深遠海原位電解海水制氫的戰(zhàn)略及技術研究

摘 要：在中國實現(xiàn)“雙碳”戰(zhàn)略目標的背景下，氫能將成為能源轉(zhuǎn)型的關鍵。中國海上風電資源豐富，但面臨并網(wǎng)難、輸送難、成本高等挑戰(zhàn)。直接電解海水制氫或可解決大規(guī)模制氫水源限制，同時解決深遠?？稍偕茉摧斔碗y、制氫成本高的問題，具有巨大潛力?；仡欕娊夂Ｋ茪浼夹g的發(fā)展歷程，比較現(xiàn)有幾種電解水制氫的方式，闡述目前技術所面臨的挑戰(zhàn)和機遇，并展望電解海水制氫產(chǎn)業(yè)的未來。以某海上油氣公司為例，探討能源型支柱企業(yè)在推動海上風電和電解海水制氫技術融合方面的產(chǎn)業(yè)化可能性。結(jié)合已有工程裝備，針對如何降低成本、避免同質(zhì)化競爭、發(fā)展特色技術等提出思考性建議，其中包括完善海上風電設施布局，推動發(fā)展電解海水制氫技術，提升氫氣輸送的保障能力，以及實現(xiàn)海上綠色能源島協(xié)同發(fā)展等。

關鍵詞：電解水；制氫；海上風電；氫能經(jīng)濟；電解海水

中圖分類號：TK91 " " " " " 文獻標志碼：A

DOI：10.19912/j.0254-0096.tynxb.2023-0623

文章編號：0254-0096（2024）08-0063-08

1. 中國海洋石油集團有限公司，北京 102209；

2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司清潔能源分公司，天津 300459；

3. 湛江南海西部石油勘察設計有限公司，湛江 524057

0 引 言

在“雙碳”戰(zhàn)略目標的背景下，氫能作為一種清潔的二次能源，不僅可解決化石燃料枯竭帶來的能源危機，還能有效抑制二氧化碳等溫室氣體的排放，為綠色化工帶來新的機遇。根據(jù)2020年發(fā)布的《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書》［1］，預計到2060年中國的氫氣年需求量將達到約1.3億t，這對國內(nèi)氫氣的獲取和制備提出巨大挑戰(zhàn)。目前，國內(nèi)的氫氣主要來源仍為化石能源制氫，工業(yè)副產(chǎn)氫則充當了補充角色。以“雙碳”目標為戰(zhàn)略方向，國內(nèi)氫能供給結(jié)構(gòu)將逐步轉(zhuǎn)型，從當前的化石能源為主的非低碳灰氫逐步過渡到以可再生能源為主的清潔綠氫，并將在未來提供80%的氫能需求?？稍偕茉措娊馑茪?，是完成由“灰氫”向“綠氫”轉(zhuǎn)變的重要手段，是頗具前景的清潔能源技術［2-3］。

近20年來，中國的風力光伏發(fā)電發(fā)展迅速，隨著能源結(jié)構(gòu)的優(yōu)化，可再生風力光伏等清潔能源正成為電力的主要輸送源。相比于陸地上幾近飽和的風場，海上風電擁有更為優(yōu)質(zhì)的風電資源和更具前景的發(fā)展空間。中國的大陸海岸線約1.8萬km，同時擁有超過300萬km2的管轄海域面積。其中水深在5～50 m之間、離岸距離150 km以內(nèi)的海域，預計技術可開發(fā)資源超過1500 GW。在“十四五”規(guī)劃期間，全國海上風電的總裝機量超過100 GW，其中2022年海上風電裝機量超過30 GW，占國際總量的45%以上［4］。由于距離陸地遙遠，輸電距離遠，深遠海的電力負荷存在著并網(wǎng)難，消納難等問題，如何經(jīng)濟地將深遠海風電場的能源傳輸給陸上用戶是一項具有實際意義的研究課題［5］。若將遠海風電與電解海水制氫技術耦合，就地取材用海水生產(chǎn)氫氣，有望大幅降低綠氫成本，并有效解決海上風電的消納問題。

