什么是海上绿氢：直接电解海水的原理与课题

什么是海上绿氢

“绿氢”是指利用太阳能、风能等可再生能源发电，通过电解水制成的氢气。由于制造过程中不排放二氧化碳，因此有别于利用化石燃料重整制成的“灰氢”，以及在灰氢制造过程中回收二氧化碳的“蓝氢”。

“海上绿氢”是指不在陆地上、而是在海上风电设备附近就地完成这一电解工序的构想。风车发电产生的电力不再通过电缆输送到陆地，而是就地送入设置在海上平台的电解装置，转化为氢气。制成的氢气储存在储罐中，再通过船舶或管道运往陆地。

电转气（Power-to-Gas）的思路

将电力转换为气体燃料以便储存和运输的技术，统称为“电转气”（Power-to-Gas，简称P2G）。电力本身很难大量储存，但一旦转化为氢气这种气体形态，就可以用储罐或管道进行储存和运输，需要时再用于燃料电池、火力发电或作为工业热源。海上绿氢正是试图把这一电转气过程，直接在可再生能源发电的“最前线”——海上——就地完成的尝试。

水电解主要有三种方式

用于电解水的装置（电解槽）有多种方式，各有所长。在海上平台上搭载哪种方式，需要综合考虑成本、耐久性，以及对波动的风电输出的跟随能力来选择。

与浮式海上风电的契合性

海上绿氢构想之所以扩大，背景之一是海上风电本身正从“固定式”向“浮式”拓展。固定式风机需将基座固定在海底，因此适用水深通常在50米左右以内；而浮式风机则可安装在水深更大的远海，更容易获得稳定强劲的风力。但离岸越远，输电成本就越高，因此随着浮式海上风电的扩大，就地将电力转化为氢气的海上绿氢的必要性也在提升。

为什么必须在“海上”制氢

适合海上风电的浅滩强风海域，大多远离电力需求地。要把发出的电力输送到陆地，需要海底电缆和变电设备，这也是海上风电项目中成本最高的部分之一。海域越靠近远海、水深越大，电缆铺设的成本和技术难度也随之飙升。

输电线路容量制约这道墙

在日本，北海道、东北地区等海上风电的适宜海域，大多远离电力需求集中的城市地区，输电网可用容量不足的“系统制约”已成为扩大引进的瓶颈。即便发了电，也可能因输电线路已经饱和而无法送出，或是新建线路需要耗费漫长的时间。

海底电缆的现实成本

海上风电的海底输电电缆，包含施工费在内，每公里成本大约为1亿〜2亿日元，据报道秋田县能代市近海的海上风电项目中，仅这项电缆相关费用就占到整个项目预算的10%〜20%。日本周边海域地形起伏较大的地方不少，也出现过实际成本比最初估算高出30%以上的案例。海外的经验数据无法直接套用到日本，这也是日本国内探讨海上绿氢的背景之一。

氢气能带来更多运输方式的选择

如果把电力转换为氢气这种形态，就可以选择不依赖输电线路的运输方式，例如改造利用既有的海底管道，或用油轮、卡车运输。此外，氢气还可作为化学品和氨的原料使用，用途比单纯的电力更广。当风力强劲、发电量超过需求时，把这部分“富余电力”以氢气的形式储存起来而不是白白浪费，从电力系统供需调节的角度来看也备受重视。

事实上，日本各地的太阳能和风力发电站，在发电量超过电力需求时被强制降低出力的“出力控制”已经日趋常态化。这实际上等于白白丢弃了本已发出的可再生能源电力，从电力系统的角度看是一种浪费。海上绿氢也被视为一种把这些可能被限制出力的富余电力以氢气形式回收利用、避免浪费的机制。

直接电解海水的“直接海水电解”技术

电解水原本需要去除杂质的淡水。海水中含有大量的钠离子和氯离子，如果直接电解，容易导致电极腐蚀，并产生有害的氯气副产物。此前大多数海上制氢构想，都是先用淡化装置把海水淡化成淡水，再进行电解。

