AquaVentus项目渲染图。预计到2035年将有10GW的绿氢在海上生产后再输送到陆上。（图片来源：RWE）

欧盟希望到2030年建造40GW的绿氢产能，并估计需要80至120GW的太阳能和风能为其供电。

但对于欧洲电网运营商来说，这是一个新的挑战。未来，随着交通和供热的电气化等脱碳需求，欧洲电力的需求将会成倍增长。

将氢的生产脱离开电网，可能是应对电网和电力需求猛增等未来挑战的双赢解决方案。可选择的模式是采用“孤岛式”制氢计划（氢能岛），通过使氢电解槽与海上风电场配合直接制氢，运回到岸上的不是风电，而是现成的氢。

德国公用事业公司RWE领导的AquaVentus财团正在探索到2035年部署多达10 GW产能的岛上绿色氢能，项目首先将选择Heligoland岛作为中心枢纽岛。这是迄今为止最大的绿氢计划。AquaVentus项目合作伙伴包括西门子能源、瑞典Vattenfall集团、维斯塔斯、西门子歌美飒和壳牌公司等。

AquaVentus的规模远远大于沙特阿拉伯提出的4GW氢能城市计划，沙特的未来城市Neom计划于2025年启动并运行。

工业应用将成为氢需求的主要场合，在能源转型初期，这一点更是明显。在欧洲，包括比利时、荷兰和德国等国家队氢的需求，从AquaVentus项目通过运输管道输送到汉堡港的绿氢，可再直接部署到下游各地。

乍看之下，通过海洋运输管道从海洋平台直接输送氢的成本似乎远高于铺设海底电缆将电力运送到岸上的成本。但是，这并未考虑到海上变电站收集风电场电力的成本或陆上电网的严重拥堵状况。而且，还要考虑做出更多协调努力来促进电网能消纳计划中的快速增长的海上风电的情况。

因为有这些挑战，直接制氢并输送到需求中心可能更有意义，特别是对于已经拥有广泛的海底管道基础设施和在建造该管道方面具有深厚行业经验的北海地区而言。但是到目前为止，氢能岛项目的规模还很小。

西门子歌美飒孤岛氢模式

西门子歌美飒创新与产品高级业务分析师Henrik Mortensen表示：

“一旦风电场可以独立于电网制氢，就可以将风电场放置在具有良好风资源的任何地点，而不必考虑电网的可用性问题。欧盟对发展绿氢具有明确的雄心，因此很有必要开始部署海上风电制氢。通过实验项目，我们看到了海上风电场以氢的形式代替电力输送到岸上的巨大潜力。”

提高海上风电制氢的经济性

英国另一个名为dubbed Dolphyn 的氢能岛项目，计划使用漂浮式风电配合电解槽来进行制氢，分别采用一台2MW和10MW的漂浮式风机。Dolphyn母公司ERM进行的一项分析显示，四种不同装置的全生命周期成本各不不同。

其中两台自带电解槽的漂浮式风机，使用不同的漂浮式基础，一个是单柱式漂浮式海上基础，一个采用半潜式漂浮式基础。第三个方案使用海上中央平台制氢，第四个只是简单地将电力输送到岸上电解槽制氢。

在离岸50、100和250公里等距离，自带电解槽的半潜式漂浮式风机系统制氢成本最低。而超过100公里，通过高压电缆将电力输送到岸上再进行制氢的方式则会大大拉开成本增加的差距。

Dolphyn项目使得英国“国家电网未来能源情景”中不得不将“氢能岛”的概念考虑进去。https://www.nationalgrideso.com/

Rob Gibson是英国国家电网电力系统运营商的批发系统和气体供应经理。他和他的团队负责“英国未来能源情景”的排放、氢和天然气等输入因子（inputs）。他们考虑了能源系统的诸多潜在输出结果（outcomes），氢越来越成为关注的焦点。

Gibson将各种预想的输出结果描述为“相对可信的极端情况”。其中最具雄心的“领先情景”（Leading The Way）描述出了一种特别极端的情景，在该情景下，未来的氢经济将100%使用由可再生能源产生的绿氢。而其他情景中，则更多地依赖“蓝氢”，或使用了碳捕集技术的化石燃料制得的氢。

能否跳过“蓝氢”直接获取“绿氢”？

鉴于RWE及其合作伙伴提出的10GW方案已公开，Gibson认为绿氢的发展动力正在日渐增长，尽管他个人认为蓝氢和绿氢组合未来可能性更大。

Gibson在接受采访时说：“Dolphyn项目无疑为100%绿氢的未来增加了一定程度的可信度，也就是说可跳过蓝氢直接到绿氢。” 就目前而言，大多数人认为蓝氢是实现“绿色能源转型”的一种过渡燃料。

当然，“蓝氢”和“绿氢”这两种技术尚未得到大规模验证，因此现在对这两者进行比较还为时过早。Gibson表示，他与诸多业内人士讨论时，很多人的观点是，当“蓝氢”开始发展并商业化运行时，届时“绿氢”的成本有可能已经低到可与“蓝氢”竞争了。他认为，既然这样，“为什么还要投资两次呢？”  CWEA

来源：GTM、西门子歌美飒等