1 海上风电制氢系统方案
海上风电制氢系统主要由海上风力发电机组、电解水制氢系统和氢储运系统组成。如图所示，按照电解水制氢系统所处的位置不同，主要有2种不同的解决方案：一种是陆上电解水制氢方案，；另一种是海上电解水制氢方案。而根据海上电解水制氢系统形式的不同，后者又可进一步分为集中式电解水制氢和分布式电解水制氢2种系统方案。
在我国海上风电开发不断向远海深入的必然趋势下，海底电缆成本及海上升压站或换流站的建设运维成本不断增加，且在电力传输过程中存在一定的损耗。
对于海上高压交流输电系统，当风电场装机容量500~1000MW、离岸距离50~100km时，海缆损耗为1%~5%。对于海上高压直流输电系统，考虑到不同的风电场容量和离岸距离，海缆损耗为2%~4%。相比之下，海上输气管道的传输损耗低于0.1%，同时，与传输相同能量的等效海缆相比，海上管道的建设成本更低。因此，海上电解水制氢方案受到广泛关注，海上风电制氢开始从输电向输氢方向转变。
在海上集中式电解水制氢方案中，海上风电机组产生的电力通过风电场集电海缆汇集到海上电解水制氢平台，在该平台完成制氢后，经由输气管道传输至岸上。其优点是可以借助已有的海上油气平台或油气管道，将油气平台改造为制氢平台，有效降低项目投资成本。
而在海上分布式电解水制氢方案中，不需要建设海上电解水制氢平台，取而代之的是在每台风电机组塔底平台上安装模块化的制氢设备，直接在风电机组侧制氢，产生的氢气通过小尺寸输气管道汇集到收集歧管，在这里压缩或直接通过更大直径管道传输至岸上。该方案最大程度地用输氢管道替换了海上输电设施，降低了能量送出成本，但风电机组侧模块化电解水制氢技术还有待进一步优化。
2 海上风电电解水制氢技术
目前电解水制氢主要分为碱性电解水制氢、质子交换膜(PEM)电解水制氢、固态氧化物电解水制氢和固体聚合物阴离子交换膜电解水制氢4种技术路线。其中：
固态氧化物电解水制氢效率最高，但工作温度高(700~900℃)，寿命较低，电解槽启停不便，目前仍处于初期示范阶段，不适合应用于海上风电制氢；
固体聚合物阴离子交换膜电解水制氢工作温度较低(40~60℃)，能够实现快速启停，现尚处于实验室研发起步阶段，短期内无法应用于海上风电制氢。
目前，可用于海上风电应用场景的电解水制氢技术主要是碱性电解水制氢和PEM电解水制氢技术。
碱性电解水制氢是已充分产业化的成熟技术，工作温度适中(70~90℃)，但启停响应时间较长，电流密度较低，存在渗碱污染环境问题，且需要对碱性流体进行复杂的维护。此外，生产氢气的输出压力较低，储运时需要额外加压，一定程度上削弱了初期投资成本较低的优势。综合来看，碱性电解水制氢技术更适用于陆上电解水制氢方案。
PEM电解水制氢是未来极具发展前景的绿氢制取技术，现已进入初步商业化阶段，与碱性电解水制氢相比，工作温度更低(50~80℃)，启动时间更快，电流密度增加到5倍，运行更灵活，利于快速变载，与波动性和间歇性较强的海上风电具有良好的匹配性。而且电解槽结构紧凑，占地面积更小，氢气输出压力更高，无腐蚀性介质污染，更加安全可靠，因此特别适合应用于海上集中式或分布式电解水制氢。
PEM电解水制氢的主要瓶颈在于成本和寿命，因其电极、涂层及催化剂多采用贵重金属，目前价格还是比碱性电解水制氢高，并且寿命偏低。但随着对PEM电解槽的贵金属催化剂、阳极扩散层、双极板等高成本部件的深入研究和推广应用，其成本有望快速下降。