在海上風電與電解水制氫技術結(jié)合的過程中，產(chǎn)學研的合作發(fā)揮著舉足輕重的作用，而能源企業(yè)則扮演著推動者的角色。某海上油氣公司在海域上擁有開采石油天然氣豐富的經(jīng)驗，意在建設“深遠海能源產(chǎn)業(yè)鏈鏈長”，在推動綠色新能源轉(zhuǎn)型方面尤其是氫能領域布局力度不斷加大。2021年首個海上風力機實現(xiàn)全容量投產(chǎn)運行，標志著深遠海風電技術實現(xiàn)重大突破［6］。近期中國首座深遠海浮式風電平臺“海油觀瀾號”與油田電網(wǎng)并網(wǎng)運行。這一里程碑事件標志著中國在深遠海風電關鍵技術取得了重要突破，為未來的深海風電項目奠定了堅實的基礎。同時海上油氣公司海上鉆井、采油平臺較多，海底天然氣運輸管道分布廣泛。通過海上能源供應渠道，運送氫到日本、韓國方便可行。海上油氣公司在海上建立綠色能源島，實現(xiàn)風電與電解水制氫運輸應用等全方位一體化服務，整體可行。圖1展示了海上風電耦合電解水制氫的典型工藝流程和應用場景，主要包括海上風電場、海上換流站、電解水制氫系統(tǒng)、海上儲氫站、運輸氫氣系統(tǒng)及陸上應用場景等。

本文將回顧電解水制氫技術發(fā)展的趨勢，闡述傳統(tǒng)技術路線所面臨的挑戰(zhàn)，并提出在遠海利用海水直接電解制氫的新技術，闡明海水制氫的技術優(yōu)勢和競爭力。同時，本文以某海上油氣公司為例，探討能源企業(yè)在推進海上風電和電解海水制氫技術結(jié)合方面的產(chǎn)業(yè)化推動作用，并結(jié)合已有工程裝備就如何降低成本避免同質(zhì)化競爭，發(fā)展特色技術的給出相應思考性建議，并且展望電解海水制氫產(chǎn)業(yè)的未來。

1 傳統(tǒng)電解水制氫技術路線

根據(jù)工藝路線的不同，目前電解水制氫技術主要分為堿性（alkaline，ALK）電解水制氫、質(zhì)子交換膜（proton exchange membrane，PEM）電解水制氫、固態(tài)氧化物（solid oxide electrolysis cell，SOEC）電解水制氫和陰離子交換膜（anion exchange membrane，AEM）電解水制氫4種技術路線。其中固態(tài)氧化物電解水制氫由于工作溫度過高，AEM電解水制氫技術還不夠成熟，目前大致處于研發(fā)或小試階段［7］。質(zhì)子交換膜電解水制氫和堿性電解水制氫技術成熟度較高，已實現(xiàn)商業(yè)化，其電解工作原理如圖2所示［8-10］ 。

堿性電解水技術具有結(jié)構(gòu)簡單、成本低、單位產(chǎn)氫量高的等特點，作為最為成熟的電解技術在市場化進程中占據(jù)著主導地位，在大型綠氫應用項目中也發(fā)揮著主要作用。在堿性電解水制氫系統(tǒng)中，通常使用氫氧化鉀或氫氧化鈉溶液作為電解質(zhì)。通電時，水分子在陰極被電解為氫氧根離子和氫離子，氫離子接受電子形成氫原子，并進一步結(jié)合形成氫氣析出。同時氫氧根離子則通過微孔膜，在陰極和陽極之間的電場力作用下，穿過膈膜到達陽極，并失去電子生成水分子和氧氣［11］。早期的堿性電解槽常使用石棉作為隔膜，以分離氫氣和氧氣，但由于石棉的溶脹性及毒性使其逐漸被淘汰，目前，應用較多的是聚苯硫醚（PPS）膜，聚砜類（PSF）膜，聚醚醚酮（PEEK）膜等。此外，產(chǎn)生的氫氣還需通過氣液分離以及氣體純化處理步驟，除去其中的堿液、水蒸氣及微量氧氣等，得到純度較高的氫氣。由于工作環(huán)境pH值較高，堿性電解水制氫系統(tǒng)的電解槽可使用廉價的非貴金屬催化劑，如過渡金屬鎳鈷錳基材料等［12-14］，因此電解槽的催化劑造價低廉，系統(tǒng)成本也相對較低，受眾較廣。然而堿性電解水制氫系統(tǒng)存在一些技術上的挑戰(zhàn)，制約了其進一步發(fā)展，包括1）由于陽極上氧氣析出和氫氣析出所需的高過電勢，堿性電解槽的能源效率相對較低，通常在80%以下；2）堿性電解質(zhì)會與空氣中的二氧化碳發(fā)生副反應，生成不溶于水的微量碳酸鹽，阻塞多孔催化層，從而阻礙產(chǎn)物和反應物的傳遞；3）由于堿性電解槽的升溫速度較慢，啟動時間較長，因此難以快速響應功率，調(diào)節(jié)制氫的速度；4）堿性電解槽的抗波動性較低，與風電光伏等可再生能源技術耦合時適應性差［15］。據(jù)《中國氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)年度藍皮書》報道，2022年中國堿性電解水制氫設備的出貨量約776 MW，電解槽總出貨量在800 MW左右［16］。在市場化的進程中，國內(nèi)外涌現(xiàn)了一批代表性企業(yè)，主要包括中國船舶集團有限公司第七一八研究所、蘇州競立制氫設備有限公司、天津市大陸制氫設備有限公司、法國Mcphy公司，美國Teledyne公司，挪威Nel公司等。此外用堿性電解水制氫的項目工程包括河北建投新能源有限公司投資的沽源風電制氫項目以及荷蘭NordH2項目等。

