，前者具备设备成熟、成本较低的优势；后者具有响应速度快、系统集成性强等特点，适用于波动性较强的可再生能源场景。而SOEC尚处研发阶段，短期内难以大规模应用。

为探讨电解槽类型对海上风电制氢技术选择的影响，将上述4种海上风电制氢技术与ALK、PEM两种主流电解技术进行组合，从而形成8种典型的海上风电制氢方案（图1）。

图1

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图1   海上风电制氢技术方案拓扑图

Fig. 1   Topology of offshore wind hydrogen production technology schemes


2 方法论

2.1 平准化制氢成本（LCOH）方法

平准化成本是评价技术经济效益和竞争力的有效指标，可定量衡量某些技术的经济可行性，其经常被用作评估不同技术竞争力。平准化制氢成本（LCOH）是指每单位氢的制氢成本，即在制氢项目整个寿命周期内，净现值为零时各种成本的现值之和与氢能产出现值之和的比值，如公式(1)所示。

${\text{LCOH}}_{t}={\displaystyle \sum _{t=0}^{N}\left[{C}_{t}/{\left(1+r\right)}^{t}\right]}/{\displaystyle \sum _{t=0}^{N}\left[{Q}_{t}/{\left(1+r\right)}^{t}\right]}。$

其中，Ct表示总成本，Qt表示每年的制氢量，r表示贴现率，t表示时间变量，以年为单位，N表示项目运营年限。Ct细分为初始投资成本（C1,t)、运维成本（C2,t)、税收成本（C3,t）和替换成本（C4,t）这4个部分，将其展开后得到公式(2)：

${\text{LCOH}}_{t}={\displaystyle \sum _{t=0}^{N}\left[\left({C}_{1,t}+{C}_{2,t}+{C}_{3,t}+{C}_{4,t}\right)/{\left(1+r\right)}^{t}\right]}/{\displaystyle \sum _{t=0}^{N}\left[{Q}_{t}/{\left(1+r\right)}^{t}\right]}。$

2.2 变量和参数设置

本文以一座容量为300 MW的海上风电场作为电力生产单元，对8种方案（A1、A2、B1、B2、C1、C2、D1、D2）进行经济性研究。海上风电投资成本与技术参数参考文献[20]，风电场的单位投资成本为1400万元/MW。为消除生产规模对制氢成本的影响，假定各方案海上风电的运行时间与电解槽运行时间一致，均为4000 h。

2.2.1 初始投资成本

制氢项目的初始投资是指建设期的资金投入，包括设备费、安装费以及土建费，其他部分的初始投资成本主要包括设备的采购成本及海上设备的平台建设成本。海上风电制氢的初始投资主要包括海上风电机组、换流站、变电站、海底电缆、电解槽、氢气压缩机、氢气管道、集装管束箱、船舶等设备成本以及安装成本。在海上风电场的建设与运营中，由于设备需承受台风侵袭及防腐等特殊环境挑战，因此设备购置及安装费用均高于陆上项目。陆上风电的施工和机组安装费用一般占总投资额10%，海上风电则为35%[30]。

由于不同方案的设备构成不同，因此给出不同技术方案的初始投资成本参数。各方案的初始投资成本如表2所示，电解槽的费用为陆上制氢系统的设备及安装成本。针对海上平台制氢（方案C1、C2、D1、D2）路线中使用的电解槽成本，本文以文献[30]为参考，不区分电解槽设备成本的差异，仅考虑安装环节的不同成本。参考文献[19]，每个集装管束箱可装氢气371 kg，所需集装箱的数量依据各方案的年产氢量来计算。

表2   初始投资成本基本参数

Table 2  Basic parameters of initial investment costs

注：“TEU”表示Twenty-foot Equivalent Unit，20英尺标准集装箱单位。

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2.2.2 运维成本

运维成本主要涵盖原材料成本以及制氢工厂在运营期间产生的运行维护费用。原材料成本指制氢过程中所需的原料成本，包括使用的工业纯水、电解质、电以及水蒸汽的费用。原材料价格因离岸距离的不同有所差异，然而，现有研究缺少有关海上风电制氢过程中非主要原材料价格的数据，因此本文仅考虑原材料中占比最大的电力价格差异，原材料成本参数如表3所示。运营期间的运行维护费用主要考虑保险费、修理费、人员工资福利以及其他相关费用等，参数如表4所示。

