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不同场景海上风电制氢及储运技术经济性分析

宋鹏飞 ,  张超 ,  侯建国 ,  肖立 ,  王修康 ,  扬帆 ,  王秀林

现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (6) : 252 -257.

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现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (6) : 252-257. DOI: 10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.06.043
工业技术

不同场景海上风电制氢及储运技术经济性分析

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Technical and economic analysis on offshore wind power-driven hydrogen production,storage and transportation technologies in different scenarios

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摘要

通过对适合海上风电的电解制氢技术和氢气储运技术的对比分析,以粤东某海上风电场为案例,研究了4种不同模式的经济性:海上风电高压交流输电上网、海上风电陆上集中制氢、海上集中制氢+海底氢气管道输送、海上集中制氢+LOHC-FPSO+船舶输送。研究结果表明,海上风电的度电成本对离岸距离极为敏感。当离岸距离小于150 km时,直接输电上网的模式最具竞争力;离岸距离超过180 km时,项目盈利困难,不适合开展制氢。在氢气基准售价为25元/kg的情况下,离岸距离小于80 km时,海上风电陆上集中制氢更具优势;离岸距离超过80 km时,海上集中制氢+海底氢气管道输送成本更低;离岸距离超过150 km时,海上集中制氢+海底氢气管道输送优于传统高压交流输电上网模式。然而,在基准氢气售价下,各制氢模式的经济性均较差。

Abstract

The water electrolysis hydrogen production,hydrogen storage and hydrogen transportation technologies suitable for offshore wind power are compared and analyzed,and the economic feasibility of four different scenarios is studied through taking an offshore wind farm in eastern Guangdong,China as a case.The scenarios include offshore wind power high-voltage AC transmission to the grid,onshore centralized hydrogen production by offshore wind power,offshore centralized hydrogen production with submarine hydrogen pipeline transportation,and offshore centralized hydrogen production with LOHC-FPSO and ship transportation.The study results indicate that the levelized cost of electricity (LCOE) for offshore wind power is highly sensitive to the distance from shore.Direct transmission to the grid is the most competitive option when the offshore distance is less than 150 km.If the distance from shore exceeds 180 km,project profitability becomes challenging,making hydrogen production less viable.At a benchmark hydrogen price of RMB25 per kg,onshore centralized hydrogen production driven by offshore wind power is more advantageous for the distance from shore less than 80 km;while offshore centralized hydrogen production combining with submarine pipeline transportation becomes more cost-effective for a distance from shore exceeding 80 km.As for a distance from shore over 150 km,offshore centralized hydrogen production combining with submarine pipeline transportation outperforms traditional high-voltage AC transmission to the grid.However,at a benchmark hydrogen price,the economic viability of all hydrogen production modes remains poor.

Graphical abstract

关键词

氢能 / 有机物储氢 / 氢管道 / 制氢 / 海上风电

Key words

hydrogen energy / organic hydrogen carriers / hydrogen pipeline / hydrogen production / offshore wind power

引用本文

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宋鹏飞,张超,侯建国,肖立,王修康,扬帆,王秀林. 不同场景海上风电制氢及储运技术经济性分析[J]. 现代化工, 2025, 45(6): 252-257 DOI:10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.06.043

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风能是一种清洁、可靠的可再生能源。海上风电具有资源丰富、发电利用效率高、不占用土地资源、适宜大规模开发等优点,在全球能源低碳化转型中扮演着重要角色[1]。截至2023年,我国风电装机容量约441.34 GW,占全国累计发电装机容量的15%,其中海上风电累计装机容量达36.5 GW[2]。随着浮式风机、单机风机大型化等技术的突破,以及近海风电资源的接近饱和,海上风电将呈现深远海化、基地化和规模化的发展趋势。
风能具有随机性、间歇性的特点,大规模海上风电的并网和消纳是巨大的挑战,传统集输、升压/换流、通过海底电缆输电的送出方式成本高,难以适用于深远海,需要探索把大规模海上风能生成的电能转化为易于海上储存、运输和下游利用的新方式。海上风电制氢及液态氢基化学品可能是解决方案之一,进一步延伸了价值链,下游能在交通、化工、发电、建筑和工业等领域多元化利用,助力深度脱碳[3-4]。

