万亿级市场加速成形！一座“能源岛”能改变什么？

今年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》发布，新能源依然居于重要地位。与以往不同的是，这次五年规划首次将目光投向深远海风电开发。在陆上新能源开发已进入“红海”的背景下，新能源的下一个“蓝海”——海上绿色能源岛正加速成形。

深远海风电不止于发电

地球表面71%是海洋，其中65%的风能可开发资源蕴藏在深远海。仅就我国而言，深远海风能资源技术可开发量约12.3亿千瓦，相当于内蒙古、新疆、甘肃、山东、江苏五个电力装机大省当前发电装机容量的总和。与此同时，近海风资源开发利用已趋于饱和，向深远海进军已是大势所趋。

然而，受经济与技术双重挑战制约，当前深远海风电资源开发利用率尚不足0.5%。成本高、施工难、运维难，成为横亘在深远海风电开发面前的“三座大山”。

随着LNG（液化天然气）、生物柴油、绿色甲醇等低碳航运燃料快速兴起，氢、氨、醇不再仅仅是化工原料，更具备了能源属性，开始以“氢基能源”的全新定位走向市场。能源的绿色化、多元化发展，恰好为深远海风电的消纳难题提供了一条全新解题思路——Power-to-X（PtX）方案：在海上平台通过电解水制氢技术，将深远海风电就地消纳转化为氢、氨、醇等氢基能源，从而规避长距离海缆输电的高昂成本与技术瓶颈。

当然，电转氢本身存在不小的能量损耗，再转氨、醇更甚。从能效看，PtX整体能效为50%至55%，而深远海风电通过柔性直流输送到岸并网，百公里级综合损耗仅5%至10%。但海上风电开发的经济账中，能源利用效率并非唯一权重。当考虑到输送到岸带来的沿海消纳需求和并网成本时，深远海电力上岸并网便不再那么经济。与此同时，绿电就地制取氢基能源可实现长周期储能与远距离运输，在离岸距离不断延伸的趋势下，经济性逐步优于海缆输电上岸。更重要的是，随着全球绿色低碳转型，化工、航运等高排放行业开始寻求绿色替代，为绿色氢基能源应用打开了全新需求空间。深远海绿电转为氢基能源，比单纯输电上岸能创造更大市场价值。

可以预见，利用海上风电就地制取绿色氢基能源的海上生产平台，将成为未来电力能源的转换、储存和运输中心——海上绿色能源岛。

技术与规范推动工程化应用

谈及落地时间线，技术突破是首要关卡。

首先要攻克的是深远海风电开发这一难题，解决方案明确指向大容量、低成本的漂浮式风力发电机组。从2023年5月我国首座离岸136公里的深远海浮式风电平台“海油观澜号”投产，到2026年5月全球单机容量最大的漂浮式风电平台——16兆瓦“三峡领航号”在广东阳江安装，我国漂浮式风电开发正从技术研发稳步走向商业化应用。但经济性仍是瓶颈，漂浮式海上风电造价仍达固定式的两倍以上。初步估算，海上风电场投入占海上集中制氨总资本成本的66%。如何突破漂浮式风电降本平价瓶颈，是海上绿色能源岛走向商业化的首要前提。

解决风电开发问题后，不吃铺设海缆的苦，就要吃“海上建厂”的苦。在FPSO（浮式生产储卸油装置）、FLNG（浮式液化天然气生产储卸装置）等海上生产平台的成熟技术支持下，建造海上绿色能源岛更多是既有经验的迁移。而在海上制氢基能源技术方面，目前陆地绿色氢氨醇技术路线已经打通，但海上生产环境更复杂，技术仍处于从试验迈向工程化突破的关口。

产业焦点集中在两个方向：一是海水制氢环节，重点攻克海水高盐、高腐蚀、易产生副反应等技术难题；二是海上一体化生产，推动产业化应用。在这两个方向上，产业链主与高校院所已先行先试，成果正从实验室走向工程现场。

2025年3月，我国五大发电集团之一的国家能源集团牵头的国内首个海洋氢氨醇一体化项目落地。该项目通过漂浮式光伏供电，在固定于海床的海工平台上制氢氨醇，初步打通了可再生能源海上制取氢基能源的全技术链条。同年12月，东方电气集团宣布其研发的漂浮式风电配合海水直接制氢综合平台获得中国船级社原则性批准证书，海水无需淡化处理，制氢路径更高效。海南大学团队也研发出天然海水制氢提镁工程样机，可稳定制备氢气并回收镁资源。国电投、中广核等电力央企也均在联合顶尖科研团队布局海水直接制氢技术。

