欧洲新动向：北海氢能枢纽港重塑全球能源版图

氢能技术的进步，使得深远海风电开发成为可能。

这其中又以欧洲最为积极。欧洲占据了全球85%的海上风电制氢项目，形成了一个以荷兰、英国、德国为主的能源战略三角区，有望形成北海氢能枢纽港，重塑全球能源地理格局。

而海上风电配套制氢，给电解槽企业开辟了一个新的巨大应用场景。一些国际性研究机构认为，海上风电制氢有望率先让绿氢成本接近灰氢，从而实现绿氢平价。

紧随这一趋势，我国也在进行深远海风电示范项目。香橙会研究院对欧洲海上风电进行跟踪研究，以下为初步研究成果。

海上风电制氢的发展背景与趋势

全球能源体系正面临两大挑战：化石能源的不可持续性和可再生能源的消纳问题。国际能源署（IEA）研究表明，若维持现有能源结构，全球气温升幅将在2050年前突破2℃的临界阈值。与此同时，风能、光伏等可再生能源因出力波动性，对电网接入和消纳提出了严峻挑战，这一问题在德国和英国等能源转型先行国家尤为突出。以德国为例，2022年其可再生能源发电占比已达48.3%（风电25.9%、光伏11.4%），但由于北部风电资源富集区与南部工业负荷中心之间的输电瓶颈，全年弃风电量达3.264 TWh（输电网0.733 TWh、配电网2.531 TWh）。这些被浪费的电量足以供100万台电动汽车行驶约16亿公里，相当于绕地球4万圈。

面对可再生能源消纳与化石能源替代的双重压力，海上风电制氢技术展现出独特价值。国际可再生能源机构（IRENA）早在2018年《Hydrogen from Renewable Power》报告中已论证，将电解槽与海上风电场共址部署可减少15%-20%输电损耗。

海上风电制氢技术的经济可行性，正随着海上风电的风机大型化与深远海化的发展趋势持续增强。据欧洲风能协会（WindEurope）2024年统计，2010年至2023年期间，欧洲海上风机单机容量实现跨越式增长——从3.1MW大幅提升至15MW。与此同时，行业加速向深远海布局，这种战略转向带来多重增益：Rystad Energy与WindEurope在2024年联合发布的《Our wind, our value》中揭示，北海中部深远海区域年平均风速达10-12米/秒，较近岸高出30%，稳定的气流环境使设备寿命延长超20%，年等效满发小时数更突破4000小时大关，在此环境下使用14MW机组建设1GW海上风电场，较10MW机型节省约1亿美元安装成本，运维环节因电缆接口减少40%、检修频次下降，可使占全生命周期成本30%的运维支出降低15%以上。技术升级与区位优化的双重作用，正在系统性降低风电制氢的度电成本，为海上风电制氢的商业化铺设现实路径。

表 1：深远海定义

资料来源：公开资料，香橙会研究院整理

在深远海风电制氢领域，浮式风电成为深远海制氢的核心支撑，关键驱动因素为两大刚性需求（数据来源：Rystad Energy 《2023 Wind Trend Report》）：

· 深水开发经济性突破：传统固定式基础在水深超60米后成本飙升，浮式平台（半潜式/张力腿式）可经济开发200米以上深水海域，大幅扩展可开发资源量。

· 输电成本替代最优解：海底电缆铺设成本超200万美元/公里，浮式风电就地制氢可节省30%以上电力输送成本，规避长距离输电损耗与基建投入

表 2：四种漂浮式风电基础技术路线对比

资料来源：公开资料，香橙会研究院整理

针对电解水制氢技术路线，质子交换膜（PEM）电解技术凭借三大特性成为海上风电制氢主流选择：

· 动态响应能力：5秒内完成负荷调节（对比碱性电解槽需分钟级），完美适配风电波动性（国际能源署《全球氢能技术评估》2022年）

· 空间适配性：标准PEM电解设备尺寸（2400×1700×2000毫米）可集成至5.5MW风机塔筒（底部直径6.5米），减少15%-20%电力损耗（西门子能源2023年实测数据）