表3   原材料成本参数

Table 3  Cost parameters of raw materials

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表4   制氢期间运维成本参数

Table 4  Operation and maintenance cost parameters during hydrogen production

注：“人员费用”指年人均工资及福利。

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2.2.3 制氢项目公共参数设置

在计算不同制氢技术路线的LCOH时，虽然技术路线不同，但成本类型中的财务参数、税收参数及折现率等参数的设定是相同的。对于海上制氢项目来说，每年需要缴纳的税金主要包括增值税、所得税、城市维护建设税以及教育附加费等。这些税种的计税依据各有不同，因此在具体操作时需根据项目的实际情况确定。制氢项目公共参数如表5所示。

表5   制氢项目公共参数[39]

Table 5  Public parameters for hydrogen production projects[39]

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2.2.4 替换成本

在电解水制氢项目运营期内，若电解槽寿命期终止，则需进行替换。该成本主要涉及电解槽寿命、成本、学习率等参数。电解槽成本已在初始投资成本参数设置中列出。ALK寿命为80000 h，PEM寿命为40000 h[40]。在制氢项目的25年服务年限内，ALK在第20年需替换1次，PEM在第10年、第20年均需替换，共计2次。随着制氢技术的快速发展，未来电解槽的成本也会迅速下降，因此，计算电解槽替换成本时，不能直接采用现有电解槽成本，需引入学习率参数。ALK和PEM电解槽的学习率分别为18%和19%[41]。借鉴王彦哲等[42]提出的学习曲线模型，本研究对未来电解槽成本的演变趋势进行预测。基于已知的学习率、初始单位成本、初始装机容量，以及预测的10年和20年后的电解槽装机容量，可以推算出两类电解槽在不同时间节点的替换成本，为成本评估和技术路线选择提供定量依据。

2.2.5 制氢量

对运营期内制氢项目的年制氢量进行有效估计，需要掌握制氢工厂的装机容量、年利用小时数、系统效率等重要数据。此外，制氢量会因损耗而减少，本文只考虑海底电缆传输过程中的损耗，损耗的电量会影响制氢量。制氢系统的年运行时间与海上风电运行时间一致，均为4000 h。若不考虑电力以及氢气传输损耗，不同制氢方案的制氢量相同。但在项目实际运行时，制氢量会因损耗而减少，不同制氢方案的损耗不同。在A1、A2、B1、B2方案中，海上风电传输过程中损耗电量；在C1、C2、D1、D2方案中，海上平台制取得到氢气后，经管道和船舶运氢的过程中损耗氢气。参考文献[19]，电缆损耗与输电距离成正比。在20 km的离岸距离下，300 MW的交流电缆、直流电缆的损耗分别为5.78 MW和0.83 MW。管道输氢方案中氢气管道的年平均能量损失为 1.4万元/km[43]。由于船舶运氢时，氢气储存在集装管束箱中，其损耗忽略不计。

2.2.6 情景说明

离岸距离影响输电电缆、氢气运输管道以及船舶运输成本。因此，在研究海上风电制氢技术的经济性时，设置3个场景：S1情景、S2情景（基准情景）和S3情景，离岸距离分别为20、60和100 km，本文拟对3个情景下8种技术方案的LCOH进行深入研究。

3 结果

3.1 海上风电的平准化度电成本（LCOE）及成本构成

在计算海上风电制氢成本时，海上风电的平准化度电成本（LCOE）是关键输入参数。制氢成本很大程度上取决于其能量来源，即电力的成本。LCOE 衡量了海上风电项目全生命周期内，分摊到单位发电量上的总成本，涵盖投资建设、运维管理及输电损耗等。因此，本部分首先分析海上风电的LCOE。

计算不同情景下岸上制氢与平台制氢方案中的海上风电成本，各情景下，平台制氢方案中海上风电的LCOE均为0.51元/(kW∙h)，岸上制氢方案的结果如表6所示。平台制氢时，海上风电的LCOE最小，直流输电次之，交流输电最大。交流输电和直流输电的LCOE随离岸距离增加而上升。

