氢能及燃料电池行业：低温液化，海上风电制氢外送的潜在选择

漂浮式风电将成为深远海风电开发的重要方向，海上风电制氢成为发展趋势。 随着近海风电资源利用趋于饱和，全球风电开发的脚步正迈向资源丰富的深远海，未来几年漂浮式风电市场规模将持续提升。漂浮式风电产业高增下，贡献大量可再生能源电力，海风制氢将有效解决大规模海上风电并网和消纳难问题，全球各国积极布局漂浮式海风制氢。 海上制氢，储运成为关键，低温液化外送具有比较优势。海上平台空间非常有限，对于合成氨路线，需要在平台配置制氮设备，和合成氨相关工艺设备，对平台空间要求较高。LOHC技术若要实现大规模生产，则需要在平台储存大量储氢有机材料以保障持续生产。而且，由于海运周期长，需要有持续稳定的储氢有机材料供应才能满足项目长期稳定生产的需要。相比之下，氢的低温液化，其所需的水、电、气等公用设施均可与电解制氢环节共用，可显著降低海上平台的投资，和系统复杂度。 国内国产化氢液化产业链已初步形成，液氢产业或将进入高速发展期。北京中科富海和航天六院101所已实现氢液化技术的国产化突破，张家港中集圣达因低温装备有限公司也具备液氢贮罐的研发制造能力。液氢船舶运输已有示范验证，随着海上风电制氢的发展，液氢产业或将进入高速发展期。 风险提示：海上氢液化技术革新不及预期，海上制氢项目发展情况不及预期，液化成本下降不及预期，商业模式形成不达预期。 1.海上风电向深远海发展，制氢成为重要利用方式 1.1漂浮式海上风电是深远海趋势下的必然方向 全球海上风电市场步入成熟阶段，潮间带、近海风电资源利用开发趋近饱和，80%海洋资源在60米水深以上海域，风电场开发走向深远海成为必然趋势。我国海上风电潜在可供开发的资源接近3000GW，其中50米水深以内的固定式海风资源1400GW，漂浮式海风资源1582GW。中国提出到2025年海上风电累计装机100GW、到2030年累计装机200GW、到2050年累计装机达成1000GW的目标，若成功实现，将完成在全球海上风能联盟确立的2050年海风装机目标的50%。从长远来看，考虑到水深限制、消纳能力和海洋资源巨大潜力，漂浮式风电技术将成为当今全球深远海风电开发的重要方向。 图表1：我国50米水深以内海风潜在可供开发空间（GW） 2022年，全球新增约66MW漂浮式风电项目并网运行，包括挪威60MW项目和中国海装“扶摇号”6.2MW机型样机。目前挪威累计漂浮式装机171MW，贡献全球91%装机量。迄今为止，全球总计并网运行漂浮式风电项目共约200MW。 欧洲等地区海风开发率先布局深远海，漂浮式项目成功并网发电的经验丰富。我国漂浮式技术起步较晚，海上风电基础和输电形式面临较大挑战，但这也是实现远海风电规模化开发和平价上网的必经之路。漂浮式风电的成本更高，其经济性面临较大挑战，且在港口设施和供应链方面仍存在瓶颈。GWEC预计，到2030年全球漂浮式风电市场将达10.9GW，相比于2022年的预测有所下降，预计2030年后漂浮式风电发展速度将加快。 图表2：全球漂浮式风电累计装机容量（MW） 1.2沿海风资源丰富地区出台深远海规划 欧洲海上风电处于全球领先水平的重要原因是其深远海资源丰富，且无台风困扰。中国沿海地区深远海资源开发潜力巨大，但易受到台风影响，尤其是南部风速较高区域。台湾海峡是中国近海风能资源最丰富的地区，风能资源等级在6级以上；广东、广西、海南近海海域的风能资源等级在4-6级之间；往北风能资源呈现逐渐减小再加强趋势。福建省年等效满负荷小时数可达3000小时以上，风速达到8.65米/秒，海上风电资源在全国范围内具备优势，适宜安装单机大容量抗台风型机组。 规划方面，我国多地正在积极布局深远海海上风电示范项目，沿海各省出台一系列促进深远海海上风电发展的政策方案。山东、江苏和广东地区的风资源及发电情况较好，政策扶持下海风产业前景光明，漂浮式风电市场有望受益。 