海上制氢挑战低成本模式

PosHYdon是海王星能源公司于2019年发起的海上绿氢试点项目。根据项目设计，海上风电场为Q13a-A油气平台的海水淡化/脱盐设备以及电解水设备供电。电解水设备制造的氢气（NEL提供1.25MW电解水设备，每日产氢量约400公斤）与天然气混合后通过现有的天然气管道输送至陆地设施，氧气则直接排放入大气。项目预计2~3年内投产。

PosHYdon项目是全球首个海上制氢项目，其目标不仅是积累在海上环境制氢的经验，还将成为创新电力转气(P2G)和集成技术的测试中心。除了获得海上制氢安装和运行经验，项目还将测试油气分离及处理，多相流管道混合氢气等技术。

该项目总投资约1000万欧元，其中荷兰企业局（RVO）通过荷兰示范能源和气候创新计划（DEI+）授予360万欧元的资助，其余的预算由财团合作伙伴提供，包括Nel Hydrogen、InVesta、Hatenboer、IV-Offshore & Energy、Emerson Automation Solutions、Nexstep、TNO、Neptune、Gasunie、Noordgastransport、NOGAT、DEME Offshore、Taqa和Eneco。

重新利用现有管道基础设施降低成本。北海地区正在面临能源转型变局，油气产量逐年下降的同时，大型海上风电场建设逐渐加速。根据目前北海油气减产速度，未来十年北海地区将有一半的油气设施资产面临报废和退役。因此PosHYdon项目的重要研究方向之一就是验证双赢组合的可行性：重复利用北海油气平台及管道基础设施，并实现低成本氢气输送至岸上应用终端。目前根据管道设施供应商索拉透平（Solar Turbine）的评估，现有设施能够实现10%的掺氢输送。由于绿氢可以直接输送至工厂用于加氢、脱硫和氨生产环节中，因此将有效帮助欧洲陆上大型工业部门脱碳。根据海王星公司的项目成本估算，项目初期约140~260万欧元用于预研究（包括法律、安全、许可、运营、人力等），175~325万欧元用于Q13a-A平台改造；另外PEM电解水设备和海水脱盐系统的费用月200~250万欧元，电力供应及输送设备成本约50~100万欧元。

借助现有电气化平台和附近海上风电供电。PosHYdon选定Q13a-A海上平台进行项目实施，主要原因是该平台是荷兰北海首个完全电气化的海上油气平台。平台上的能源全部来自海缆供电。目前项目并未明确绿氢制取过程中的电力是来自附近哪座海上风电场。位于该平台最近的海上风电场是离岸距离24公里的Eneco luchterduinen（2015年投产，装机容量129MW）。该海域附近还规划有1.5GW的Hollandse Kust Zuid海上风电场，HKZ项目预计2023年投产，届时将成为全球第一个没有得到政府补贴支持的完全商业化海上风电场项目。

海上风电制氢使远海风电场开发成为可能。绿氢系统增加了整个能源系统的灵活性和多样性。对于海上风电场来说，海上制氢模型将不再需要建设很长的电力电缆设备和升压站，也不受制于上网电价和陆地电网的消纳情况。

全球海上风电正在向深远海发展，这为电力输送至陆上带来了挑战：通过特高压交流输电（HVAC）在离岸100公里以上时由于能量损失较高而不具备经济性；改用特高压直流输电（HVDC）可以减少电力损失，但会进一步增加海上电力输送的成本。而利用海上风电直接将电力转化成绿氢，再利用现有海上油气基础设施进行运输，这一方案将有效降低海上风电项目的成本。海上风电制氢还有效解决了风电的波动性问题。

加速推动工业、建筑、交通等主要碳排放领域的电能替代是推动能源消费领域碳减排的根本举措。其中，绿氢是连接可再生能源发电与部分难以电气化用能领域的关键零碳纽带。根据国际可再生能源署（IRENA）的估算，实现2050年将全球变暖限制在1.5℃，2050年绿氢在终端能源消费占比达到7%以上，将需要至少500GW的电解水制氢设备装机，而目前全球装机量仅为0.3吉瓦。

欧盟为实现2030年减排55%，提出了一揽子减排方案“Fit for 55”，其中除了明确到2030年工业部门的氢能应用中绿氢占比超过50%，还对航运用燃料电池和加氢站建设提出了更加雄心勃勃的发展目标。而要实现这些氢能战略目标，到2024年欧盟将至少安装6GW的可再生能源制氢电解设备，绿氢产量达到100万吨/年；2025-2030年，氢能将成为欧盟综合能源系统的固定组成部分，欧盟需至少安装40GW的可再生能源制氢电解设备，绿氢产量达到1000万吨/年。

根据DNV针对能源领域机构调研，接近1/3未参与氢能业务的机构表示，缺乏氢能基础设施和相关领域技术专家是其不愿进入氢能产业的首要原因；而已经进入氢能的企业则认为缺乏氢能基础设施投资是与绿氢/蓝氢制取成本高、缺乏必要的政策框架支持并列重要的风险因素。可见基础设施建设也是制约氢能发展的重要因素。

同时相较电源投资、电解水和加氢站设施，氢气管网的建设投资占比较小。高盛根据欧盟2050年500GW电解水设备装机的规模估算，氢能上下游产业链将需要2.2万亿欧元的投资。由于1GW电解水设备约需要配置2GW装机容量的可再生电源，这意味着配套的电源增量投资将达到总投资的65%左右（1.4万亿欧元）。另外电解槽系统和氢燃料发电厂建设/现有天然气电站改造投资分别约占比15%。通过升级改造利用现有天然气运输/存储基础设施完成氢能储运基础设施建设的投资占比仅为5%，约1000亿欧元。

从成本上估算改造天然气管道建设输氢管道所需的成本仅为新建天然气管道所需建设成本的10%~40%；而新建输氢管网的建设成本是新建天然气管网的1.1~1.5倍。技术上讲，借助现有设备掺氢比例可达到8%~10%，目前多家机构和企业正在论证天然气管道掺氢输送的比例达到20%以上的可行性及改造方案。

综上所述，氢能产业基础设施方面的研究和投资在吸引企业进入和降低投资风险方面都拥有超高的“性价比”。改造即将退役的油气基础设施，整合海上综合能源平台，在储运等方面实现降本，也是降低氢能系统总体成本值得研究的方向。荷兰PostHYdon海上风电制氢项目启动也将为全球海上风电制氢低成本带来宝贵的经验，值得我们进一步跟踪和学习。