三个中国沿海地区离网海上风能制氢系统的比较技术经济评估

《International Journal of Hydrogen Energy》：Comparative techno-economic assessment of off-grid offshore wind-to-hydrogen systems in three Chinese maritime regions

本研究构建了离网型海上风电制氢系统综合技术经济模型，集成风电、海水淡化、电解、液化、储运等全链条，揭示不同海域最优距离阈值（25-75公里）。通过分析渤海、东海、南海等典型海域发现，南海因风资源优质实现最低水平化氢成本，而 Bohai Sea 表现较差。敏感性分析表明电解槽规模、贴现率和技术成本是主要成本驱动因素，但区域经济排名具有稳健性。研究为海上制氢系统规划提供了量化决策依据。

　　

张成|沈柳飞|吴星正|翟玉佳

湖南大学电气与信息工程学院，长沙，410082，中国

摘要

全球能源转型需要具备可行储能和运输能力的可再生能源系统。海上风电提供了稳定的能源，但长距离电网连接成本较高。将海上风电转化为氢能并通过海运进行运输是一种替代方案。本研究建立了一个技术经济框架，以海上风电距离作为关键变量来评估此类系统。该框架模拟了整个供应链，包括风力发电、海水淡化、电解、液化、储存和运输过程，并考虑了随机风速和耦合设计决策的影响。应用于渤海、东海和南海的结果表明，存在特定的距离阈值（25–75公里），超过该阈值后海上氢能在经济上更具竞争力。由于南海拥有更优越的风能资源，因此表现最佳。敏感性分析表明，电解槽规模、折现率和技术成本是影响平准化成本的关键因素，尽管各地区排名相对稳定。这些见解有助于规划和投资决策。

引言

可再生能源正在迅速发展，但电力生产和需求之间的时间和空间不匹配仍然是一个根本性挑战。因此，大规模能源储存至关重要。氢能的独特之处在于它可以将能源与其储存介质分离[1]。与电池不同（电池中的能源被限制在电池内部），氢能在不同地点和时间进行生产、储存和利用。这种空间灵活性对于将偏远地区的可再生能源与远距离需求中心相结合尤为重要。除了储存功能外，氢还能作为化学原料。通过可再生电力驱动的水电解反应，氢能与CO₂、H₂O或N₂反应，生产多种工业化学品[2]。氢能同时兼具能源载体和化学原料的双重角色，成为多种脱碳路径的核心，有助于解决能源和工业减排问题。目前全球氢能生产仍以化石基途径为主，如图1(a–c)所示，绿色氢能的供应占比不到1%[3],[4]。图1(a)展示了不同来源下氢能供应的构想，而非严格的氢能生产路径分类。在中国，煤基氢能占总产量的56%[5,6]，而图1(d)显示，在大多数省份中，绿色氢能的生产成本是灰氢的2-3倍[7]。这一成本差距严重限制了能源转型，因此本研究重点关注降低绿色氢能的成本策略。

海上风电为降低氢能生产成本提供了有前景的途径。与陆上风电场相比，海上风电具有更高的风速和更稳定的风能输出，从而提高了容量系数和能量产出。然而，在远离海岸线的偏远海域，电力传输到陆上电网会导致显著的能量损失和高建设成本[8]。为克服这些挑战，海上风电场通过电解直接将产生的电能转化为氢能。这种方法作为一种高效灵活的替代方案，越来越受到关注。因此，氢能既可作为能源载体，也可用于储存和长距离运输。

关于海上风电转氢能系统的技术经济性已有多项研究。早期研究指出，电能成本和风能容量系数是氢能生产成本的主要驱动因素，强调了详细运营建模的必要性，以捕捉风电限制、储能动态和设备可用性[9,10]。最近的研究将海上氢能系统分为三种主要类型：通过海底电缆供电的陆上电解、固定或浮动平台上的集中式海上电解，以及与单个风力涡轮机结合的分布式电解[11]。这些配置显著影响资本成本、运营灵活性和整体系统经济效益，表明需要综合建模。这些因素共同构成了一个紧密耦合的供应链优化挑战[12,13]。试点示范验证了浮动海水电解的技术可行性[14,15]，同时也有研究探讨了海水淡化-电解耦合[16]和替代的氢能运输方式[17]。此外，国内外机构的基准研究强调，区域差异（如风能资源质量、距离海岸的距离、技术成本和融资条件）对海上电解能否与陆上方案实现成本持平至关重要[[18],[19],[20]]。