1 海上风电制氢系统的关键技术路线分析

海上风电制氢系统由海上风机组、电解槽和氢气储运等环节组成。海上风电制氢的经济性和竞争力是关键,需要甄选全链条关键环节的技术和经济性,寻找出适合于海上风电制氢场景的技术路线。

1.1 海上风电电解制氢技术

海上风电制氢场景下,尤其是在海上平台上原位制氢,对制氢的技术、设备性能、环境条件、经济性以及新技术的应用等有特殊要求。海上平台空间有限,对安全可靠性要求高,电解制氢设备需要尽量紧凑,具备抗盐雾腐蚀、抗风浪晃动,较高的自动化和智能化水平。海水中含有多种微量元素,直接使用海水电解会产生氯气等有害气体,影响制氢过程的安全性和效率。需要采用海水淡化或直接电解海水制氢技术,海水淡化技术较为成熟,电解海水技术尚处于试验示范阶段。另外,海上风电功率波动较大,需要选择能够负荷适用范围宽,更适应于不稳定电力、与风电机组的兼容性好的电解制氢技术。
电解水制氢技术主要包括碱性电解(AEL)、质子交换膜电解(PEM)、高温固态氧化物电解(SOEC)和阴离子交换膜电解(AEM)4种。按照技术成熟度排序为AEL>PEM>AEM>SOEC。2023年全球电解槽装机量2~3 GW,其中AEL和PEM分别约占60%和30%。
4种电解水制氢技术的对比见表1[5-10]。
PEM和AEM更适合于海上风电原位制氢场景,AEL更适合海上风电到岸后在陆上大规模制氢。近中期选择海水淡化制氢,远期直接电解海水富有前景[11]。

1.2 适合于海上风电制氢的氢气储运技术

氢气储运是影响海上风电制氢可行性和经济性的关键,决定因素是不同储运方式的体积能量密度[12-14]。陆上氢气的储运目前主要依靠高压,70 MPa的氢气密度仅40.0 kg/m3,体积能量密度仅有5 637.4 MJ/m3[15-16]。高压储氢的安全性、储氢密度和成本都无法满足大规模海上风电制氢场景,需要能够在较高体积能量密度下便捷储存和消纳的方式[17]。
适合于海上风电制氢场景的大规模、低成本储运方式主要包括:①基于已有海底天然气管道掺氢输送或建造海底氢气管道输送;②采用液体有机物(LOHC)储氢,通过海底原油管道或LOHC-FPSO实现大规模储运;③把氢气转化为甲醇、氨和油品等液态燃料。

2 不同海上风电制氢及储运模式下的经济性分析

2.1 案例假设

以粤东海域离岸70 km某300 MW海上风电场为研究对象,年均发电4 000 h,案例假设详见表2[18-23]。项目考虑2 a建设期,项目设计运行年限25 a,为简化计算,制氢设备寿命均选择12.5 a,即项目运营期中期更换一次制氢设备。
表2中各项目造价包含设备费和安装费。交流海底电缆的损耗按照0.28 MW/km[24]。海底输氢管道参考海底天然气管道和陆上氢气管道造价,按照830万元/km[25]。仅考虑到岸后氢气的成本,不考虑氢气增压、储存、配送等成本,不同制氢方式的成本和消耗见表3。
平准化制氢成本以此模型进行计算[26-27]:
L C O H = { [ C T - V R / ( 1 + i ) M ] + ∑ m = 1 M [ ( A m + P m ) / ( 1 + i ) m ) ] } / [ ∑ m = 1 M H m / ( 1 + i ) m ) ]
式中,LCOH为平准化制氢成本,元/kg;CT为初始投资(包括海上风电场、电解槽等投入),元;VR为固定资产残值,元;Am为第m年的运营成本,元;Pm为第m年的利息成本,元,不考虑融资成本,计算取值为0;M为项目运营时间,a,计算取值25 a;i为折现率,取值5%;Hm为第m年的制氢量,t。
H m = ( P h × M h ) / θ
式中,Ph为电解槽装机容量,MW,计算按照与海上风电装机容量一致,即300 MW;Mh为电解槽年平均利用小时数,h,计算按照与海上风电年平均发电小时数一致,即4000 h;θ为电解制氢电耗,kWh/kg,AEL制氢按照55 kWh/kg,PEM制氢按照48 kWh/kg。