· 纯度经济价值：产出氢气纯度达99.999%

图 1：在风机塔筒底部集成制氢设备

资料来源：通用电力官网

海上风电项开发的三种模式

结合技术路线和海上环境的要求，当前海上风电制氢已形成三类主流开发模式，其技术特征与适用场景呈现显著差异（数据来源：Techno-economic evaluation and resource assessment of hydrogen production through offshore wind farms: A European perspective）：

2.1 陆上电解制氢：

通过海底电缆将电力输送至陆上电解槽制氢。优势在于：

· 运维便捷（陆基设备可达性高）

· 空间充裕（无海上平台尺寸限制）

· 环境稳定（规避盐雾腐蚀等海洋环境挑战）

2.2 海上集中式制氢

在海上平台集中布置电解设备，适用于深远海大型项目，优势在于：

· 电力汇集后就地转化，减少长距离输电损耗

· 可改造利用退役油气平台（降低30%-40%基建成本）

· 氢气通过船舶/管道运输，需配套储运设施

2.3 海上分布式制氢

在单台风机平台集成模块化电解装置，优势在于：

· 省去集中式平台建设（节省约25%初期投资）

· 依赖海底输氢管网（现有基础设施利用率决定经济性）

这种开发模式也有明显的劣势，即空间约束显著（5MW级风机平台仅能容纳≤2.5MW电解槽）

图 2：海上风电制氢三种开发模式（(a) 陆上电解水制氢 (b) 集中式海上电解水制氢 (c) 分布式海上电解水制氢）

资料来源：《Techno-economic evaluation and resource assessment of hydrogen

production through offshore wind farms: A European perspective》

全球海上风电制氢发展情况：122个项目4个投入运营12个进入建设阶段

全球海上风电装机正以创纪录速度扩张——全球风能理事会（GWEC）2024年4月《全球风能报告2024》显示，2023年全球新增海上风电装机10.8GW，同比激增22.7%（2022年：8.8GW），这为海上风电制氢提供了年均超36TWh的潜在电力供给。

但装机规模的高速增长尚未转化为制氢项目的成熟度突破。国际能源署（IEA）2024年10月统计表明，全球610个明确标注能源类型的电解水制氢项目中，海上风电制氢占比达47%（122个），却仅有4个项目投入运营，12个进入建设阶段，这说明从整体上看海上风电制氢项目仍处在发展早期。

图 3：全球公布能量来源的电解水制氢项目：610个，其中122个为海上风电制氢

资料来源：IEA，香橙会研究院整理

表 4：海上风电制氢项目情况

资料来源：IEA，香橙会研究院整理

全球海上风电制氢区域布局：荷兰-英国-德国战略三角区

全球海上风电制氢版图呈现出显著的"欧洲中心化"特征。最新数据显示，全球现有122个相关项目中，欧洲以104个项目（占比85%）占据绝对主导地位，项目数量排名前十的国家中有9个欧洲国家，合计掌控96个项目（占总量的78.6%）。其中荷兰（28个）、英国（22个）、德国（13个）三国形成战略三角区，共持有63个项目（全球占比51.6%），成为规模化发展的核心引擎。这种高度集聚的产业格局，根源在于欧洲各国持续的政策赋能：荷兰通过3.38亿欧元专项基金加速油气管道制氢改造，英国设立73亿英镑国家财富基金破解弃风消纳难题，德国立法保障2030年10GW电解槽目标，三国以差异化的政策工具构建起技术-资本-市场的协同网络，推动海上风电制氢从概念验证向产业闭环加速演进。