图表3：我国主要沿海地区风资源及发电情况 图表4：中国近海5-20米水深的海域内、100米高度年平均风功率密度分布 图表5：沿海各省出台有关发展深远海的政策规划 1.3漂浮式海上风电制氢 随着海上风电向大型化、深远海和漂浮式发展，以较低成本输送和消纳电力是下一步需要解决的问题。氢能是一种燃烧热值高、转化效率高、资源丰富和清洁环保的能源，海上风电制氢是解决海上风电大规模并网和消纳难问题的有效途径。海风制氢可以有效转化剩余可再生能源电力，并且利用较低的度电成本提高电解制氢的收益。 海上电解水制氢分为海上集中式电解水制氢、海上分布式电解水制氢。集中式电解水制氢是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，经由输气管道等方式集中传输至岸上，可以借助已有的海上油气平台或通道降低项目投资成本；分布式电解水制氢则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，再统一进行运输。海上风电制氢不再需要建设海底电缆，从而降低了送出成本。 由总部位于伦敦的环境咨询管理公司ERM（Environmental Resources Management）牵头的Dolphyn项目立志打造为全球领先的海上漂浮式设施生产绿氢项目。该项目将在2024-2026年前实现10MW的海上风电机组就地制氢商业化示范。2027-2028年，第一个商用多机组（100-300MW）风力发电-制氢项目上线，随后，该公司将实施更大的目标——到2034年，建成GW级的风电场，为150万户家庭供电。ERM还计划到2065年，部署形成一个大规模风力发电-制氢网络，以取代英国50%的天然气供应。 图表6：Dolphyn海上风电制氢项目一期图景 2023年6月27日全球绿色和可再生制氢先驱之一Lhyfe（泛欧交易所代码：LHYFE）宣布，其全球首个海上制氢示范项目Sealhyfe在大西洋生产了第一批绿色氢气。Sealhyfe项目的海上平台面积不到200平方米，每天能够生产多达400公斤氢气。Lhyfe与其合作伙伴在短短16个月内完成了项目的方案设计、设备采购制造和集成，包括Plug提供的1MW制氢电解槽。平台于今年五月19日被拖到距离法国Le Croisic海岸20公里的SEM-REV海上测试场，进行连接及测试，并于6月生产出第一批氢气。 图表7：Sealhyfe海上漂浮制氢示范项目 图表8：Sealhyfe海上漂浮制氢平台 2.低温液化将是实现海上风电制氢外送极具潜力的途径 为了建立绿氢供应链并获得偏远地区的低成本制氢的潜力，迫切需要可行的大规模绿氢运输解决方案。当前技术水平下，有四种主流大规模氢气运输技术：1）输送气态氢气的管道；2）以氨形式运输的氢气；3）低温液化（LH）；4）以及将氢储存在液态有机载体中（LOHC）。而后三种非管道技术常被称为氢载体。毫无疑问，管道是输送大量氢气的低成本选择，它们将在未来绿氢供应中发挥重要作用。然而，即使有专用的氢气管道，由于其路线固定，而大规模氢气需求（例如化肥生产商、炼油厂、其他化工厂等）在不同地区的高度分散，管道难以满足绝大部分需求。更重要的是，当前全球跨国贸易大部分基于海路运输，很多场景不具备建设管道的条件。此外，在海上风电制氢场景中，输氢管道需要铺设在海底，其建设成本较陆上埋地管道还提高接近一倍。氢载体的灵活性和对长距离运输的适应性，使其更适合氢的跨国贸易。 图表9：三种适合跨海运输的氢储运技术 咨询机构RolandBerger构建一个运输距离12000公里、每天氢运输能力100吨的测算模型，比较了三种运输方式的各环节成本。该模型假设所有承运人的氢气生产成本均为2.0欧元/公斤。在运输环节，氨和LOHC在氢气运输方面具有非常相似的总船运成本。 两者都在每公斤氢气2.2至2.3欧元的范围内，是成本最低的选择。就氨而言，再转化（将其裂解得到氢气）占其总成本的三分之一以上。这表明，相较于用作为氢的运输载体，清洁氨对那些当前还使用天然气合成氨作为化学原料的行业可能更有吸引力。