與堿性電解水系統(tǒng)相比，質(zhì)子交換膜（PEM）電解槽具有更靈活的運行特性，應對可再生能源的波動性，PEM更為適用。因此，目前越來越多的新建綠氫項目開始考慮選擇PEM電解水制氫系統(tǒng)。PEM電解水的工作原理與堿性電解水系統(tǒng)稍有不同，在通電情況下，水分子在陽極失去電子被分解為氧氣和質(zhì)子，其中質(zhì)子通過質(zhì)子交換膜進入陰極，相反，電子則從陽極流出，通過電源電路到達陰極。兩個質(zhì)子和電子重新結(jié)合在陰極產(chǎn)生氫氣。由于陽極析氧反應會產(chǎn)生大量的質(zhì)子，導致陽極處呈現(xiàn)強酸性狀態(tài)（pH值約等于2），這對電解槽使用的催化材料有很高的耐腐蝕性能要求［17-20］。目前PEM電解槽中使用的主流催化劑是貴金屬鉑族二氧化銥材料，但中國的銥產(chǎn)能和儲量有限［21］，不能支撐PEM系統(tǒng)的規(guī)模化應用來滿足未來氫能需求，因此減少貴金屬催化劑用量、降低膜電極厚度都是未來PEM電解水系統(tǒng)需要克服的問題。隨著電解水制氫技術的發(fā)展，國內(nèi)外多個企業(yè)都發(fā)布了各自的PEM電解水制氫產(chǎn)品，包括中國船舶集團有限公司第七一八研究所、山東賽克賽斯氫能源有限公司、中國科學院大連物理化學研究所、中國航天科技集團有限公司、美國Proton Onsite公司、加拿大Hydrogenics Corp、德國西門子股份公司等 ［2］。

2 電解海水制氫技術的競爭力和優(yōu)勢

目前市場上成熟的電解水制氫工藝主要依賴使用超純淡水來配置酸性或堿性電解液。然而，地球上的淡水資源僅占總水資源儲量的2.8%，而中國淡水資源相對匱乏，人均淡水資源占有量僅約為世界平均水平的25%［22］。若未來巨大的能源、化工供氫都依賴于淡水資源，勢必給日常生產(chǎn)生活帶來巨大壓力。與此相反，海水在地球總水資源儲量的占比高于97.2%［23］。考慮到海水淡化純化較高的投資和生產(chǎn)成本以及較為復雜的處理工藝，電解海水制氫路線有希望擺脫大規(guī)模制氫水源的限制，同時解決深遠?？稍偕茉摧斔碗y、就地制氫成本高的問題，能夠產(chǎn)生巨大的經(jīng)濟、社會效益。國家發(fā)展改革委員會、國家能源局在2022年3月聯(lián)合印發(fā)的《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021—2035年）》中明確提出要發(fā)展海水制氫技術。