北海氢能枢纽港

资料来源：IEA，香橙会研究院整理

图 5：荷兰、英国、德国海上风电制氢项目数居全球前三，共63个

资料来源：IEA，香橙会研究院整理

荷兰凭借系统性布局引领欧洲海上风电制氢浪潮。作为全球首个实施海上风电制氢商业示范的国家，荷兰以2030年实现70%电力来自可再生能源为核心目标，构建了从资源开发到终端应用的全链条体系。根据2021年发布的氢能战略，荷兰计划分阶段推进绿氢产能建设：2025年前完成500MW示范项目，2030年将产能提升至4GW并实现年产量30万吨，最终在2050年达到氢能产业链总产值100亿欧元。为实现这一目标，政府通过"GroenvermogenNL"基金投入3.38亿欧元，重点改造北海现有油气基础设施——2023年已完成3条海底管道的氢气适应性测试，预计2025年鹿特丹港200MW电解槽集群投产后，可形成日供60吨绿氢的能力。同步推进的海上风电装机规划显示，2030年装机容量将达11.5GW，2050年进一步扩展至38-72GW，为制氢提供稳定电源保障。

英国正将弃风危机转化为氢能发展机遇。尽管2023年以1.18GW新增装机贡献欧洲36%的海上风电增量，但输电基建滞后导致2022年弃风补贴高达2.1亿英镑，据智库Policy Exchange预测，这一成本将在2030年飙升至35亿英镑。为此，英国在《2030年清洁电力行动计划》中设定双重目标：50GW海上风电装机包含5GW制氢专属容量，同时将2022年可转化11.8万吨绿氢的弃风电力利用率提升至2029年的45.5万吨。政策工具箱持续加码——2024年将海上风电投标价上限提高66%，配套8亿英镑专项补贴吸引开发商；7月成立73亿英镑国家财富基金，通过新设的"大英能源"公司主导20-30GW项目开发。技术创新同步突破：HyDEX项目验证漂浮式风电直连制氢技术，实现82%的转化效率（2024年中期数据），为深远海开发铺平道路。

表 5：英国历年弃风电量制氢潜力与电解槽规模对应表

资料来源：《Turning Wasted Wind into Clean Hydrogen》

德国以需求侧改革破解能源地理困局。面对北部风电场与南部工业区之间的输电瓶颈，以及仅40%的能源自给率，德国在2023年修订的《国家氢能战略》中明确"北氢南送"路径：计划2030年建成10GW电解槽产能，并通过《海上风电法案》设定30GW（2030年）、70GW（2045年）的装机目标。为加速氢能产业化，政府建立年度500MW海上制氢项目招标机制，重点保障钢铁、化工行业需求，其中北德PtG试点项目已实现风电制氢注入天然气管网、经改造后的南德管网直供工业用户的闭环验证（2024年试运行）。经济杠杆同步发力：碳差价合约（CCfD）机制为12个工业项目提供价格担保，确保绿氢相较灰氢保持15%-20%的成本竞争力。这种供需双侧联动的策略，正推动德国从欧洲最大氢能消费国向生产-消费一体化枢纽转型。

欧洲海上风电制氢五大开发模式

海上风电制氢的商业化进程面临多重制约：离岸距离增加带来的输电损耗、深远海基建配套薄弱、电解设备耐腐蚀性不足以及氢气储运成本高企等核心挑战。对此，欧洲通过持续的技术迭代与场景适配，逐步构建出四大主流开发范式：风电平台+电解设备、海上风电+新建海上平台+电解设备、海上风电+旧平台改装+电解设备、和海上风电+陆上电解开发模式，下文将聚焦这四种主流开发模式，以及基于这四种模式的九大实际项目案例，通过具体例子说明它们的技术原理和实际应用中的经验。

单一开发模式项目：

5.1 风电平台+电解设备:

该模式是一种离岸分布式制氢解决方案，主要应用于新建海上风电场开发场景。该模式通过在每个风力发电机组的支撑平台上直接集成模块化电解槽装置，形成分布式制氢网络，其核心优势在于系统设计的冗余性：当单个电解单元因故障停机时，其余风机平台仍可持续进行海水电解制氢作业，这种模块化架构显著提升了整体系统的运行可靠性与维护便利性。