表6   制氢原料中的风电成本

Table 6  Wind power cost in hydrogen production raw materials

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图2为各情景下不同方案海上风电的成本构成。各制氢方案中，海上风电场的风机占比最大，运维及税收成本差异较小。平台制氢技术未涉及海上风电传输，因此无电缆成本。在S1情景下，由于离岸距离较短，两种电缆的成本差值尚未抵消直流输电与交流输电的初始投资成本的差值，因此交流输电时的风电成本略小于直流输电。在S2和S3情景下，交流输电时的风电成本均大于直流输电，主要原因是交流电缆的成本高、电力损耗大。

图2

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图2   不同制氢技术方案中海上风电的平准化度电成本（LCOE）构成

Fig. 2   Composition of levelized cost of electricity (LCOE) for offshore wind power in different hydrogen production technical schemes


3.2 海上风电制氢技术的LCOH及成本构成

3种情景下海上风电制氢的LCOH见表7，各方案中ALK电解槽制氢的经济性均远高于PEM，基准情景下，ALK和PEM的LCOH分别为38.94~44.33元/kg和53.68~60.39元/kg，主要原因是当前PEM电解槽仍未商业化，初始投资成本过高。当电解槽相同时，平台制氢的LCOH均比岸上制氢小；岸上制氢的两种输电方式中，直流输电的经济性优于交流输电；离岸距离不同，平台制氢的方案选择也有差异。当离岸距离较近时，选择管道运输；当离岸距离较远时，选择船舶运输。

表7   海上风电制氢技术的平准化制氢成本（LCOH）

Table 7  Levelized cost of hydrogen (LCOH) of offshore wind power hydrogen production

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3种情景下不同制氢技术方案的成本构成如图3所示，电价、电解槽及其他设备占比最大，替换成本、其他运维成本以及税收成本占比差异较小。当电解槽相同时，由于电价随离岸距离变化，因此离岸越远，LCOH越大。PEM电解槽的初始投资成本高于ALK，且因寿命短而替换成本高，所以制氢成本远高于ALK。管道输氢成本与离岸距离成正比，而船舶运氢成本与离岸距离关系不大。

图3

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图3   不同制氢技术方案成本构成

Fig. 3   Cost components of different hydrogen production technology options


由于电价在LCOH中占比最大，如果可以将海上风电的弃电用来制取氢气，则岸上制氢的成本将会骤减，使该方案制取氢气更具竞争力。

4 敏感性分析

不同情景下的各制氢技术成本构成表明，影响LCOH的关键因素为海上风电电价以及电解槽价格，因此，本文选取这两个因素对制氢技术的成本进行敏感性分析。

4.1 海上风电电价敏感性分析

风电成本在制氢成本中的占比很大，所以电价波动导致不同方案LCOH的变化也很大。从图4中可以看出，当海上风电成本下降50%时，岸上制氢技术的成本下降30%~36%。当风电成本为0时，ALK电解槽制氢成本可降至12.07~12.66元/kg，PEM电解槽制氢成本可降至23.20~25.87元/kg。如果海上风电制氢技术可以采用海上风电弃电，既可改善海上风电消纳能力不足的问题，又会降低制氢成本，大幅提升氢气的经济性，使氢能更具竞争力，促进氢能产业发展。

图4

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图4   不同方案LCOH随海上风电电价的变化

Fig. 4   Variation of LCOH with offshore wind power tariff for different scenarios


4.2 电解槽投资成本敏感性分析

图5为在基准离岸距离60 km的情况下，电解槽设备投资成本±20%变化对不同方案LCOH的影响。制氢系统投资成本中，电解槽投资成本占比很大，所以制氢成本受电解槽设备投资成本的影响亦很大。ALK电解槽和PEM电解槽都有较高的学习率[42]，随着技术进步和生产规模扩大，电解槽设备投资成本将快速下降，相应制氢成本也会随之下降。PEM电解槽投资成本变化导致LCOH的变化率更大，这是因为PEM电解槽初始投资成本远大于ALK电解槽。

