海上制氫挑戰(zhàn)低成本模式

PosHYdon是海王星能源公司于2019年發(fā)起的海上綠氫試點項目。根據(jù)項目設計，海上風電場為Q13a-A油氣平臺的海水淡化/脫鹽設備以及電解水設備供電。電解水設備制造的氫氣（NEL提供1.25MW電解水設備，每日產(chǎn)氫量約400公斤）與天然氣混合后通過現(xiàn)有的天然氣管道輸送至陸地設施，氧氣則直接排放入大氣。項目預計2~3年內(nèi)投產(chǎn)。

PosHYdon項目是全球首個海上制氫項目，其目標不僅是積累在海上環(huán)境制氫的經(jīng)驗，還將成為創(chuàng)新電力轉氣(P2G)和集成技術的測試中心。除了獲得海上制氫安裝和運行經(jīng)驗，項目還將測試油氣分離及處理，多相流管道混合氫氣等技術。

該項目總投資約1000萬歐元，其中荷蘭企業(yè)局（RVO）通過荷蘭示范能源和氣候創(chuàng)新計劃（DEI+）授予360萬歐元的資助，其余的預算由財團合作伙伴提供，包括Nel Hydrogen、InVesta、Hatenboer、IV-Offshore & Energy、Emerson Automation Solutions、Nexstep、TNO、Neptune、Gasunie、Noordgastransport、NOGAT、DEME Offshore、Taqa和Eneco。

重新利用現(xiàn)有管道基礎設施降低成本。北海地區(qū)正在面臨能源轉型變局，油氣產(chǎn)量逐年下降的同時，大型海上風電場建設逐漸加速。根據(jù)目前北海油氣減產(chǎn)速度，未來十年北海地區(qū)將有一半的油氣設施資產(chǎn)面臨報廢和退役。因此PosHYdon項目的重要研究方向之一就是驗證雙贏組合的可行性：重復利用北海油氣平臺及管道基礎設施，并實現(xiàn)低成本氫氣輸送至岸上應用終端。目前根據(jù)管道設施供應商索拉透平（Solar Turbine）的評估，現(xiàn)有設施能夠實現(xiàn)10%的摻氫輸送。由于綠氫可以直接輸送至工廠用于加氫、脫硫和氨生產(chǎn)環(huán)節(jié)中，因此將有效幫助歐洲陸上大型工業(yè)部門脫碳。根據(jù)海王星公司的項目成本估算，項目初期約140~260萬歐元用于預研究（包括法律、安全、許可、運營、人力等），175~325萬歐元用于Q13a-A平臺改造；另外PEM電解水設備和海水脫鹽系統(tǒng)的費用月200~250萬歐元，電力供應及輸送設備成本約50~100萬歐元。

借助現(xiàn)有電氣化平臺和附近海上風電供電。PosHYdon選定Q13a-A海上平臺進行項目實施，主要原因是該平臺是荷蘭北海首個完全電氣化的海上油氣平臺。平臺上的能源全部來自海纜供電。目前項目并未明確綠氫制取過程中的電力是來自附近哪座海上風電場。位于該平臺最近的海上風電場是離岸距離24公里的Eneco luchterduinen（2015年投產(chǎn)，裝機容量129MW）。該海域附近還規(guī)劃有1.5GW的Hollandse Kust Zuid海上風電場，HKZ項目預計2023年投產(chǎn)，屆時將成為全球第一個沒有得到政府補貼支持的完全商業(yè)化海上風電場項目。

海上風電制氫使遠海風電場開發(fā)成為可能。綠氫系統(tǒng)增加了整個能源系統(tǒng)的靈活性和多樣性。對于海上風電場來說，海上制氫模型將不再需要建設很長的電力電纜設備和升壓站，也不受制于上網(wǎng)電價和陸地電網(wǎng)的消納情況。