具体项目

1、英国Dolphyn

由英国ERM公司主导的Dolphyn项目位于苏格兰阿伯丁近海，采用Principle Power公司的WindFloat®浮动半潜式风电平台技术，并配备PEM电解槽制氢装置（由NEL Hydrogen供应）。项目整体规划装机容量4GW，完全投产后预计年产量达36万吨绿氢（约合12TWh能源当量），所产氢气将通过海底管道回输至陆上，主要用于工业供热、发电及交通领域。

项目分三期推进：一期2MW原型机已于2024年夏季投运；二期10MW示范项目计划2026年启动；三期首个商业化风电场拟于2032年建成。最终计划于2037年实现4GW全规模运营。截至2025年1月，项目已完成前端工程设计（FEED），正开展海上平台集成测试，验证电解制氢、海水淡化与风电系统的一体化工艺。

图 6：Dolphyn项目单体风机设计图

资料来源：Dolphyn项目官网

2、挪威Deep Purple

由英国水下技术与能源油气技术解决方案供应商TechnipFMC主导的Deep Purple项目位于挪威康斯堡（毗邻该公司北欧总部），通过海上风电驱动海水电解制氢，并首创海底储氢技术实现可再生能源按需调度。项目采用PEM电解槽（供应商含NEL Hydrogen等），风机平台就地完成电力转化制氢，氢气经海底管道输送至陆基储能系统，最终通过燃料电池回转为电能供应市场。

项目于2021年1月获挪威创新中心900万欧元资助，2023年1月正式启动建设，分三阶段推进：首阶段完成陆上试点系统的设计与建造，2025年1月已完成陆上试点核心验证，进入海上规模化部署前的关键技术攻坚阶段；后续将拓展海上风电制氢-储氢全链条验证，最终实现规模化绿氢生产。目前项目联盟正加速技术攻关，重点验证海底储氢安全性与能源转换效率。

图 7：挪威Deep Purple项目设计规划图

资料来源：挪威Deep Purple项目官网

3、德国AquaPrimus

由德国能源巨头RWE牵头的AquaPrimus项目位于黑尔戈兰岛外海，计划于2025年率先安装两台单机容量14MW的海上风机，并在每座风机基础平台上集成电解制氢装置（供应商含挪威NEL公司）。项目首期年产绿氢可达2万吨，所产氢气将通过专属海底管道直输黑尔戈兰岛枢纽站，再经陆上管网辐射至德国工业终端。

项目分两阶段实施：

· 示范阶段（2025-2035）：聚焦2台风机与制氢系统联调，验证离岸制氢稳定性；

· 扩展阶段（2035年起）：通过建设AquaDuctus跨海输氢管网，将年输送量提升至百万吨级，打造北海氢能动脉。

截至2025年1月，壳牌（Shell）、RWE、GASCADE与Gasunie四大企业已签署合作声明，共同推进项目可行性研究及管网规划。当前工程重点为风机基础施工与电解设备海上适应性测试。

图 8：德国AquaPrimus项目布局示意图

资料来源：AquaPrimus项目官网

4、德国H2Mare项目

该项目旨在通过海上风电直接制氢及生产多元能源衍生物（Power-to-X，PtX），推动深远海可再生能源的规模化应用。以下从技术路径、实施进展、创新价值等方面展开介绍（以下介绍内容来自H2Mare项目官网弗劳恩霍夫研究所（IWES）的H2Mare项目页面）：

项目定位与技术方案

核心目标：

通过将电解槽直接集成至海上风机平台，构建“风电直供-制氢-储运-应用”全链条闭环，实现绿氢及其衍生品（如绿色甲醇、氨、合成燃料）的离网生产，降低对陆上电网的依赖。