省去淡化环节的“直接海水电解”研究

省去淡化这一环节、直接电解海水的“直接海水电解”研究，也在世界各地推进。研究重点在于通过改良电极表面处理和隔膜，抑制氯气产生，并开发耐腐蚀的催化剂材料。一旦实现，就无需淡化设备，可以让海上平台更加紧凑；但目前不少相关技术仍停留在实验室或小规模示范阶段。

日本国内也在推进非贵金属催化剂开发

如果直接在电极阳极侧电解海水，除了氧气之外，还会同时产生源自氯离子的氯气和次氯酸。为避免这一问题，过去多采用铂、铱等昂贵贵金属制成的电极，而山口大学的研究团队宣布开发出一种非贵金属催化剂，可以在不产生氯气的情况下只提取氧气和氢气。名古屋大学和筑波大学的团队也报告了可从海水中制氢、耐久性较高的贱金属合金电极的开发成果，日本国内在不依赖昂贵贵金属的海水电解技术方面的研究正在推进。

波浪起伏的海上是严酷的作业环境

海上特有的难点不仅限于水质问题。海上平台始终受到波浪和洋流的摇晃，电解槽内的气液分离比陆地上更加困难。对台风和大浪的耐受性，以及远程监控和维护的便利性，都是陆上工厂不曾遇到的设计课题，相关研究仍在持续进行。

淡化方式还存在“浓盐水”这一环境议题

目前主流的“先淡化再电解”方式，还存在另一个环境层面的议题。利用反渗透膜（RO膜）等对海水进行淡化时，会产生大量盐分浓度和水温都高于普通海水的浓缩排水（浓盐水）。排放海域的生物可能难以生存，浓盐水中含有的阻垢剂、防污剂等化学物质，也被指出可能影响周边海洋生态系统。据估算，全球已有超过1.6万座淡化厂在运行，海上绿氢的推广也需要重视浓盐水的扩散稀释方式以及对排放海域生态系统的关注。如果直接海水电解技术得以实用化，就可以省去淡化这一环节，因此也被视为解决浓盐水问题的一种途径。

应对措施方面，各地也在推进用大量海水稀释浓盐水后再排放的扩散处理，以及在淡化环节本身使用太阳能或风能的“绿色淡化”等做法。由于海上绿氢本就以可再生能源为主要电源，与这种绿色淡化的契合度也较高。

全球推进中的海上绿氢示范项目

以欧洲北海沿岸为中心，多个海上绿氢示范项目已经启动。

PosHYdon（荷兰）

PosHYdon是在荷兰海牙近海10公里以外、位于北海的石油天然气生产企业Eni旗下现有平台“Q13a”上安装电解装置，利用风电和光伏电力制造绿氢的示范项目。其特点是通过利用现有的海洋基础设施，抑制了从零开始建设大型新设施的成本。荷兰政府更进一步，规定在北海海上风电招标中，中标企业需配套建设500兆瓦规模的海上电解装置。

Sealhyfe（法国）

法国的浮式示范项目Sealhyfe，在海上平台上搭载了电解设备制造商Plug生产的1兆瓦级PEM（固体高分子型）电解装置，每天最多可制造400千克氢气。该项目于2022年开始海上运行，积累了在有波浪和洋流的真实海域中的运行数据。运营方法国企业Lhyfe表示，基于此次示范获得的经验，计划到2024年底前将绿氢产能提升至每日22吨，到2026年提升至每日80吨，并部署规模更大的海上及陆上生产基地。