海水中有眾多雜質(zhì)，成分復雜，氯化鈉鹽占比最高。如果直接用海水進行電解制氫，溶液中大量氯離子易發(fā)生氧化反應生成氯氣或次氯酸鹽，導致電解選擇性差、電極腐蝕、能效下降、鹽結(jié)晶等一系列問題。針對上述問題，近年來國內(nèi)外科研工作者對直接電解海水技術進行了一系列研究。

1999年日本東北大學最早開展了電解海水的工作，通過在陽極催化劑表面構(gòu)筑MnOx涂層，實現(xiàn)了氯離子的部分阻隔，提高了陽極反應的選擇性。但在高電流密度下，該系統(tǒng)的析氧效率只能達到95%，并且存在電極腐蝕嚴重的問題［24］。2016年德國柏林工業(yè)大學Strasser課題組嘗試使用NiFe-LDH作為陽極催化劑，實現(xiàn)了在480 mV的過電位下100%的析氧效率，但是該電極穩(wěn)定性差，即使在10 mA/cm2的低電流密度下活性也會持續(xù)衰減；而大電流、高過電位條件會導致嚴重的氯氧化副反應［25］。2018年澳大利亞阿德萊德大學的喬世璋團隊制備了具有CoSe和Co9Se8相的3D硒化鈷電極作為獨立的雙功能電催化電極用于全電解海水，在1.8 V下實現(xiàn)10.3 mA/cm2的電流密度，但催化劑的活性和選擇性難以兼顧［26］。近期該團隊和天津大學凌濤等在催化劑表面構(gòu)建了局部堿性的反應微環(huán)境，使用路易斯酸堿理論，在電解過程中電極表面出現(xiàn)一層較強的路易斯酸，以達到吸附OH-的作用，提高電解水的選擇性。這種方法提供了一種可行的方式，通過調(diào)整反應環(huán)境來抵抗海水腐蝕對電極的影響［27］。國內(nèi)方面，針對電解海水析氫技術的研究同樣多集中于對催化材料的探索，主要分為兩種路線，一種是利用具有優(yōu)異性能的Pt基催化劑，通過制備二元或多元合金的方法減小Pt的用量來降低成本。例如，2018年濱州學院鄭晶靜等制備一系列鈦基底負載Pt-M合金電極用于電解海水，在1.32 V過電位下達到270 mA/cm2的電流密度［28］。另一種是通過非貴金屬催化劑降低成本，通過電子結(jié)構(gòu)的調(diào)控提高活性，使其具有接近于Pt基催化劑。例如，2020年華中師范大學余穎等制備了硫摻雜的Ni/Fe氫氧化物電極作為析氧電極電解海水，在300 mV過電位下電流密度可達到100 mA/cm2，隨后該團隊繼續(xù)發(fā)展了NiFeN和NiMoN電極，在1.608 V的電位下可達到500 mA/cm2的電流密度［29］。此外，謝和平院士團隊利用物理力學和電化學相結(jié)合，提出原位海水制氫技術，將PTFE膜整合在電解槽上，利用滲透壓的原理，隔絕了海水離子，實現(xiàn)一邊淡化海水一邊進行電解的原位海水制氫［30］。

2019年美國斯坦福大學和北京化工大學團隊合作，通過構(gòu)筑NiFe-LDH/NiSx/Ni一體化電極，在集流體和催化層中間構(gòu)筑了離子選擇性鈍化層，在海水電解過程中利用多聚陰離子層實現(xiàn)抗腐蝕，首次在工業(yè)電解電流密度（0.4～0.1 A/cm2）下實現(xiàn)了持續(xù)穩(wěn)定電解海水超過1000 h并保持100%析氧選擇性，是當時海水電解穩(wěn)定性的世界紀錄。圖4是設計的抗腐蝕電極結(jié)構(gòu)示意圖及長時間性能穩(wěn)定曲線［31］。

北京化工大學孫曉明教授團隊針對電解海水中連續(xù)性電解氯化鈉積累問題，如圖5所示，于2019年起對電解海水的電解液進行系統(tǒng)調(diào)控，基于同離子效應原理降低了氯化鈉的飽和溶解度，大幅提升了系統(tǒng)運行穩(wěn)定性，并實現(xiàn)了氯化鈉的定向結(jié)晶析出和連續(xù)電解 “氫、氧、鹽”三聯(lián)產(chǎn)氫工藝［32］。該團隊基于以上技術突破，于2020年成功搭建世界首臺1 kW電解海水制氫裝置，并對裝置中電解槽、氣液分離器、電解液循環(huán)系統(tǒng)、鹽結(jié)晶系統(tǒng)、氫氣純化裝置等模塊進行參數(shù)優(yōu)化與系統(tǒng)放大，于2021年搭建了世界首臺10 kW電解海水制氫裝置。