技术亮点：

· 电解槽创新：开发紧凑型PEM电解槽，适应高盐雾、波浪冲击等恶劣环境，启动时间短（仅需数分钟），支持风电波动性供电。

· 海水直接电解：无需预处理海水，通过废热回收驱动海水淡化，提升整体效率至75%以上。

· PtX衍生品生产：利用海上捕获的CO₂和氮气（取自空气或海水）合成甲醇、费托燃料及氨，拓展氢能在航运、航空等领域的应用。

项目时间线

· 研发阶段（2021-2025）：技术验证：完成5MW级电解系统陆上测试，模拟海上极端环境（如12级海况、盐雾腐蚀），验证设备稳定性。系统集成：弗劳恩霍夫研究所（IWES）建立数字孪生平台，模拟“风电-制氢-PtX”全链条协同运行，优化动态响应算法。

· 示范阶段（2025-2030）：2026年部署首个集成PEM电解槽的浮式风机原型，测试海上黑启动能力（无外部供电的自恢复）。建设兆瓦级海上PtX平台，年产绿氢数千吨，同步验证甲醇合成工艺。

· 商业化阶段（2030年后）：目标实现10GW级海上制氢产能，年产绿氢超100万吨，并通过改造北海天然气管道或液氢船运辐射欧洲工业集群

项目投资额度&开发成员：

项目总预算约1.5亿欧元，其中德国政府资助1亿欧元，西门子能源与歌美飒联合注资1.2亿欧元。项目开发成员包括西门子能源（主导电解槽与风机集成）、西门子歌美飒（提供浮式风电技术）、弗劳恩霍夫研究所（材料与系统仿真）、卡尔斯鲁厄理工学院（PtX工艺优化）等32家机构参与。

项目经济性：

当前绿氢成本约5~6欧元/千克，目标2030年降至2欧元/千克以下，需通过规模化与技术创新实现。项目为欧盟2050年海上风电450GW目标提供技术支撑，助力重工业（钢铁、化工）及航运脱碳，该项目作为北海“氢能走廊”的主要组成部分可覆盖德国鲁尔工业区、荷兰鹿特丹港等需求中心，减少氢气运输成本30%以上。

图 9：H2Mare项目总体规划

资料来源：弗劳恩霍夫研究所（IWES）的H2Mare项目页面

5.2 海上风电+新建海上平台+电解设备：

针对离岸距离超200公里或分散式制氢成本过高的风电场群，该方案通过新建海上中央制氢平台，就近完成风电电力→绿氢能源转换，规避长距离海底电缆传输的高损耗（国际可再生能源署（IRENA）在2018年发布的报告《Hydrogen from Renewable Power》中测算这种布局可降低电力传输损耗达15%-20%）。其核心价值在于规模化效益——集中部署5MW级以上电解槽集群，单位制氢成本较分散式降低30%以上，尤其适用于北海、波罗的海等深远海风电场连片开发场景。

具体项目

5、德国Tractebel Overdick项目

由法国ENGIE集团旗下Tractebel公司主导的德国北海风电制氢项目，计划建设全球首个模块化浮动制氢枢纽平台，该项目的核心信息如下：

项目定位与技术参数

· 基础规模：依托400MW海上风电场，首期平台配置PEM电解制氢系统，单小时最大产能8万立方米绿氢（约合年产约7万吨）

· 柔性扩展：采用模块化架构设计，制氢容量支持100MW至800MW灵活扩容，适配不同规模风电场

· · 能源转化率：风电-氢能综合转换效率目标超75%（含海水淡化能耗）

技术方案与创新

平台设计：2019年提出概念，2020年完成抗风暴浪、防盐雾腐蚀的优化结构设计；

输氢路径：双通道消纳方案

· 海底管道：直连德国本土工业基地

· 液氢船运：通过穿梭油轮辐射北欧港口

实施阶段

· 2019-2020年：完成技术可行性论证与平台工程设计;

· 2021-2023年：开展海域适应性模拟与供应链搭建;