全球海上風電正在向深遠海發(fā)展，這為電力輸送至陸上帶來了挑戰(zhàn)：通過特高壓交流輸電（HVAC）在離岸100公里以上時由于能量損失較高而不具備經(jīng)濟性；改用特高壓直流輸電（HVDC）可以減少電力損失，但會進一步增加海上電力輸送的成本。而利用海上風電直接將電力轉化成綠氫，再利用現(xiàn)有海上油氣基礎設施進行運輸，這一方案將有效降低海上風電項目的成本。海上風電制氫還有效解決了風電的波動性問題。

加速推動工業(yè)、建筑、交通等主要碳排放領域的電能替代是推動能源消費領域碳減排的根本舉措。其中，綠氫是連接可再生能源發(fā)電與部分難以電氣化用能領域的關鍵零碳紐帶。根據(jù)國際可再生能源署（IRENA）的估算，實現(xiàn)2050年將全球變暖限制在1.5℃，2050年綠氫在終端能源消費占比達到7%以上，將需要至少500GW的電解水制氫設備裝機，而目前全球裝機量僅為0.3吉瓦。

歐盟為實現(xiàn)2030年減排55%，提出了一攬子減排方案“Fit for 55”，其中除了明確到2030年工業(yè)部門的氫能應用中綠氫占比超過50%，還對航運用燃料電池和加氫站建設提出了更加雄心勃勃的發(fā)展目標。而要實現(xiàn)這些氫能戰(zhàn)略目標，到2024年歐盟將至少安裝6GW的可再生能源制氫電解設備，綠氫產(chǎn)量達到100萬噸/年；2025-2030年，氫能將成為歐盟綜合能源系統(tǒng)的固定組成部分，歐盟需至少安裝40GW的可再生能源制氫電解設備，綠氫產(chǎn)量達到1000萬噸/年。

根據(jù)DNV針對能源領域機構調(diào)研，接近1/3未參與氫能業(yè)務的機構表示，缺乏氫能基礎設施和相關領域技術專家是其不愿進入氫能產(chǎn)業(yè)的首要原因；而已經(jīng)進入氫能的企業(yè)則認為缺乏氫能基礎設施投資是與綠氫/藍氫制取成本高、缺乏必要的政策框架支持并列重要的風險因素?？梢娀A設施建設也是制約氫能發(fā)展的重要因素。

同時相較電源投資、電解水和加氫站設施，氫氣管網(wǎng)的建設投資占比較小。高盛根據(jù)歐盟2050年500GW電解水設備裝機的規(guī)模估算，氫能上下游產(chǎn)業(yè)鏈將需要2.2萬億歐元的投資。由于1GW電解水設備約需要配置2GW裝機容量的可再生電源，這意味著配套的電源增量投資將達到總投資的65%左右（1.4萬億歐元）。另外電解槽系統(tǒng)和氫燃料發(fā)電廠建設/現(xiàn)有天然氣電站改造投資分別約占比15%。通過升級改造利用現(xiàn)有天然氣運輸/存儲基礎設施完成氫能儲運基礎設施建設的投資占比僅為5%，約1000億歐元。

從成本上估算改造天然氣管道建設輸氫管道所需的成本僅為新建天然氣管道所需建設成本的10%~40%；而新建輸氫管網(wǎng)的建設成本是新建天然氣管網(wǎng)的1.1~1.5倍。技術上講，借助現(xiàn)有設備摻氫比例可達到8%~10%，目前多家機構和企業(yè)正在論證天然氣管道摻氫輸送的比例達到20%以上的可行性及改造方案。

綜上所述，氫能產(chǎn)業(yè)基礎設施方面的研究和投資在吸引企業(yè)進入和降低投資風險方面都擁有超高的“性價比”。改造即將退役的油氣基礎設施，整合海上綜合能源平臺，在儲運等方面實現(xiàn)降本，也是降低氫能系統(tǒng)總體成本值得研究的方向。荷蘭PostHYdon海上風電制氫項目啟動也將為全球海上風電制氫低成本帶來寶貴的經(jīng)驗，值得我們進一步跟蹤和學習。