图5

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图5   不同方案LCOH随电解槽设备投资成本的变化图

Fig. 5   Variation of LCOH with investment cost of electrolyzer equipment for different scenarios


5 结论

(1)离岸距离对不同方案的LCOH有不同程度的影响。交流输电和管道输氢方案受离岸距离的影响较大，船舶运氢方案基本不受离岸距离变化的影响。海上风电平台制氢方案更优，当离岸距离为20 km时，选择管道或船舶方案差距不大，但当离岸距离增加，采用海上风电平台制氢及船舶运氢方案经济性更强。海上风电岸上制氢方案中，直流输电更具优势，并且随着离岸距离的增加，这种优势更明显。我国应根据具体离岸距离灵活选择制氢及运输方案，优先发展海上风电平台制氢技术，并加大对直流输电系统的研发与应用，以降低长距离输电的成本与损耗。

(2) ALK制氢技术的LCOH始终低于PEM制氢技术。在离岸60 km情况下，ALK电解槽和PEM电解槽制氢技术的LCOH分别为38.94~44.33元/kg和53.68~60.39元/kg。我国应加大对PEM电解槽制氢技术的研发，优化其生产工艺，降低生产成本，同时加大对ALK电解槽制氢技术的推广，提升其在氢能市场的占有率。

(3)电价或电解槽设备投资成本的增加都会使制氢成本增加，但是电价变化带来的LCOH变化幅度更大。如果可以采用弃电进行制氢，将会大幅降低制氢成本，提升氢气的经济性。为此，我国应加强对电价政策的调控与优化，合理降低电价水平，降低设备投资成本，从而有效控制制氢成本，推动氢能产业的健康发展。

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葛书强, 白洁, 丁永春, 等.

可再生能源制氢技术及其主要设备发展现状及展望

[J]. 太原理工大学学报, 2024, 55 (5): 1-39.

[本文引用: 1]

Ge S Q, Bai J, Ding Y C, et al.

Development status and prospect of renewable energy hydrogen production technology and its main equipment

[J]. Journal of Taiyuan University of Technology, 2024, 55 (5): 1-39 (in Chinese)

[本文引用: 1]

李海鹏, 孙邦兴, 李嘉烨.

双碳目标下绿色制氢技术的进展

[J]. 电池, 2024, 54 (2): 271-275.

[本文引用: 1]

Li H P, Sun B X, Li J Y.

Progress of green hydrogen production technology under dual carbon targets

[J]. Battery Cell, 2024, 54 (2): 271-275 (in Chinese)

[本文引用: 1]

Abbasi R, Setzler B P, Lin S, et al.

A roadmap to low-cost hydrogen with hydroxide exchange membrane electrolyzers

[J]. Advanced Materials, 2019, 31 (31): e1805876

刘玮, 万燕鸣, 熊亚林, 等.

碳中和目标下电解水制氢关键技术及价格平准化分析

[J]. 电工技术学报, 2022, 37 (11): 2888-2896.

[本文引用: 1]

Liu W, Wan Y M, Xiong Y L, et al.

Analysis of key technologies and price leveling for hydrogen production from electrolytic water under carbon neutral target

[J]. Journal of Electrotechnology, 2022, 37 (11): 2888-2896 (in Chinese)

[本文引用: 1]

Cheng C, An R, Dong K, et al.

Can the future be bright? Evolutionary game analysis of multi-stakeholders in the blue and green hydrogen development

[J]. International Journal of Hydrogen Energy, 2024: 67294-67311

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Gonzalez-Arceo A, Blanco-Aguilera R, Berasategi J, et al.

Techno-economic assessment of far-offshore hydrogen-carrying energy vectors off the Iberian Peninsula

[J]. Energy Conversion & Management, 2024, 300: 117915

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McDonagh S, Ahmed S, Desmond C, et al.

Hydrogen from offshore wind: investor perspective on the profitability of a hybrid system including for curtailment

[J]. Applied Energy, 2020, 265: 114732

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Sovacool B K, Hirsh R F.

Island wind-hydrogen energy: a significant potential US resource

[J]. Renewable Energy, 2008, 33 (8): 1928-1935

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Dinh V N, Mckeogh E.