2.2 几种海上风电制氢及储运模式

2.2.1 模式一:海上风电高压交流输电上网

海上风电场的输电方式有高压交流输电(HVAC)和高压直流输电(HVDC)2大类。本文中以HVAC输电作为对比模式进行分析。典型的HVAC系统(图1)中,集电系统把风机组群经过AC/DC变换器整流、DC/AC变换器逆变后汇集,经变压器升压至35 kV后通过中压海底电缆汇流至海上升压站,升压至220 kV后再通过高压海底电缆输送至陆上集控站并接入陆上交流电网。

2.2.2 模式二:海上风电陆上集中制氢

基于HVAC的海上风电陆上集中制氢系统见图2。集电系统把风电场的风机组群汇集,升压至35 kV后通过中压海底电缆汇流至海上升压站,升压至220 kV后通过高压海底电缆输送至陆上,经过换流站AC/DC变换后在陆地上集中制氢[28-29]。制氢技术推荐选择AEL制氢或AEL与PEM结合的制氢方式。

2.2.3 模式三:海上集中制氢+海底氢气管道输送

集电系统把风电场的风机组群汇集,升压至 35 kV后通过中压海底电缆汇流至海上制氢站,AC/DC变换后进行电解制氢,氢气经过海底输氢管道送至登陆终端,再输送至下游用户(图3)。制氢技术推荐选择PEM制氢。

2.2.4 模式四:海上集中制氢+LOHC-FPSO+船舶输送

模式四中,集电系统把风电场的风机组群汇集,升压至35 kV后通过中压海底电缆汇流至海上集中制氢站,AC/DC变换后进行电解制氢,氢气在LOHC-FPSO上通过化学反应加载到LOHC中,并在FPSO上储存,经运输船送至接收站,再经过化学反应释放氢气后输送至下游用户(图4)。制氢技术推荐选择PEM制氢。

2.3 经济性分析

2.3.1 不同离岸距离、不同模式的年均收益分析

考虑每种模式25 a项目全生命周期的投资和费用支出,不考虑项目内部收益率,基准电价和氢气售价分别为0.453元/kWh和25元/kg情况下,考察不同离岸距离下每种模式的年均收益(亿元),见图5。通过对4种模式的经济性分析,本文中考察了不同离岸距离对各模式年均收益的影响。研究结果表明,随着离岸距离的增加,模式一(直接输电上网)、模式二(陆上集中制氢)和模式三(海上集中制氢+海底氢气管道输送)的收益率显著下降,主要由于海底电缆的高投资和维护成本。相比之下,模式四(海上集中制氢+LOHC-FPSO+船舶输送)的收益对离岸距离的敏感性较低,下降趋势较为平缓。
当离岸距离小于150 km时,模式一的经济性最为优越,年均收益显著高于其他模式。然而,当离岸距离超过180 km时,模式一的度电成本显著上升,项目盈利性大幅下降,导致其不再具备经济可行性。对于制氢模式,离岸距离小于80 km时,模式二(陆上集中制氢)的经济性最佳;离岸距离超过80 km时,模式三(海上集中制氢+海底氢气管道输送)的成本优势逐渐显现;当离岸距离超过150 km时,模式三的经济性优于模式一。此外,模式四在离岸距离超过145 km时,年均收益优于模式二,表明其在深远海风电制氢场景中具有潜在的经济优势。未来有机物储氢能与已有的海上石油工业基础设施、工业废热等融合,成本有望大幅度降低。

