【新能源】海上绿氢生产，“脖子”卡在哪儿？

首批海上制氢项目的支持者几乎没有盈利的希望。最大的问题是，有人能够盈利吗？

编译 | 大安

利用全球丰富的海水来制造“绿色”氢气已经崭露头角。但是，这种小众技术能否独立存在并成为具有竞争力的能源仍然是破朔迷离。

如今，只有大约1%的人造氢气被认为是绿色的，而且从没有在海上制造过氢气。

在海上，使用风力发电的电解槽，将脱盐海水中的氢分离出来，即可被视为绿色环保。这给油气公司提供了新思路，不仅可以降低碳足迹，还能利用价值数十亿美元的现有海上基础设施。他们的平台可以安装电解槽。他们的管道可将产品输送至陆地。他们甚至可以利用海上制氢为其海上设施供电。

海上油气公司在寻找市场方面也不存在问题。去年，普华永道在一份报告中表示，到2050年，绿氢出口额每年可达3000亿美元，并可在全球提供约40万个就业岗位。

然而，第一组海上试点项目仍处于规划状态。一旦启动，还需要几年时间来评估结果。这意味着我们可能要到十年后才能知晓海上制氢是否具有商业可行性。

最近在休斯顿举行的海上技术大会(OTC)上，由知名氢能专家组成的团队强调了必须克服的一些主要障碍。

01. 亏损的绿氢

Rene Peters解释说：“主要障碍仍然是成本。与生产灰氢和蓝氢相比，电解制氢的成本非常高昂。”

Peters是荷兰技术集团TNO的业务主管，该集团是试图实施海上制氢试点项目PosHYdon的十几个合作伙伴之一。预计到2023年初，将在Neptune能源油气公司的无人油气平台上启动该项目。

针对成本的讨论，Peters并不局限于海上，因为现在所有的绿氢都产自于陆地。就盈利能力的临界点而言，这些基准都是相关联的。

1. 绿氢的成本范围为6美元/公斤至12美元/公斤以上，具体取决于所用可再生能源的价格；

2. 灰氢，通过天然气水蒸气重整（SMR）生产，是碳密集型的现有产品，其价格稳定在1美元/公斤至2美元/公斤；

3. 蓝氢，即SMR与碳捕集封存相结合，成本为5美元/公斤至7美元/公斤。

PosHYdon项目可能是开创性的，但它无法与灰氢进行成本竞争。它只是一块垫脚石。

Neptune公司的平台距离荷兰海岸仅8英里，于2013年建成，日产量高达1.5万桶。长远目标是直接使用海上风能，但这对试点项目来说成本太高。然而，该平台全面使用岸电，这意味着它与海上风电场有间接连接。将利用风电场的数据来模拟现实场景中用于电解槽的可变电源。

核心部件是一台安装在集装箱内的1兆瓦电解槽，将其布置于平台上，能够吸收脱盐海水，并以每天400公斤的产量制造氢气。燃料电池汽车消耗一公斤氢气产生的能量与传统汽车消耗一加仑汽油产生的能量差不多。

Peters承认，该试验项目“相当昂贵”，尤其是考虑到该电解槽的尺寸较小，但预计价格却高达1000万欧元（约合1170万美元）。这些费用包括电源连接、向输气管道注入氢气的系统，以及所有未经测试的方法的设计与安全研究。

至少在现阶段，PosHydon还需要政府帮助。最初，人们希望在今年年底实现首次制氢。但这一计划不得不推迟，因为该项目需要找到更多的荷兰合作伙伴，以获得荷兰政府7月份提供的360万欧元补贴。

这突显出依赖公共资金的项目可能会造成延期。就此而言，PosHYdon可能会失去“全球首个绿氢工厂”的头衔。因为在法国沿海将实施另一个试点项目，目标是在2022年启动。现在，它号称拥有“世界第一”的头衔。

Q-13-A平台的渲染图展示了电解槽的拟定位置。1兆瓦容量的限制因素之一是平台的起重机。来源：Neptune能源公司

说了这么多，Peters指出：“PosHYdon绝对不是一个商业项目，它是一个学习项目，目的是测试可行性并获得海上经验。”

他希望该试点项目能够为其他项目扫清道路，实现规模经济。除其他事项外，还将需要输入功率至少100兆瓦甚至高达1000兆瓦的电解厂。想要了解关于PosHYdon试点项目的更多细节，请查看OTC 30698与JPT摘要。

02. 越大越便宜

为了降低成本，整个绿氢领域（不仅仅是海上）最需要的是更大的电解槽。

参考现如今的经验，电解槽的成本约为1000美元/千瓦或100万美元/兆瓦。一些氢燃料支持者预计，未来几年内，价格将降至300美元/千瓦左右，到十年后将降至100美元/千瓦。

即便如此，美国能源部（DOE）高级顾问Eric Miller也告诉OTC的与会者们，这也只是“实现氢气每公斤1美元的必要条件，但不是充分条件。”