Offshore wind energy: technology opportunities and challenges

[C]. Springer Singapore:Proceedings of the 1st Vietnam Symposium on Advances in Offshore Engineering, 2019: 3-22

Genc M S, Çelik M, Karasu İ.

A review on wind energy and wind-hydrogen production in Turkey: a case study of hydrogen production via electrolysis system supplied by wind energy conversion system in Central Anatolian Turkey

[J]. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2012, 16 (9): 6631-6646

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张焱, 郝振波, 朱振涛, 等.

海上风能岸上制氢的经济可行性分析

[J]. 电力建设, 2023, 44 (3): 148-154.

DOI:10.12204/j.issn.1000-7229.2023.03.015      [本文引用: 1]

我国沿海地区经济发达,能源需求量大,探索海上风电制氢为其他行业供能具有现实意义。比较了海上风电输电上岸后的两种利用模式:1)风电售电模式;2)风电制氢模式。首先通过比较碱性(alkaline,ALK)电解槽和质子交换膜(proton exchange membrane,PEM)电解槽的工作特性,建立了制氢系统产氢量模型。其次,建立两种模式的经济分析模型;最后,结合净现值和平准化制氢成本比较了不同风能利用模式的经济性。结果表明在当前技术情景下,氢价取46.93元/kg、风电上网电价取0.531 8元/(kW·h)时,风电制氢模式比风电售电模式更具有经济性,氢价是影响制氢模式经济性的最大因素,而氢价取决于未来氢市场的供需关系,不确定性较大。

Zhang Y, Hao Z B, Zhu Z T, et al.

Economic feasibility analysis of onshore hydrogen production using offshore wind power

[J]. Electric Power Construction, 2023, 44 (3): 148-154 (in Chinese)

DOI:10.12204/j.issn.1000-7229.2023.03.015      [本文引用: 1]

The coastal areas of China are economically developed and have a large energy demand. It is of practical significance to explore the production of hydrogen using offshore wind power to supply energy to other industries. This paper compares two utilization modes of offshore wind power after transmission on shore, i.e., direct sales and use for hydrogen production. Firstly, by comparing the power characteristics of alkaline (ALK) and proton exchange membrane (PEM) electrolyzers, the hydrogen production model is established. Secondly, the economic models of the two modes are established. Finally, the economy of different wind energy utilization modes are compared using net present value (NPV) and levelized cost of hydrogen production (LCOH). The results show that, under the current technical scenario, when the hydrogen price is 46.93 yuan/kg and the feed-in electricity price of wind power is 0.5318 yuan/(kW·h), the wind power used for hydrogen production is more economical than the wind power sales mode. The hydrogen price is the biggest factor affecting the economics of the hydrogen production model, where the hydrogen price depends on the supply and demand relationship in the future hydrogen market, and there is great uncertainty.

田甜, 李怡雪, 黄磊, 等.

海上风电制氢技术经济性对比分析

[J]. 电力建设, 2021, 42 (12): 136-144.

DOI:10.12204/j.issn.1000-7229.2021.12.015      [本文引用: 3]

海上风资源丰富、区域广,成为风电开发利用的重要领域。但海上风电的强随机性和间歇性给海上风电的安全可靠消纳带来诸多难题。风电制氢是提高风电利用率和缓解弃风的有效手段,已成为海上风电发展和研究的热点方向。综合考虑制氢技术方案、设备投资成本、运行维护成本,给出国内海上风电制氢技术的经济性评价方法;分别建立海上风电岸上制氢、海上平台制氢及管道输氢和海上平台制氢及船舶运氢3种海上风力发电制氢技术方案及经济性模型。基于相关调研和文献数据,以某300 MW海上风电场为例,对不同离岸距离的3种海上风力发电制氢技术方案进行经济性比较。结果表明,3种海上风电制氢方案中,海上平台制氢及船舶运氢方案最具经济性,且随着离岸距离加大,该方案等年值费用基本不变;海上风电岸上制氢方案和海上平台制氢及管道输氢方案随离岸距离加大,等年值费用均不同幅度增加。

Tian T, Li Y X, Huang L, et al.