德国的区域指定与日德合作

德国政府已在其北海领海内划定了规模最大可达1吉瓦的绿氢项目专用区域，从国家层面确保海域，以推动海上制氢的商业化。在日本一方，据报道商社善卫商事（东京都世田谷区）已与德国企业Cuxhaven Offshore建立合作，并联合九州大学、汉堡工业大学、埃尔朗根-纽伦堡弗里德里希·亚历山大大学，计划于2026年成立合资公司。该项目应用浮式海上风电技术，构想通过船舶回收由海水电解制成的氢气，计划在欧洲完成示范后，于2030年代初期实现商业化运营。

日本也有的示范：边航行边制氢的“风猎者（WindHunter）”

日本国内也有利用海上风力自主制造绿氢的独特示范项目。由商船三井推进的“风猎者项目（WindHunter Project）”，是让船只借助风力航行的同时，通过水下涡轮机发电，再用这部分电力电解源自海水的纯水制氢，进而使氢气与甲苯反应，转化为在常温下便于处理的液体甲基环己烷（MCH）。该项目在长崎县大村湾完成示范（2021〜2023年度）后，将示范船“风之丸（Winds Maru）”的航行场地转移至东京湾，并于2025年3月宣布，成功实现全球首例将船上航行过程中制造的绿氢供应至陆地。2025年6月，该项目还入选了NEDO的补贴项目。

另外，在长崎县五岛列岛近海，2014〜2015年度曾作为日本环境省的浮式海上风电示范项目，实施了利用风机电力进行氢气制造、储存与运输的示范。该海域由户田建设、ENEOS、大阪燃气、INPEX等企业组成的事业推进协会正在推进浮式海上风电的扩大，并在探讨未来将所发电力以氢气形式运往陆地的据点构想。

亚洲与北美也在扩大探索

相关探索并不局限于欧洲和日本。在韩国，建筑巨头现代建设与德国RWE合作，将自身的水电解技术与RWE在氢能领域的专业知识相结合，推进绿氢生产项目。韩国政府自身也提出到2036年引进24吉瓦海上风电的计划，并于2024年启动了与海上风电配套的清洁氢制度（清洁氢认证制度、清洁氢发电招标）。在美国，美国国家可再生能源实验室（NREL）等机构也在针对东海岸纽约湾近海，开展利用海上风电制氢的成本分析研究，报告指出水深较浅、风力条件较好的海域经济性更高。

日本的氢能基本战略与海上风电目标

日本政府于2023年6月修订了《氢能基本战略》，提出到2040年氢气年度引进量达到1200万吨的目标。同时也提出了制造成本目标：目前约为每标方100日元的氢气价格，到2030年降至每标方30日元，到2050年降至每标方20日元。

陆上先行案例：福岛氢能研究基地

虽然不是海上项目，但日本利用可再生能源制氢的先行案例，是位于福岛县浪江町的“福岛氢能研究基地（FH2R）”。该设施由NEDO、东芝能源系统公司、东北电力公司和岩谷产业于2020年投入运行，将20兆瓦的光伏发电与10兆瓦的电解装置相结合，额定运行时每小时可制造1200标方氢气，在当时是世界最大规模的可再生能源制氢基地之一。该项目的目的之一，也是验证不依赖蓄电池、仅通过氢气实现制氢储氢与电网供需调节相结合的运营模式。

与海上风电引进目标的关联

日本也针对海上风电设定了到2040年形成3000万〜4500万千瓦项目规模的政府目标（固定式与浮式的区别及引进目标详见相关文章），除固定式风机外，面向深水海域的浮式风机示范也在推进。海上绿氢正是在浮式海上风电未来向远海海域扩展的背景下，探讨如何有效利用其所发电力的一种构想。

与“海上风电促进区域”的重叠

根据日本《海域利用促进海洋可再生能源发电设施法》，政府已将长崎县五岛市近海、秋田县近海、千叶县铫子市近海等多个海域指定为“海上风电促进区域”，并公开招募企业推进建设。海上绿氢的示范，也大多与这些促进区域，或环境省、经济产业省过去实施过示范项目的海域相重叠——因为已有风电基础设施、并与渔业相关方积累了协调经验的海域，在引入新的制氢设备时门槛相对较低。