· 2024年至今：处于工程化可行性研究阶段，重点验证极端海况下设备稳定性。

图 10：Tractebel Overdick项目布局图

资料来源：Tractebel Overdick项目官网

图 11：Tractebel Overdick项目制氢平台示意图

资料来源：Tractebel Overdick项目官网

图 12：Tractebel-Overdick项目采用的三角式浮式风机示意图

资料来源：Tractebel Overdick项目官网

6、德国AquaSector项目

由欧洲能源巨头RWE、壳牌（Shell）、Gasunie与挪威国能（Equinor）联合开发的北海风电制氢项目，聚焦深远海绿氢规模化生产与输送，项目核心信息如下：

项目技术方案

· 制氢模式：采用海上集中制氢平台，电解槽与风电直连（电解槽供应商和技术路线未披露），氢气即产即输（不设平台储氢）；

· 输送路径：通过海底管道直送德国黑尔戈兰岛枢纽站，远期拟利用北海海底盐穴实现百万吨级氢气战略储备；

· 产能规划：2028年首期投运300MW电解槽，年产绿氢2万吨；2035年扩展至10GW级产能，成为欧洲绿氢核心供应源。

实施进展

现阶段：已完成海域勘测与管网路由设计，电解槽招标进入技术评估阶段；2026年启动平台建造，2027年开展盐穴储氢可行性验证。

图 13：AquaSector项目设计概念图

资料来源：Equinor官网

7、法国Sealhyfe项目

由法国Lhyfe公司主导的全球首个浮式风电制氢一体化平台项目，在法国国家海洋试验中心（SEM-REV，Le Croisic海域）完成技术验证，项目核心信息如下：

技术方案

· 能源耦合：采用BW Ideol公司的Floatgen浮式风电平台（2MW机组）供电，配备Plug Power公司研发的1MW级船用抗浪型PEM电解槽，实现风电波动工况下的稳定制氢；

· 制氢能力：单日峰值产能400公斤绿氢（年产约146吨），氢气纯度达99.97%；

· 输储流程：氢气经抗腐蚀海底管道输至岸上压缩站（压力35MPa），罐装供应工业客户。

项目实施时间线

· 2022年9月：项目启动，完成浮式平台与电解系统集成设计；

· 2023年6月：产出全球首批深远海浮动平台绿氢；

· 2024年1月：通过12级海况测试，验证设备抗冲击与盐雾防护性能；

· 2026年规划：进入商业化运营，同步开发10MW级浮式制氢平台。

图 14：Sealhyfe项目制氢平台

资料来源：Sealhyfe项目官网

5.3 海上风电+旧平台改装+电解设备：

该方案通过改造临近退役的海上油气平台为制氢枢纽，并复用原有海底输气管道运输绿氢，形成全链条降本路径。其核心优势在于资产盘活与基建复用——据DNV（挪威船级社）2023年2月《Repurposing Onshore Pipelines for Hydrogen》研究评估，现有油气管道经适应性改造后，约70%可满足纯氢输送技术要求，直接减少新建输氢管网成本达40%~60%。此模式尤其适用于北海等老旧油气田密集海域，实现能源设施低碳转型与经济效益双提升。

具体项目

8、荷兰PosHYdon 项目

由意大利油气巨头埃尼（Eni）集团旗下海王星能源公司（Neptune Energy）主导的PosHYdon项目，是全球首个将退役油气平台（Q13a-A）改造为绿氢枢纽的示范工程，旨在验证海上风电、油气设施与氢能体系的深度整合。项目核心数据与技术方案如下：

