综述：澳大利亚海上可再生氢能潜力：技术经济与法律审查

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【字体：大中小】 时间：2025年07月01日 来源：International Journal of Hydrogen Energy 8.1

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　　这篇综述系统评估了澳大利亚海上风电制氢（offshore wind-to-hydrogen）的技术可行性、经济成本（LCOH）及法律框架（OEI Act），提出通过电解槽（PEM/alkaline electrolysers）技术整合与政策改革（如HPRS Regulations）降低投资风险，助力实现SDG 7/13/14目标。

整合海上风电基础设施与可再生氢系统技术

澳大利亚南部海域蕴藏高达5000 GW的海上风电潜力，为氢能生产提供理想条件。固定式（<60米水深）与浮式（60-1000米）风机技术可适配不同海域环境，其中半潜式（semi-sub）平台因空间优势更适合集成质子交换膜电解槽（PEM）。电解1 kg氢气需55 kWh电力与11 L淡水，而海水淡化能耗约5 kWh/m³。氢能运输方案中，管道输送（30-80 bar）适用于短距离，而氨转化需100-200 bar压缩，凸显技术选型对成本的影响。

构建海上氢能监管框架

现行《海上电力基础设施法案》（OEI Act）未明确涵盖氢能生产，导致电解槽许可与海底输氢管道存在法律真空。英国《能源法案2023》（EA Act）通过补贴政策（如Low Carbon Hydrogen Standard）的实践提示澳大利亚需建立专属氢能许可证体系，并协调环境评估（EPBCA）与安全标准（HAZOP）。浮式风电与氢能设备的共址开发（co-location）需通过海洋空间规划（MSP）优化布局。

经济可行性：规模效应与政策杠杆

全球研究表明，海上风电制氢成本（LCOH）介于1.48-17.72€/kg，中国与沙特项目因规模效应实现<3€/kg的低成本。澳大利亚若部署1 GW级项目，可通过降低电解槽CAPEX（如PEM技术）与优化高压直流输电（HVDC）将成本压缩至2.5$/kg。政策工具如碳定价与制氢补贴（如Hydrogen Headstart计划）可提升IRR，而氢能载体（氨/液氢）出口将激活亚太市场需求。

结论：三支柱改革路径

技术层面需突破浮动平台集成与波动电力适配技术；法律上应修订OEI Act纳入氢能基础设施许可；经济分析需强化敏感性测试，量化政策干预效果。这项多学科研究为澳大利亚实现海上氢能领导地位提供了从试点到商业化的全链条路线图。

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