许多人很看好聚合物电解质膜(PEM)电解技术，认为该技术可使绿氢的价格具有竞争力。虽然PEM电解技术不是最便宜的选择，但它最适合在可变负载下运行。如果想使用间歇性电源（如光或风）来驱动电解，这是非常重要的一环。

如今，多数大型商业PEM装置（称为堆栈）的输入功率限制为5兆瓦和10兆瓦。Miller表示，鉴于不到十年前，“大型”是指250千瓦左右，这还算不错。无论是当时还是现在，为了做大，氢气生产商只是采用模块化方法，将电解槽组合在一起。

Miller补充道：“暂时没问题，但是，当你达到100兆瓦或1000兆瓦的规模时，这将需要全新的技术。”

PEM电解槽的近期发展潜力是至少提高其输出密度。Miller说，这将创造出“更紧凑、占地面积更小的系统”，这“在海上、偏远设施中肯定具有优势”。

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03. 需要工厂模式

除了更强大和/或更高效的电解槽外，其制造方式还需要大量改进。

对工业气体供应商Air Liquide公司的氢能支持者David Edwards来说，这可能是最重要的一点。他说：“只有将电解槽系统的成本降低几个数量级，才能够成功实现大规模生产绿氢。”

这听起来令人生畏。但Edwards坚信这是完全可能的。他表示，电解槽制造商已经从“小作坊精品堆叠制造”改变为滚动式流水线生产技术。虽然这种转变还处于起步阶段，但他以太阳能电池板制造业的发展为例，说明事情可能会朝着这个方向发展。自2010年以来，公用事业规模的太阳能装置成本下降了82%，这在很大程度上要归功于制造技术的进步。

几年前，Air Liquide公司收购了一家名为Hydrogenics的公司的少数股权。随后，Air Liquide公司将其未来发展与实现上述目标联系在一起。该公司由发动机制造巨头康明斯公司控股，声称是首个将规模化电解槽推向市场的公司。

今年1月，Hydrogenics公司与Air Liquide公司安装了据说是全球最大的电解设备。这座20兆瓦设施（由四个5兆瓦装置组成）位于魁北克省贝坎库尔的陆上，实现了99%可再生能源供电。

自动化生产设施也已提上议程。国际可再生能源署在最近的一份报告中表示，机器人自动化代表着“逐步降低成本”，使生产线每年能够生产千兆瓦的电解槽。

挪威电解槽制造商Nel公司正在为PosHYdon试点项目提供电解槽。今年，该公司建成了第一条自动化生产线。Nel公司计划到2025年将绿氢成本降至1.50美元/千克，这次升级也是其位于挪威Herøya的工厂实现2千兆瓦年产能目标的一部分。

此外，电解槽制造商们希望通过标准化来降低各种组件的成本。这将影响到一些昂贵的组件，包括水净化系统、变压器、压缩机、气体处理器、冷却系统，所有这些组件至少占大多数电解槽成本的一半。

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04. 风电与管道结合

另一个成本组成部分是风力发电的成本，它与其他所有成本一样重要。

今年1月，Rystad能源公司利用这点给海上制氢概念泼了一盆冷水，它将目前的成本描述为“拦路虎”。该咨询公司表示，如果一半电力来自于1千兆瓦风电场，将导致绿氢的价格为5.10欧元/公斤（6美元/公斤）。

换句话说，海上生产可能有助于公司实现净零碳状态，但它似乎也对缺乏吸引力的经济产生了净零影响。Rystad公司承认，更具竞争力的风电场拍卖与更先进的电解槽技术可以改善该概念的前景。

尽管如此，对于风电场运营商而言，与氢气生产商联手可以实现共赢。Peters指出，北海风电场已经快用完了近岸土地，为了确保电网平衡，需要进一步移至海上。他说：“这确实对2030年以后海上风电的进一步增长构成了瓶颈。”

这些所谓的远洋风电场将面临更高的成本，因为它们到岸的输电电缆必须更长。不过，这可以通过将未来的装置与氢气生产相结合来缓解。

Peters在OTC上发言时指着一张地图，显示了北海广泛的管道网络，其终点位于荷兰、英国、德国与丹麦境内。

TNO和其他人提出的建议是，这些管道可被视为电力电缆。Peters说，每条最大的管线都能够以传输氢气的形式，容纳1万兆瓦至2万兆瓦的电力。

这也将降低陆上发电站的成本，因为这些发电站需要将来自风力发电场的直流电转换成交流电，这是电网运行的基础。

然而，氢会导致钢材的脆化，因此人们对管道的兼容性表示担忧。Peters却表示，一些最新的研究表明，在适当的条件下（例如压力、温度和管道冶金），大部分现有的基础设施将适用于运输氢气。

风电场旁拟建的海上制氢平台的效果图。来源：Tractebel Engies