Comparative analysis of economic efficiency of hydrogen production from offshore wind power

[J]. Electric Power Construction, 2021, 42 (12): 136-144 (in Chinese)

[本文引用: 3]

张岑, 魏华, 庄妍, 等.

海上风电制氢经济评价模型及关键影响参数

[J]. 天然气工业, 2023, 43 (2): 146-154.

[本文引用: 2]

Zhang C, Wei H, Zhuang Y, et al.

Economic evaluation model and key influencing parameters of hydrogen production from offshore wind power

[J]. Natural Gas Industry, 2023, 43 (2): 146-154 (in Chinese)

[本文引用: 2]

Armiño B F, Patrícia B, Costa R N, et al.

Assessment of offloading pathways for wind-powered offshore hydrogen production: energy and economic analysis

[J]. Applied Energy, 2021: 286

[本文引用: 1]

Hong C, Wang Y, Estefen F S, et al.

Layout optimization of the “Pipe+Ship” transmission network for the decentralized offshore wind power-hydrogen production

[J]. International Journal of Hydrogen Energy, 2024: 59991-591003

[本文引用: 1]

Antoine R, Julien V, Matthieu C D, et al.

Techno-economic evaluation and resource assessment of hydrogen production through offshore wind farms: a European perspective

[J]. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2023: 187

[本文引用: 1]

Zhang C, Song P, Hou J, et al.

Technical and economic analysis of hydrogen production, storage and transportation by offshore wind power in different scenarios: a Guangdong case study

[J]. International Journal of Hydrogen Energy, 2024, 94: 829-837

[本文引用: 1]

Song S, Lin H, Sherman P, et al.

Production of hydrogen from offshore wind in China and cost-competitive supply to Japan

[J]. Nature Communications, 2021, 12 (1): 6953

DOI:10.1038/s41467-021-27214-7      PMID:34845233      [本文引用: 2]

The Japanese government has announced a commitment to net-zero greenhouse gas emissions by 2050. It envisages an important role for hydrogen in the nation's future energy economy. This paper explores the possibility that a significant source for this hydrogen could be produced by electrolysis fueled by power generated from offshore wind in China. Hydrogen could be delivered to Japan either as liquid, or bound to a chemical carrier such as toluene, or as a component of ammonia. The paper presents an analysis of factors determining the ultimate cost for this hydrogen, including expenses for production, storage, conversion, transport, and treatment at the destination. It concludes that the Chinese source could be delivered at a volume and cost consistent with Japan's idealized future projections.© 2021. The Author(s).

Bai R, Cai G, Chen X, et al.

Enriching wind power utility through offshore wind-hydrogen-chemicals nexus: feasible routes and their economic performance

[J]. Journal of Cleaner Production, 2024, 476: 143732

金子儿, 王子缘, 李亚杰, 等.

我国海上风电制氢产业发展现状、问题与展望

[J]. 南方能源建设, 2025, 12 (3): 33-41.

Jin Z E, Wang Z Y, Li Y J, et al.

Economic analysis of hydrogen production from near-shore wind power

[J]. Southern Energy Construction, 2025, 12 (3): 33-41 (in Chinese)

孙建梅, 郭烜博.

近海海上风电制氢经济性分析

[J]. 现代电力, 2025, 42 (3): 523-530.

Sun J M, Guo X B.

Economic analysis of hydrogen production from near-shore wind power

[J]. Modern Electric Power, 2025, 42 (3): 523-530 (in Chinese)

黄伟捷, 江岳文.

远海风电输电和制氢经济可行性分析

[J]. 中国电力, 2022, 55 (1): 91-100.

[本文引用: 2]

Huang W J, Jiang Y W.

Current status and outlook of hydrogen production and utilization in China

[J]. Electric Power, 2022, 55 (1): 91-100 (in Chinese)

[本文引用: 2]

Franco B A, Baptista P, Neto R C, et al.

Assessment of offloading pathways for wind-powered offshore hydrogen production: energy and economic analysis

[J]. Applied Energy, 2021, 286: 116553

[本文引用: 2]

徐政, 程斌杰.

不同电压等级直流输电的适用性研究

[J]. 电力建设, 2015, 36 (9): 22-29.