与海外目标的比较

放眼海外，欧盟在2022年提出的“REPowerEU”计划中，设定了到2030年在欧盟域内生产1000万吨、进口1000万吨、合计2000万吨可再生氢的目标。欧盟委员会估算，仅域内生产部分就需要约500太瓦时的可再生电力，北海海上风电被定位为其主要供给来源。与日本2040年1200万吨的目标相比，包括海上生产在内的可再生氢争夺战，预计将在全球范围内日趋激烈。

最大的障碍是成本

许多分析都认为，海上绿氢面临的最大课题与其说是技术本身，不如说是成本。根据国际能源署（IEA）的《全球氢能评述》，大多数已做出最终投资决定的绿氢项目，成本水平在每千克3〜8美元左右，仍高于以化石燃料为基础的灰氢（约每千克1〜2美元）和伴随二氧化碳回收的蓝氢（约每千克1.5〜3美元）。IEA曾预计到2030年，在条件理想的情况下绿氢成本有望降至每千克1.6美元，但由于建设和设备成本的实际上涨，该机构已上调了这一预期。

海上生产的成本往往更高

三菱综合研究所2026年发布的报告《利用海上风电生产国产绿氢的可能性》估算，若在日本国内利用海上风电制氢，其成本将是进口绿氢的1.5〜2.3倍。这一差距源于海上设备建设与维护成本高昂、直接海水电解技术仍处于发展阶段，以及电解装置本身的制造成本层层叠加所致。该报告同时也指出，还需从降低进口依赖的能源安全保障，以及经济安全保障的角度综合评估其价值。

寄望于电解设备量产带来的降本效果

在NEDO绿色创新基金项目中，已提出到2030年将电解装置的设备成本降至碱性型每千瓦52000日元、PEM型每千瓦65000日元的目标，并正在推进百兆瓦级大型系统的示范。随着设备本身的量产化和规模化推进，无论海上还是陆上，绿氢的整体成本预计都将随之下降。

与“直接用电”方案的比较

作为有效利用富余可再生电力的手段，除了转化为氢气之外，也可以选择用蓄电池直接储存电力。蓄电池能以电的形式直接充放，能量转换损耗较小，但长期、大容量储存的成本往往较高。而氢气虽然在转换过程中会损失部分能量，却可以在储罐或地下储库中长期保存，并可用于发电以外的工业用途。两者并非互相排斥的“万能方案”，根据希望储存的时长和用途选择或组合使用，正逐渐成为主流思路。

国家的价差补贴制度也是助力

在日本，2024年5月成立、同年10月施行的《氢能社会推进法》（正式名称为《关于促进向低碳增长型经济结构平稳转型的低碳氢等供应与利用的法律》），依据该法启动了由国家补贴既有化石燃料与低碳氢等之间价差的“价差补贴”制度。该制度不仅覆盖国内制造成本，也将海外制造氢气的海运成本纳入补贴对象，由供应企业和使用企业联合申请计划，经认定后向企业发放补贴资金。对于海上绿氢这类成本较高的技术走向实用化而言，这类公共支持的存在意义重大。

要获得该补贴，供应企业和使用企业需共同制定并向主管大臣申请认定一项计划，承诺在一定期限内持续供应低碳氢等产品。换言之，像海上绿氢这样的新供给来源，若能提前与实际使用企业组成联盟、共同制定事业计划，将是获得支持、加快实用化的一条捷径。

谁会使用它：产业用途与新的电力需求

海上绿氢的主要用途设想包括：钢铁行业的“氢还原炼铁”（用氢气代替焦炭作为还原剂，大幅削减二氧化碳排放的炼铁方式）、化工行业中作为氨、甲醇等化学品的原料，以及燃料电池汽车和燃料电池叉车的燃料等。这些都是仅靠电气化难以削减二氧化碳的领域，氢气可以成为替代选择。