2026年3月，中石化旗下青岛炼化公司牵头的海水直接制氢工厂科研项目装机规模达百千瓦级，技术成熟度达到工业化示范标准。2026年6月，中海油旗下海油工程宣布完成海上专用PEM（质子交换膜）制氢装备示范模拟试验，可抵御17级台风工况。同月，招商局集团通过旗下华商能源开展的海上风电柔性制氢合成氨项目，已完成每小时20标准立方米碱性电解水制氢样机适海性试验——在横摇、纵摇、垂荡等常见晃动下均能稳定运行，即便平台倾斜至20度仍能保证设备结构完整、不泄漏、不失效。项目总体初步设计已同步收尾，正进入详细设计与工程实施阶段。

整体来看，海上风电制绿色氢基能源技术在制氢路径上更加高效，生产规模从实验室迈向百千瓦级甚至兆瓦级，生产平台从固定走向浮式，研发进程正加速迈向工程规模示范。

与此同时，合规监管体系也在同步推进。随着深远海风电成为“十五五”新能源基建重要方向，福建、广东、江苏、山东、海南等沿海省份均将深远海风电开发、海上制氢氨醇纳入各自规划。中国船级社作为海上设施安全的“守门人”，早在2021年便推出《海上浮式风机平台指南》，2025年9月又发布《海上制氢设施指南》，填补了国内海上制氢规范空白，为海上生产绿色氨醇提供了重要合规依据。

产业链协同助推商业模式破冰

绿色能源带有大宗商品属性，规模经济是第一位。目前来看，日产氨300吨以上，即年产能近10万吨，才能凸显深远海风电制氨的优势。如何拉动第一波需求、率先实现规模经济，是重中之重。风电开发、化工装备、海工装备等产业链与绿色能源岛落地息息相关，链主企业如何发挥各自优势、构建可行商业模式，成为关键命题。

目前，国内龙头企业和沿海地方政府已积极行动。2024年11月，中广核集团牵头成立国内首个海上综合能源岛创新平台，覆盖技术研发到示范项目全阶段。2025年2月，盐城市与远景能源宣布战略合作，共同探索海上“能源岛”建设。2025年12月，深圳港集团与中广核新能源宣布共同推进海上风电基地、海上综合能源岛、风电运维母港及华南绿色船燃加注交易中心等一批标杆项目。2026年6月底，珠海市在“海上新基建”主题盛会上发布投资机会清单，海上综合能源岛赫然在列。各地区、各产业在海上绿色能源岛领域的合作信号不断传出，商业化模式探索正加速燎原。

下游需求打开万亿级全球市场空间

我国深远海可开发风电资源约12.3亿千瓦。若开发50%，按现有投资估算，海上绿色能源岛可拉动25万亿元投资，并进一步撬动全产业链市场增量空间。

在上游，中国未来输出的不仅是漂浮式风电平台、海水制氢装备等核心硬件，还有“海上绿色能源岛”整体解决方案与EPC总包服务。在中游，服务于能源岛的液氨、液醇专用运输船队，作为连接海上生产与陆上消纳的关键枢纽，对应的船舶投资市场值得期待。在下游应用端，绿色氢基能源的市场需求直接来自国内外传统高碳行业的绿色转型压力。

从国际市场看，国际海事组织（IMO）持续收紧碳减排目标，醇、氨燃料成为远洋船舶首选低碳零碳燃料，预计2030年氨、醇作为绿色航运燃料的需求合计达5900万吨。在钢铁冶金领域，绿氢替代焦炭作为还原剂，相对传统高炉减碳60%以上。欧盟碳关税（CBAM）2028年扩大行业管控范围后，汽车、家电等行业每年对绿色高端钢材的需求将超过1300万吨。

从国内市场看，我国合成氨工业本身就是碳排放大户。绿氨可直接替代传统灰氨，实现零碳生产。2024年，国家发改委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，明确要求改造后煤电机组具备掺烧10%以上绿氨能力。据估算，若我国80%燃煤电厂采用掺烧10%绿氨方案，将激发超2亿吨绿氨需求，超过当前全球合成氨年消费总量。此外，国内已开始探索醇氢电动重卡、内河甲醇动力船舶应用，为绿色甲醇带来更多市场空间。

凭借装备投资、方案出口与下游应用的多维价值驱动，中国海上绿色能源岛产业有望向全球价值链上游攀升，万亿级市场的边界也将从国内延伸至全球绿色能源市场。

先行者已在路上。海上绿色能源岛这一万亿级市场，有望在近两年迎来商业化开发的破局时刻。