DOI:10.3969/j.issn.1000-7229.2015.09.004     

各电压等级直流输电系统的经济输电适用范围，包括输送距离和输送容量，对于实际直流输电工程中电压等级的选择具有指导作用。从投资成本、维护成本、损耗费用和输电走廊土地贬值费用这4个方面建立了直流输电系统的经济性模型，并运用现金流折现模型计算直流输电工程的综合费用。以输电距离1 000 km、输电功率5 000 MW具体输电场景为例，计算了各电压等级直流工程的综合费用，并拓展到任意输电场景，得到了各电压等级直流输电系统经济输电适用范围。最后对影响经济输电适用范围的部分参数进行了灵敏度分析。研究表明：随着输电功率和输电距离的增加，总体上高电压等级的直流输电方式更为经济；电能成本和年等效损耗时间对直流系统经济输电适用范围影响较大。

Xu Z, Cheng B J.

Study on the applicability of DC transmission with different voltage levels

[J]. Electric Power Construction, 2015, 36 (9): 22-29 (in Chinese)

曾丹, 姚建国, 杨胜春, 等.

柔性直流输电不同电压等级的经济性比较

[J]. 电力系统自动化, 2011, 35 (20): 98-102.

Zeng D, Yao J G, Yang S C, et al.

Economical comparison of different voltage levels of flexible DC transmission

[J]. Power System Automation, 2011, 35 (20): 98-102 (in Chinese)

黄明煌, 王秀丽, 刘沈全, 等.

分频输电应用于深远海风电并网的技术经济性分析

[J]. 电力系统自动化, 2019, 43 (5): 167-174.

Huang M H, Wang X L, Liu S Q, et al.

Technical and economic analysis of frequency division transmission applied to deep sea wind power grid connection

[J]. Power System Automation, 2019, 43 (5): 167-174 (in Chinese)

程斌杰, 徐政, 宣耀伟, 等.

海底交直流电缆输电系统经济性比较

[J]. 电力建设, 2014, 35 (12): 131-136.

Cheng B J, Xu Z, Xuan Y W, et al.

Economic comparison of submarine AC/DC cable transmission system

[J]. Electric Power Construction, 2014, 35 (12): 131-136 (in Chinese)

朱孟喆.

海上风电水解制氢经济性分析和展望

[J]. 风能, 2024 (1): 80-83.

Zhu M Z.

Economic analysis and prospect of hydrolysate hydrogen production from offshore wind power

[J]. Wind Energy, 2024 (1): 80-83 (in Chinese)

International Renewable Energy Agency (IRENA).

Hydrogen from renewable power: technology outlook for the energy transition

[R]. Abu Dhabi: International Renewable Energy Agency, 2018

Koj J C, Wulf C, Schreiber A, et al.

Site-dependent environmental impacts of industrial hydrogen production by Alkaline water electrolysis

[J]. Energies, 2017, 10 (7): 860

Kuckshinrichs W, Ketelaer T, Koj J C.

Economic analysis of improved Alkaline water electrolysis

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Xu Y, Yang K, Yuan J.

Levelized cost of offshore wind power in China

[J]. Environmental Science and Pollution Research, 2021, 28 (20): 1-14

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Fan J L, Yu P, Li K, et al.

A levelized cost of hydrogen (LCOH) comparison of coal-to-hydrogen with CCS and water electrolysis powered by renewable energy in China

[J]. Energy, 2022, 242: 123003

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Man J, Ma T, Yu Y, et al.

Levelized costs and potential production of green hydrogen with wind and solar power in different provinces of Mainland China

[J]. Journal of Renewable and Sustainable Energy, 2024, 16 (2): 025902

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王彦哲, 欧训民, 周胜.

基于学习曲线的中国未来制氢成本趋势研究

[J]. 气候变化研究进展, 2022, 18 (3): 283-293.

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Wang Y Z, Ou X M, Zhou S.

Study on the future cost trend of hydrogen production in China based on learning curve

[J]. Climate Change Research, 2022, 18 (3): 283-293 (in Chinese)

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EVTank联合伊维经济研究院.

中国氢气存储与运输产业发展研究报告(2019)

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