AI数据中心带来的新需求

近年来新受到关注的，是随着生成式AI的普及而急剧增长的数据中心电力需求。面向AI的数据中心据称已进入“吉瓦时代”，单个设施的用电量有时相当于一座核电站，全球范围内能够稳定、脱碳且大规模供电的电源正日趋短缺。对此，有观点认为，将海上风电所制绿氢用于燃料电池或氢能发电，有望成为同时满足稳定性、脱碳和大规模这三个条件的电源。据悉，法国能源巨头Engie旗下的比利时企业Tractebel，正在美国东海岸和欧洲推进海上制氢的商业化探索，将氢能用作数据中心电源，正逐渐成为未来的重要用途之一。

下一个课题：储存与运输基础设施

即便能在海上制造出氢气，如果没有安全高效地将其运往陆地的手段，也无法真正实现实用化。目前，海上绿氢的运输方式主要有以下三种在探讨之中。

• 改造利用既有海底管道用于氢气运输的方式
• 用油轮、补给船定期回收压缩或液化氢气的方式
• 将氢气转化为氨或甲基环己烷（MCH）等“氢载体”，以接近常温常压的状态运输的方式

管道改造的难点

将既有天然气管道改造用于氢气运输的构想，正在欧洲推进研究。欧洲产业团体提出的“欧洲氢能主干网（EHB）”构想，计划到2030年建成最大2.8万公里、到2040年建成约5.3万公里的氢气管道网络，其中约六成将通过改造既有天然气管道来实现。不过，由于氢分子较小、具有使金属变脆的性质（氢脆），需要对既有管道的材质和接头部分的耐久性进行确认与改造，并非所有管道都能直接改造利用。

氢载体这一选择

直接压缩或液化氢气进行运输，需要低温高压设备，成本较高，因此将氢气化学转化为其他物质、以接近常温常压的状态运输，再在卸货地重新转化为氢气的“氢载体”技术，也在同步推进开发。在国际航运燃料转型中也会出现的氨，正是被寄予厚望承担这一氢载体角色的物质之一。前文提到的商船三井“风猎者项目”所采用的甲基环己烷（MCH），同样是一种可以接近常温常压的液体形态处理的氢载体。卸货后的接收据点方面，正在推进氢气与燃料氨据点化的碳中和港口建设也不可或缺。

通往实用化的道路与展望

就技术层面而言，海上绿氢已经通过海外的示范项目，证明了“能够制造出来”这一点本身正逐步得到验证。剩下的课题，是把成本降到实用水平、完善储存与运输基础设施，以及设计出能让其作为一项事业成立的制度框架。

2030年代是实用化的关键节点

正如日德合作项目将2030年代初期的商业化运营作为目标一样，许多相关人士都将2030年代视为海上绿氢走向实用化的阶段。在此之前的一段时期内，直接海水电解等要素技术的示范验证、电解装置量产带来的降本，以及运输基础设施的完善，预计将并行推进。

对日本而言的意义

对于能源资源大部分依赖进口的日本而言，充分利用四面环海这一地理优势的海上绿氢，有可能成为降低对进口氢气依赖度的选择之一。在成本方面，短期内相较进口绿氢仍将处于不利地位，但作为避免浪费输电受限的偏远海域可再生电力的手段，以及出于经济安全保障的考量，相关研发投入预计仍将持续。

• 成本：通过电解装置的量产化、大型化降低成本，并善用价差补贴制度
• 技术：实现直接海水电解及高耐久性催化剂、电极的实用化
• 基础设施：完善管道改造、氢载体等运输手段
• 制度与环境考量：健全海域利用规则，应对浓盐水等环境影响

随着商船三井“风猎者项目”这类“就地在海上制造、就地运输”的灵活示范，与PosHYdon及德国区域指定这类“大型平台批量生产”的构想并行推进，预计在未来大约十年间，海上绿氢将逐步从实验阶段向实用阶段转移重心。