项目概况：技术路径：利用海上风电驱动平台电解制氢，氢气混入天然气通过既有海底管道回输陆地（氢浓度≤20%），氧气直接排海。

投资规模：总投资1000万欧元，合作伙伴包括Nel Hydrogen（1.25MW PEM电解槽供应）、Emerson（智能运营系统）等。

分阶段实施：

· 模拟测试阶段（2024年前）：电力来源：通过海底电缆连接陆上电网，模拟海上风电波动供电；

· 制氢流程：海水淡化→电解制氢→混输天然气管道，日产量400公斤。

· 海上实测试阶段（2024年10月起）：改用邻近海上风电场供电，验证设备抗盐雾腐蚀、抗风浪冲击等海上适应性。

· 规模化目标（2030-2035年）：拓展至百兆瓦级制氢平台，探索纯氢管道输送。

当前进展：该项目已于2024年10月完成电解系统与平台集成改造，通过陆上全流程测试，正式启动北海海域实境制氢验证。

图 15：荷兰PosHYdon项目改装的海上退役油气平台Q13a-A

资料来源：PosHYdon项目官网

5.4 海上风电+陆上电解：

这种开发模式针对近岸海域的海上风电场，通过陆基电解制氢设施与风电场的协同运作，可有效平抑电力供需波动，实现电网负荷的动态调节。相较于离岸制氢方案，陆上制氢单元在氢气储运体系构建、设备全生命周期维护等方面具备显著便利性，依托现有港口基础设施可实现快速部署与高效运维。这种"近岸风电-陆域制氢"的耦合模式，既规避了深海制氢平台的高昂建造费用，又可通过模块化设计实现制氢系统的弹性扩容。

具体项目

9、英国Gigastack项目

由英国ITM Power公司主导的北海风电制氢项目，依托全球最大海上风电场Hornsea Two（由丹麦沃旭能源Ørsted运营，装机容量1.4GW），打造陆上集中式绿氢供应体系，为亨伯工业集群（欧洲最大炼化基地）提供零碳氢源。

该项目核心实施路径如下：

技术集成方案

· 能源输入：直连Hornsea Two风电场，通过海底电缆输送100MW绿电至岸上变电站；

· 制氢系统：在变电站下游部署100MW PEM电解槽集群，年产绿氢约2万吨；

· 终端应用：直供菲利普斯66（Phillips 66）亨伯炼油厂，替代传统碳氢燃料，实现炼化环节年减碳量超20万吨。

资金与实施节点：

· 投资规模：获英国政府全额资助750万英镑，重点突破大规模电解槽并网技术；

· 建设进度：2020年2月启动基建，2023年完成电解槽厂房建设，2024年进入设备联调阶段；

· 产能目标：2025年正式投运，同步实现电解槽年产能扩容至1GW，支撑英国本土氢能装备制造链。

图 16：Gigastack项目技术集成方案示意图

资料来源：Gigastack项目官网

复合开发模式项目

10、荷兰Nort H2项目

项目背景与目标

NortH2是欧洲规模最大的海上风电制氢项目，由荷兰壳牌（Shell）、天然气网络运营商Gasunie、格罗宁根港（Groningen Seaports）于2020年2月联合发起，后续吸引了德国能源巨头RWE、挪威国能（Equinor）等加入。该项目将推动荷兰2030年实现11.5GW海上风电目标，其中三分之一专供制氢。项目旨在通过北海海上风电驱动大规模绿氢生产，构建覆盖制氢、储运、消纳的全价值链，助力荷兰及欧洲实现2030年碳减排50%、2050年碳中和的目标。