表1列舉了電解海水制氫系統(tǒng)和傳統(tǒng)電解水制氫技術的主要參數(shù)，相比而言，直接電解海水具有以下3個方面的優(yōu)勢。1）便捷性：通常海水需經(jīng)過多級反滲透和EDI除鹽系統(tǒng)軟化過濾系統(tǒng)、超濾系統(tǒng)、反滲透膜堆系統(tǒng)、能量回收裝置等。相對而言，電解海水只需通過簡單的過濾處理，除去海處理才能得到電阻率極低的純水用作電解液，水的前期處理裝置包括多介質(zhì)過濾系統(tǒng)、活性炭過濾系統(tǒng)、保安過濾系統(tǒng)、水中的多介質(zhì)和鈣鎂等金屬離子，即可直接用于電解制氫。簡易的工藝流程省略了多級反滲透系統(tǒng)，水處理設備體積節(jié)省50%以上。2）高效性：電解水制氫成本中耗電成本占據(jù)70%以上，在電費不變的前提下降低系統(tǒng)能耗是控制電解水制氫成本的關鍵。海水中離子有助于電流輸運，利于降低系統(tǒng)的電解能耗。經(jīng)測試電解海水制氫系統(tǒng)能耗約為4.4 kWh/（m3H2），相比堿性電解水技術和PEM電解水技術降低約12%和4%。3）經(jīng)濟性：表2為電解海水制氫系統(tǒng)和堿性電解水系統(tǒng)的經(jīng)濟性成本對比。忽略運營人工等費用，只計算生產(chǎn)成本：由于能耗的降低，電解海水制氫系統(tǒng)的用電成本節(jié)省12%，省略前期水處理流程，用水成本降低80%，據(jù)核算電解海水制氫系統(tǒng)的產(chǎn)氫成本約為21元/kg，相比廉價的堿性電解水系統(tǒng)降低13%以上。如按一臺5 MW電解設備每年工作6000 h全生命周期15 a計算，電解海水系統(tǒng)的產(chǎn)氫量相對堿性電解水提高約14%，按產(chǎn)氫收益6元/kg計算，制氫收益增加650萬元。此外，電解海水系統(tǒng)還有副產(chǎn)品氯化鈉，同樣可帶來約720萬元的收益。

3 海上風電與電解海水制氫技術耦合

隨著海上風電向深遠海領域拓展，中國的海底電纜的建設和運維成本持續(xù)增加。對于電力傳輸過程，海底電纜存在一定的能量損耗，不論是海上高壓交流還是直流輸電系統(tǒng)，海纜損均為1%～5%。相比而言，海上運輸氫氣管道的傳輸能量損耗大幅減少，低于0.1%。此外，建設海底電纜需要考慮到包括電纜的材料、絕緣、保護層等諸多因素，這增加了項目的復雜性和成本［33］。因此，將電能直接用于深遠海的直接電解海水制氫方案相比將電能輸送到岸上再電解純水更具有經(jīng)濟性。深遠海風電制氫工程主要包括海上風電場、集電海纜、海上換流站、電解制氫系統(tǒng)、運氫系統(tǒng)等。如圖1所示，在深遠海風電場產(chǎn)生的電能經(jīng)過集電海纜傳輸給海上換流站，電力經(jīng)過交流/直流轉(zhuǎn)換后傳遞給制氫系統(tǒng)，通過電解槽進行原位電解海水制氫，生成的氫氣經(jīng)由運輸船舶或輸送管道轉(zhuǎn)移到陸地上，供應給陸上氫用戶［34-36］。