然而，大多数分析将海上风电距离视为固定参数，评估预定位置（如50公里或100公里外）[21]。尚未系统地确定经济上的临界点，即海上氢能成本低于陆上方案的时刻。目前分别分析了通过电缆传输的陆上电解[21]和海上平台[22,23]，而风力发电、海水淡化、电解、储存、液化和运输之间的相互作用很少被综合考虑。扩大电解槽规模可以减少风电限制，但会增加资本成本。同样，运输频率会影响储存需求和液化厂的利用率。忽视这些相互依赖性可能会导致不合理的建议。此外，区域分析较为缺乏。欧洲和北美的海域已有所研究[24]，但中国沿海地区的风能资源、水深和距离需求中心的差异较大，缺乏全面评估。渤海、东海和南海各自具有独特的机遇和挑战，这在规划和政策制定方面形成了重要的知识空白。

因此，目前缺乏在现实约束条件下，对中国多个海域进行海上与陆上氢能生产策略比较的研究。本研究构建了一个统一的离网海上风电转氢能建模框架，将风力发电、电解、海水淡化、液化、储存、运输和投资运营决策结合起来。与仅关注固定地点条件下最优规模的现有研究不同，本研究明确将海上风电距离作为战略决策变量。通过对多个海域和不同海上风电距离进行比较分析，该框架确定了决定优先氢能生产路径的距离依赖性经济阈值。

本研究对离网海上风电转氢能系统进行了全面的技术经济评估，重点关注海上风电距离作为阈值因素的经济作用，而非固定的设计假设。通过整合海上风电发电、海水淡化、氢电解、液化、储存和海上运输过程，开发了一个全系统模型，以评估不同海上部署情景下的氢能平准化成本。该框架应用于中国的代表性海域，包括渤海、东海和南海，使用了高分辨率的风力再分析数据和特定区域的海洋条件。分析探讨了海上风电距离、风能资源质量和系统配置如何共同影响氢能生产成本，从而为海上氢能系统的规划和投资提供了定量决策支持。

本研究的主要贡献如下：开发了一个综合的离网海上风电-氢能系统建模框架，整合了海上风电发电、海水淡化、电解、氢液化、储存和海上运输。该框架允许评估整个海上到陆地的供应链中的氢能生产成本。海上风电距离被明确视为经济阈值变量，而非预定义的设计假设，从而能够识别海上氢能生产中的距离依赖性成本变化。这种处理方式明确了离网海上风电-氢能系统的空间可行性限制。对中国代表性海域进行了比较技术经济评估，探讨了区域风能资源特征、海洋条件和部署距离如何影响氢能的平准化成本和整体系统竞争力。结果为海上氢能规划提供了定量决策支持，指出了特定区域的适用范围和关键成本驱动因素，从而为不同海上开发情景下的投资策略和基础设施部署提供了信息。

本文的其余部分安排如下：第2节描述了系统配置和技术经济建模方法；第3节介绍了案例研究设置和关键假设；第4节讨论了比较结果和敏感性分析；第5节总结了海上氢能部署的意义。

节选内容

离网海上风电转氢能系统

所提出的离网海上风电-氢能系统整合了多个关键子系统，包括海上风电场、电解槽、海水淡化装置、氢液化厂、电池储能系统（BESS）以及氢储存和运输设施。总体目标是通过优化各子系统在多变风况下的协同运行来最小化平准化成本（LCOH）。研究了两种配置。

研究区域和背景

为了评估所提出的离网海上风电转氢能系统的性能，选择了中国沿海三个具有代表性的海域。这些地区在风能资源可用性、水深和距离海岸的距离方面存在显著差异，非常适合进行海上氢能生产策略的全面比较。

对于每个海域，考察了六个不同的海上风电距离（10公里、25公里、50公里、75公里、100公里和125公里），以反映实际情况

海上与陆上氢能生产的比较

如图5所示，LCOH随海上风电距离的变化呈现出非单调模式，而非持续增加。在所有考虑的地区，LCOH在某个特定的海上风电距离达到最低值，表明存在一个最佳平衡点。这种行为源于更远距离处风能资源质量的提升与海上基础设施、氢能运输和运营成本增加之间的竞争效应。

结论

本研究建立了一个技术经济框架，用于比较仅由海上风电驱动的海上和陆上氢能生产，并将其应用于中国三个具有代表性的海域，涵盖了实际的海上风电距离范围。主要结论如下：

1)

风能资源质量是决定经济性能的主要因素。南海强劲且稳定的风能使得LCOH最低，支持大规模海上氢能生产

作者贡献声明

张成：撰写——原始草稿、可视化、软件开发、项目管理、方法论研究、概念构思。沈柳飞：撰写——审稿与编辑、监督、资源协调、概念构思。吴星正：撰写——审稿与编辑、监督、概念构思。翟玉佳：撰写——审稿与编辑、项目管理、概念构思。

利益冲突声明

作者声明以下可能构成潜在利益冲突的财务利益/个人关系：翟玉佳表示获得了中国长沙的“海上风电装备与高效利用风能国家重点实验室”的财务支持。如果还有其他作者，他们声明没有已知的财务利益或个人关系可能影响本文的研究结果。

致谢

作者感谢中国长沙的“海上风电装备与高效利用风能国家重点实验室”的财务支持。