对于有机液体储氢，其储存和运输氢气所需的大量有机储氢材料增加了其资本支出。而当前通过液氢运输会更贵一些，其总船运成本为2.8欧元/公斤。主要的促成因素是由于船上和现场的储存时间长、液化所需的大量能源以及与其他运营商相比相对资本密集型的大型液化工厂和其他基础设施而导致的汽化。氢气运输的总船运成本加上生产成本，就构成了氢气总的到岸成本。该模型预测到2025年，在欧洲进行大规模氢跨海贸易的到岸成本可以达到4.2至4.8欧元/公斤。从成本角度看，低温液化路线稍逊于氨和LOHC。 图表10：RolandBerger测算的三种储氢技术运输成本 从技术角度来看，则是低温液化更适合海上风电制氢场景。 三种储运方式，在海上制氢后都需要配置转化设备，其相关设备均要放置在海上平台上。 就现有技术来看，海上油气平台发展最为成熟，可在其基础上定制优化。其中最适合海上风电制氢场景的，是自升式平台。其优点主要是结构简单、所需钢材少、造价低、定位能力强、作业稳定性好、能适应大陆架各种不同的海况和不同的海底地质条件。其缺点是桩腿长度有限,使它的工作水深受到限制，大部分自升式平台的工作水深在120 m以内。而 120m 已能够满足绝大部分海上风电制氢场景的需求。 图表11：自升式海上平台 然而海上平台空间非常有限，对于合成氨路线，需要在平台配置制氮设备，和合成氨相关工艺设备，对平台空间要求较高。此外，当前合成氨工艺均基于煤或天然气制氢路线，大规模可再生能源电解水制氢合成氨的设计与运行依然存在诸多挑战，需要在合成氨工艺柔性优化与调控、大规模电解水制氢平稳运行、制氢负荷参与电网调控和全系统技术经济性等方面展开研究。事实上，对于绿氨工艺而言，还需要结合合成氨节能降耗、技术经济的角度对反应器内部的空速流场和催化剂性能进行综合分析，优化反应器结构及催化剂相关的工艺参数。 图表12：天然气合成氨与绿氨的工艺及温度变化范围对比 而LOHC技术若要实现大规模生产，则需要在平台储存大量储氢有机材料以保障持续生产。而且，由于海运周期长，需要有持续稳定的储氢有机材料供应才能满足项目长期稳定生产的需要。 相比之下，氢的低温液化，其所需的水、电、气等公用设施均可与电解制氢环节共用，可显著降低海上平台的投资，和系统复杂度。 3.氢液化技术现状 由于氢气是一种永久气体，为了液化氢气，应将其冷却至临界温度（-240°C），然后将其储存在低于沸点（-253°C，1atm）的真空绝缘容器中。通过低温冷却，氢气的体积减少至标准状态的1/848，从而显着提高了储氢效率。氢液化被认为是一项成熟的技术，尽管人们仍在进行一些改进，特别是进一步降低能源消耗。目前全球液氢产量约为355吨/天 ，最大的液化厂产量高达34吨/天。根据装置规模 ，其氢液化单位能耗从10~20kWh/kgH不等，液化规模越大，能耗相对更低。 3.1氢液化的几种技术路径 1898年，詹姆斯·杜瓦(James Dewar)爵士在苏格兰使用容量为0.24L/h的小型液化装置首次液化氢气，几年后，在实验室规模的液化系统中测试了预冷的汉普森-林德循环。杜瓦瓶最初将气态氢加压至18MPa，然后使用二氧化碳和液态空气预冷至-250°C。该液化系统与目前空气液化所采用的汉普森-林德循环相似。1900年左右其他几种氢液化工艺被研发了出来，包括克劳德液化工艺、预冷克劳德液化工艺和氦制冷氢液化工艺。1957年，为了满足化学和航空航天工业的需求，更大规模的氢气液化装置被研发出来，该装置采用带预冷的克劳德工艺。在该系统中，氢气最初使用液氮预冷却至约-193°C的温度，然后使用氢气循环制冷直至形成液氢。 图表13：几种氢的液化工艺 预冷型Linde-Hampson系统（图表7a）结构简单、运转可靠，一般应用于中、小型氢液化装置。Claude系统（图表7b）则不主要依靠J-T节流温降，而是通过气流对膨胀机做功而实现转移。如果Claude循环有液氮预冷（一般在HE1