2.3.2 不同离岸距离模式一的度电成本

不同离岸距离下模式一的度电成本见图6。模式一的度电成本对离岸距离极为敏感,主要由于海底电缆的高投资和维护成本。随着离岸距离的增加,度电成本呈非线性上升趋势。当离岸距离超过180 km时,度电成本显著增加,导致项目盈利性大幅下降。这一现象表明,深远海风电项目的经济性面临巨大挑战,尤其是在当前技术条件下,海底电缆的成本难以显著降低。未来,若采用浮式风电等成本更低的技术,或通过技术创新降低海底电缆的建设和维护成本,深远海风电项目的经济性有望得到改善。

2.3.3 不同离岸距离3种模式的氢气成本

图7中显示,在离岸距离120 km以内,模式二的氢气成本最低,主要得益于其较低的电解槽成本和较低的电力传输损耗。然而,随着离岸距离的增加,模式二的成本优势逐渐减弱。在离岸距离120~180 km区间内,模式三的氢气成本更具优势,主要由于海底氢气管道的输送成本相对较低。当离岸距离超过180 km时,模式四的氢气成本最低,表明其在深远海风电制氢场景中具有潜在的经济优势。
然而,在基准氢气售价为25元/kg的情况下,所有模式的氢气成本均较高,难以与灰氢竞争。海上风电制氢的经济性不仅依赖于技术进步和成本降低,还需要通过碳交易等机制体现“绿色溢价”,以提升市场竞争力。

2.3.4 不同基准氢气售价下模式三的年均收益分析

以离岸75、100、125、150 km的情况为典型,不同基准氢气售价下不同模式的年均收益见图8。离岸距离越近,氢气成本越低,年均收益越高。当氢气售价低于25元/kg时,项目盈利能力较差。考虑到广东地区灰氢的平均售价为23~25元/kg,海上风电制氢的绿氢需通过碳交易等机制体现“绿色溢价”,才能在与灰氢的竞争中占据优势。

3 结论

海上风电的上网和消纳是限制产业发展的瓶颈,制氢是解决这一难题的路径之一。经过对适合于海上风电的制氢技术、储运技术的分析,以粤东某海上风电场为例,设想了3种制氢模式,与传统高压交流输电上网进行对比,主要结论如下。
(1)海上风电的度电成本对离岸距离非常敏感,随着离岸距离的增大快速升高,项目收益快速下降。离岸距离小于150 km,直接输电上网的方式相比各制氢模式都更具竞争力,在电网允许情况下应优先选择上网。离岸距离超过约180 km时,海上风电度电成本已高达0.43元/kWh,项目盈利较为困难,更不适合开展制氢。
(2)制氢模式中,离岸距离小于80 km时,海上风电陆上集中制氢更具优势;当离岸距离超过约 80 km时,海上集中制氢+海底氢气管道输送成本更低;当离岸距离超过约150 km时,海上集中制氢+海底氢气管道输送将优于传统高压交流输电上网模式。
(3)海上集中制氢+LOHC-FPSO+船舶输送的方式的年度收益对离岸距离不敏感,更适合离岸距离超过150 km的深远海海上风电制氢场景,相比海底氢气管道输送和输电的成本都更低,未来如果利用已有的油品基础设施,成本有望大幅降低。
(4)离岸距离120 km内,海上风电陆上集中制氢的氢气成本最低,120~180 km区间内,海上集中制氢+海底氢气管道输送的氢气成本更具优势,超过180 km后,海上集中制氢+LOHC-FPSO+船舶输送的氢气成本更低。在基准氢气售价25元/kg的情况下,各制氢模式的经济性都较差,不考虑碳减排收益情况下,难以和灰氢竞争,对下游的利用和消纳的竞争力带来了巨大的挑战。需要进一步研究全技术链降低成本,并通过碳交易体现绿氢的绿色价值。

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