国金证券2025年2月公用事业周报显示，由大连化物所王二东研究员团队自主研发的百千瓦级20Nm³/h高效海水电解制氢系统，在华能庄河海上风电场投入示范运行。系统电解槽小室电压低至1.59V@3000A/m²，直流电耗仅3.80kWh/Nm³H₂，氢气纯度超99.99%，能很好适应海上风电输出波动，海水电解制氢技术迈入产业化新阶段。

该百千瓦级海水电解制氢系统自2024年9月完成制造调试后持续开展性能评价，关键技术指标表现优异。电解槽小室电压低至1.59V（3000A/m²电流密度下），直流电耗仅3.80kWh/Nm³H₂，氢气纯度超过99.99%。这些指标在国际海水制氢领域处于领先水平，为规模化应用奠定了技术基础。

系统应用了多项海水制氢核心技术，包括高性能制氢电极、新型低成本电解槽等。这些技术保障了系统在复杂工况下稳定、可靠、高效运行。该项目的核心难点在于海水直接电解面临的氯离子腐蚀、催化剂中毒、析氧副反应等挑战，大连化物所团队通过电极材料创新和电解槽结构优化有效解决了上述问题。

该系统在华能庄河海上风电场展开联合示范，验证了其对可再生能源电力输出波动性的适配与响应能力。结果表明，制氢系统能很好地适应海上风电的输出特性，充分展现了海水电解制氢技术的可靠性与先进性。海上风电具有出力波动大、间歇性强的特点，海水制氢系统能够有效消纳波动性绿电，将风电转化为可储存、可运输的绿氢。

“海上风电+海水制氢”的组合模式优势明显：一是就地取材，海水资源取之不尽；二是就近消纳，减少电力长距离输送损耗；三是氢能储存为海上风电提供了大规模储能解决方案；四是绿氢可应用于工业脱碳、交通燃料、电力调峰等多场景。该项目获得国家重点研发计划等项目的支持，彰显了国家级科研力量对海水制氢技术路线的战略重视。

海水电解制氢的产业化意义重大。淡水资源的稀缺性是绿氢规模化发展的重要制约因素——传统电解水制氢需要消耗大量纯水，而海水占全球水资源的97%，海水直接制氢可有效突破水资源约束。该百千瓦级系统的成功示范验证了技术路线的可行性，为后续兆瓦级、十兆瓦级系统的开发积累了经验。

从经济性看，海水制氢的度电成本主要取决于电解槽投资和绿电成本。海上风电度电成本已降至0.3-0.4元/kWh，电解槽成本也在快速下降，海水制氢的平准化成本有望在未来3-5年内接近灰氢水平。该技术若实现规模化，将极大拓展绿氢的生产边界，使沿海地区成为绿氢生产基地，重构氢能产业地理格局。

海水制氢产业化加速，建议关注电解槽设备、关键材料、绿电-绿氢一体化运营等环节。制氢电解槽环节，关注具备海水制氢电解槽研发能力的企业（如隆基氢能、阳光氢能等）；关键材料环节，关注海水制氢电极、隔膜材料的研发和生产企业；绿电-绿氢一体化运营环节，关注在沿海布局风电和氢能业务的企业（龙源电力H、华能国际等）。当前海水制氢仍处于产业化早期，技术和成本仍需持续验证，建议关注示范项目进展和政策催化。

表：百千瓦级海水电解制氢系统关键指标

指标	参数	意义
系统规模	20Nm³/h	百千瓦级中试规模
电解槽小室电压	1.59V@3000A/m²	低能耗运行
直流电耗	3.80kWh/Nm³H₂	行业领先
氢气纯度	＞99.99%	满足多场景应用
示范场景	海上风电场	验证波动适应性