深远海风电怎么消纳？

深远海风电距离负荷中心较远，能源外送是关键问题，目前比较可行的方案包括柔性直流输电和电解制氢后管道输氢。柔性直流输电技术成熟、损耗低，尤其适合100km以上远距离输送。相比之下，输氢方案需承担电解槽、管道等设备成本。短期内，输电方案经济性更优。但单一输电或制氢均存在局限性。大规模深远海风电集中并网可能加剧电网消纳压力，而制氢需匹配下游市场需求。电氢混合外送成为折中方案，通过柔性直流输送部分电力，剩余电力制氢后经管道外送。根据行业测算，2030年后，电氢混合外送成本在0.3-0.5元/kWh，开始具备经济性。到2050年，100-200km不同比例的电氢混合外送综合成本在0.18-0.27元/kWh，不仅低于同期的东部火电上网价，甚至可与西部风光基地外送成本竞争。

为提升深远海资源综合利用效率，“海上能源岛”模式备受关注。该模式以人工岛或自然岛为基础，集成漂浮式风电、光伏、储能、制氢、海水淡化等设施，实现多能互补与产业协同。海上制氢可直供远洋船舶绿色燃料，同步发展海洋牧场、油气平台供电等场景，国际绿色航运需求激增也为这一模式注入动力。

当前，我国已在近岸探索“半海半陆式”开发，利用海风为沿海化工园区供绿电；未来可进一步向远海延伸，打造“全海式”氢氨醇综合能源枢纽，实现绿色燃料就地存储与加注。此类枢纽不仅可以规避长距离输电难题，还可通过天然岛礁开发降低建设成本，形成零碳岛屿生态。2025年3月，我国首个海洋氢氨醇一体化项目在山东烟台建设完工，正式进入调试阶段，该项目由国家能源集团氢能科技有限责任公司、烟台中集来福士海洋工程有限公司和国能氢创科技（北京）有限公司共同建设，是国内首个海洋氢能制—储—输—用全链条实证示范项目，对我国海上能源岛建设有重大意义。