在新能源發(fā)展戰(zhàn)略方面，當前各海上油氣公司正進行全方面布局。現(xiàn)有海底天然氣管道分布廣泛，可用于大規(guī)模長距離摻氫輸送，減少海底電纜的投資和輸電電損。此外，專用于氫氣介質(zhì)的海底運輸管道建議也在規(guī)劃之中。同時，油氣公司海上運輸船只較多，也可實現(xiàn)從深遠海制備氫氣再經(jīng)高壓壓縮在儲氫罐中由運輸船舶轉(zhuǎn)移到岸上供給。海上油氣公司大多都已做好戰(zhàn)略規(guī)劃，正在策劃或建立遠海綠色能源島，進行海上風電與電解海水制氫技術耦合，通過海底運輸管道或水面船舶進行綠氫轉(zhuǎn)移，供給氫化工原料匹配氫燃料電池，實現(xiàn)制備、運輸及應用的全方位全產(chǎn)業(yè)鏈一體化服務。

文獻［37］以一個300 MW海上風電場為例，分析了4種方案的成本，包括設備投資成本、運行維護費及損耗成本。由于海底電纜和輸氫管道的成本與建設長度相關，如圖6所示，各項成本隨離岸距離增大而增加。無論通過何種方式輸電，岸上制氫成本均高于海上直接制氫方案，主要因為變電站設備的投入及輸電電纜成本高。對于遠海電解水制氫方案，當海上平臺的離岸距離較近時，管道運氫和船舶運氫的成本接近。但由于管道運輸成本隨著離岸距離增加而增加，海上平臺制氫管道輸氫方案的成本迅速上升，相對而言船舶運氫成本幾乎不隨離岸距離變化。在解決輸氫管道高額造價問題之前，海上風電耦合電解海水制氫并通過船舶運氫目前是某海上油氣公司綠色能源島體系中的主要運行模式。

4 總結(jié)與展望

深遠海電解海水制氫是一種新型的制備綠氫技術，可解決深遠海風場資源豐富發(fā)電量大而難以消納的問題。電解海水技術簡化了海水前處理流程，有望突破大規(guī)模制氫水源的限制。目前對于電解海水制氫技術的研究多數(shù)停留在抗腐蝕電極的研發(fā)階段，對于連續(xù)工作電解槽的報道寥寥無幾，行業(yè)的發(fā)展還未跨過規(guī)模應用和產(chǎn)業(yè)市場門檻。海上油氣公司應結(jié)合自身特色，秉承新的發(fā)展理念，在推動海上風電和電解海水制氫技術結(jié)合方面發(fā)揮引領作用。

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RESEARCH ON STRATEGIC AND TECHNICAL OF HYDROGEN PRODUCTION BY DEEP OFFSHORE IN SITU

ELECTROLYSIS OF SEAWATER

Hu Peng1，Li Zhichuan2，Li Zihang2， Lao Jingshui3

（1. China National Offshore Oil Corporation， Beijing 102209， China；

2. CNOOC Energy Development Co.， Ltd.， Clean Energy Division， Tianjin 300459， China；

3. Zhanjiang Nanhai Western Petroleum Exploration and Design Co.， Ltd.， Zhanjiang 524057， China）

Abstract：In the context of achieving the \"dual-carbon\" strategy in China， hydrogen energy will play a bridging and supporting role in the future energy transition. As a promising green energy technology， renewable energy electrolysis of water to produce hydrogen has attracted widespread attention. China has abundant offshore wind energy resources； however， there are currently challenges in grid connection， transmission， and high costs. Considering the high investment and production costs of seawater desalination and purification， as well as the complex treatment processes involved， the direct electrolysis of seawater for hydrogen production offers the potential to overcome the limitations of large-scale hydrogen production water sources. It can also address the challenges of transmitting renewable energy from deep-sea locations and the high on-site hydrogen production costs， resulting in significant economic and social benefits. This article reviews the development of seawater electrolysis technology， compares several existing electrolysis methods for hydrogen production， discusses the current challenges and opportunities， and provides an outlook on the future of the seawater electrolysis hydrogen production industry. Taking an offshore oil and gas company as an example， it explores the possibilities for energy enterprises to promote the integration of offshore wind power and seawater electrolysis technology on an industrial scale. It also suggests measures to reduce costs， avoid homogenous competition， and develop distinctive technologies， including improving the layout of offshore wind power facilities， developing seawater electrolysis technology， enhancing hydrogen transportation and storage capabilities， and achieving coordinated development of offshore green energy islands.

Keywords：electrolysis of water； hydrogen production； offshore wind power； hydrogen energy economy； seawater electrolysis