战略定位：打造“北海氢能走廊”，推动工业、重载交通等难以电气化领域的脱碳，并减少对化石能源的依赖。

技术方案与实施阶段

风电装机规划：

· 2030年：4GW海上风电容量，全部用于电解制氢；

· 2040年：扩展至10GW以上，覆盖北海深远海风电场。

电解槽规模：

· 2027年：1GW电解槽投运，年产绿氢约4万吨；

· 2030年：4GW电解槽，年产40万吨绿氢

· 2040年：10GW+电解槽，年产100万吨，可减少800万~1000万吨二氧化碳排放（相当于挪威全年道路交通碳排放量）

储运方案：

利用荷兰北部现有天然气管道网络及地下盐穴储存氢气，降低新建基础设施成本

通过改造后的天然气管道向荷兰、德国及北欧工业集群输送绿氢

分阶段推进

· 可行性研究（2020-2021）：验证技术经济性，确认整合海上风电、电解制氢与储运的可行性

· 初期建设（2021-2027）：在荷兰埃姆斯哈文（Eemshaven）建设首座大型电解制氢站；2027年实现1GW电解槽投运，并通过海底电缆连接首批海上风电场（此阶段为海上风电+陆上电解开发模式）。

· 扩展阶段（2027-2030）：海上风电装机增至4GW，电解槽同步扩容，年产氢40万吨；启动北海盐穴储氢试点，验证长期储存安全性。

· 规模化阶段（2030-2040）：2030年后，项目计划在北海部署海上电解平台或人工岛，直接在海上风电场附近制氢，减少电力传输损耗。例如，部分设计考虑将电解槽集成到风机平台或新建海上能源岛上。实现10GW级风电-氢能一体化系统，年产氢百万吨级；向欧洲工业、航运及航空燃料领域供应绿氢（此阶段为海上风电+海上平台+电解设备开发模式）。

图 17：NortH2项目规划图

资料来源：NortH2项目官网

总结&展望

未来海上风电制氢将加速技术迭代与场景融合。PEM电解技术凭借快速响应特性，将持续主导海上场景，其系统成本将大幅降低，效率持续提升。浮式风电制氢（如英国Dolphyn项目）与深远海开发结合，将突破传统固定式平台限制，推动规模化绿氢生产。同时，中国在海水直接电解制氢技术的突破（如无淡化海水制氢效率提升至95%），为全球提供了低能耗、低成本的创新路径。此外，老旧油气平台改造制氢（如荷兰PosHYdon项目）与海底储氢网络建设，将进一步盘活海洋资源，实现能源基础设施的低碳转型。

通过“风电+氢能+多场景应用”的协同开发，全产业链成本有望大幅下降。欧洲通过整合海上风电与港口氢能枢纽，构建“制氢-储运-消纳”闭环，降低运输成本，据彭博新能源财经（BNEF）2023年发布的《2023年制氢平准化成本更新报告》和全球风能理事会（GWEC）于2024年4月发布的《全球风能报告2024》等多家研究显示，预计到2030年，全球海上风电制氢平准化成本（LCOH）将从目前的3-4美元/kg降至1.5-2美元/kg，接近灰氢成本区间，经济性拐点加速到来。

标准化与政策支持将成为关键推力。欧盟通过《欧洲氢能银行》机制和碳关税（CBAM）强化绿氢市场优势，德国、荷兰等国设立专项补贴（如德国20亿欧元氢能基金），推动绿氢占工业用氢比例超50%。美国《通胀削减法案》虽因特朗普上台面临落地瓶颈，但其巨大的市场仍吸引跨国企业布局。中国则通过“风光氢储一体化”示范工程，探索绿氢在能源消纳与乡村振兴中的应用。国际层面，跨国氢能走廊（如北海氢能网络）和统一认证体系（如国际绿氢标准ISO 19870）将加速全球绿氢贸易，破解区域供需失衡难题。

海上风电制氢正从示范探索迈向商业化爆发前夜，其本质是能源系统从“单一发电”向“多能耦合”的范式变革。随着技术突破、政策协同与市场机制成熟，这一路径不仅重塑能源地理格局（如北海、渤海湾等新兴氢能枢纽崛起），更将推动海洋经济从“资源开采”向“绿色智造”升级，成为人类迈向零碳未来的核心引擎。

香橙会研究院以推动氢能商业化为使命，是中国最早从事氢燃料电池行业研究的专业机构。经过多年积累，发展出了香橙会氢能数据库。以数据库为依托，提供氢能数据、媒体、智库、投行、论坛、展会服务。

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