海上风电作为电力系统未来发展的关键技术之一，面临着风能波动性和高成本等挑战。将其与制氢技术相结合，不仅可以有效缓解电力消纳问题，还能提供绿色能源。近日，中国广州能源研究所能源战略与碳资产研究中心研究员蔡国田团队在海上风电制氢路线经济性分析研究中取得新进展。相关成果发表于《清洁生产杂志》。

　　该研究聚焦海上风电制氢经济性分析，首次尝试建立多条海上风电-制氢-化学品耦合路线，旨在探索海上风力制氢产业链的经济可行性，并从经济角度分析氢气运输方式的影响和利用氢气生产下游产品的经济可行性。此外，探讨了如何利用不同的政策和方法降低成本，为大规模发展海上氢能路线提供了PG电子 PG平台重要的参考，为今后构建氢能供应体系提供了新思路。

　　该研究讨论了8条海上风电-氢能-化学品耦合路线（附加路线比较了是否考虑波浪能发电，通过质子交换膜（PEM）电解槽制氢、管道输氢，最后用于合成甲醇；路线比较了海上风电分别用于PEM电解槽和碱性电解槽的制氢方法，通过管道输送氢气，最后用于合成氨；路线比较了海上风电采用PEM电解槽制氢，分别采用管道输氢气和船舶运输液氢，最后用于加氢站；路线、路线比较了氢气的不同的利用方式，海上风电采用PEM电解槽制氢、管道输氢，最后两条路线分布用于还原多晶硅和天然气掺氢。

　　研究表明，在六种财务情景下，同时考虑增值税和所得税可使总成本约下降6.95%，而考虑融资条件会使总成本增加了5.9%。海上发电技术成本约占总成本的21.1%-39.1%，同时风电价格是下游制氢产业链关键影响因素。因此，风电成本的优化是降低下游制氢成本的关键，而高的初始投资成本和融资比率是主要影响因素。

　　通过比较不同路线的总成本，发现最具成本效益的利用方式是加氢站，其次是生产合成氨和甲醇。同时发现绿氢气价格每下降1元/kg，绿色甲醇、绿色合成氨和绿色多晶硅平准化成本分别下降214元/t、189元/t和3.43元/kg。为使绿色产品价格达到当前传统路线的水平，在只考虑绿氢价格变化时，则需将输送到陆上的绿氢价格分别降低到8.65元/kg、14.71元/kg、1.PG电子 PG平台14元/kg。研究发现绿色合成氨是目前最有可能先实现，其次为绿色甲醇，而绿色多晶硅则较难实现。

　　该研究成果为海上风能-氢能-化工品路线的比较及不确定性分析提供了重要依据，有望帮助缓解海上风电发展与顺利消纳之间的矛盾，为行业参与者提供优化方案，推动绿色氢能的应用和普及。