理解绿色氢生产

绿色氢通过电解将水分解为氢和氧,完全由风、太阳能或潮汐动力等可再生能源提供动力。 与天然气(灰色氢)或碳捕获(蓝色氢)化石燃料产生的常规氢不同,绿色氢产生零直接碳排放。 这一过程依赖于电解液,通过水流将分子分离。 当可再生能源发电时,整个生命周期是清洁的,绿色氢成为全球脱碳战略的基石。

氢的能源密度是汽油的三倍,因为重量而使它成为重工业、航运、航空和长期能源储存的理想燃料。 然而,生产、储存和运输的实际挑战使得绿色氢比化石燃料更昂贵。 技术和规模经济的进步正在迅速缩小这一差距,而岸外生产正成为特别有希望的前沿。

近海绿色氢:现时风景

近海绿色氢生产仍处于初级阶段,但越来越多的试点项目和可行性研究正在证明其可行性。 目前,大多数近海氢概念都对接大型近海风力发电场,安装在平台或海底电缆连接的岸上设施上,电解装置被安装在海底电缆上。 涡轮产生的电力被用于分水,由此产生的氢气要么储存在岸上,要么通过管道输送到岸上。

一个显著的例子是德国氢旗舰计划的一部分H2Mare项目,该项目旨在直接利用风力涡轮开发近海氢生产技术。 同样,荷兰的北风项目正在探索与电解器相结合的浮动风力涡轮机。 这些早期项目面临资本成本高昂、与恶劣海洋环境有关的工程挑战以及需要可靠的能源储存来应对断断断续续的风。 尽管存在这些障碍,但远离陆地限制的大规模低成本氢生产的潜力正在推动大量投资。

主要技术挑战

在近海绿色氢能与常规燃料竞争之前,必须克服若干技术障碍:

  • 海上条件下的电解耐久性: 近海环境使电解器暴露在盐喷、湿度、温度波动和波风和风产生的机械应力之下,电解器——主要是聚合物电解膜(PEM)和碱类——需要广泛的保护和维护。
  • 可再生电源的中断:[风能和太阳能输出随天气和时辰而变化. 电解器在稳定负荷下运行效率最高,因此变电可以降低效率,增加磨损. 高级电源电子和混合存储系统需要.
  • 水净化用于电解: 将海水去盐化到电解器所需的超纯水中,增加了能量和成本. 直接海水电解避免海水淡化,是一个活跃的研究领域,但尚不具有商业可行性.
  • 氢的储存和运输: 氢的体积能量密度低. 近海储存作为压缩气体或液体需要重而昂贵的容器. 管道长途运输或液化形式的航运(在-253°C)增加了复杂性和能量损失.
  • 地铁一体化和监管障碍: 近海氢设施往往在现有能源监管框架之外运作。 许可、安全标准和与岸上氢网络的连接需要新的规则和跨法域的协调。

创新驱动未来

技术突破正在加速从试点项目向商业性的近海氢生产过渡,以下是最有希望的发展。

下一代电解器

常规电解液-碱和PEM-正在被能够处理可变电能和盐碱环境的更高效设计所取代。 亚离子交换电解液膜 碱性系统的成本低与PEM电池的效率高相结合,而且它们可以不使用贵金属催化剂。 氧化物电解液在高温下运行,实现80%以上的电效率,同时允许合成燃料蒸汽和二氧化碳的共电解。对于离岸使用,制造商正在开发模块化、集装箱化电解液,这些电解液更便于服务和规模化。[ 尼尔氢和ITM 动力等公司正在引导向稳离岸准备单位推进。

飘扬风- 热振一体化

浮动风力涡轮机和机载电解的结合也许是最具破坏性的创新。 涡轮机不是将电力直接输送到岸上,而是直接产生氢气,然后通过灵活的升力将氢气输送到海底管道或储油船。这就不需要昂贵的近海分站和长海底电缆。浮油平台也用更强、更一致的风向打开更深的水域。法国的[ POSEIDON项目和联合王国的[ Dolphyn概念正在率先采用这种方法,其中EDF和Technip Energies合作进行综合设计。

直接海水电解

最有希望的研究领域之一是未经事先海水淡化而直接将海水电化学分离,传统的电解在阳极受到氯化物腐蚀和不想要的氯演化,新的催化剂,如镍铁层双氢氧化物和双金属磷化物,有选择地促进氧气在氯生产过程中的演化,斯坦福大学和其他机构的研究人员 已经证明实验室规模的直流海水电池具有高的效率和稳定性,如果商业化,这一技术可以大幅降低离岸系统成本并简化部署。

先进能源储存和运输

氢储存和运输正在被重新用于近海。 化学氢载体[,如氨、甲醇或液态有机氢载体(LOHCs)将氢分子捆绑起来,以便更安全、更密集的运输。这些分子可以使用捕获的二氧化碳或氮气合成近海,然后运往岸上进行再转化。 盐洞和海岸线附近的耗竭气田的地下氢储存[[是大规模季节性储存的另一种选择。同时,[氢管正在从天然气网络中改造;欧洲氢后波内倡议计划将近海氢生产与整个大陆的工业需求中心连接起来。

政策和投资框架

韩国政府的支持对降低成本和降低成本至关重要。 欧盟的REPowerEU计划的目标是到2030年国内再生氢生产1000万吨,其中很大一部分来自近海。 德国、荷兰、丹麦和联合王国都为氢基础设施,包括专门的近海区,分配了数十亿的补贴。 在亚洲,日本的基本氢战略[和韩国的Hydroken[计划]促进国际供应链,这些供应链可以从澳大利亚、智利和中东源源源出近海氢。

投资也来自私营部门。[ 氢理事会估计到2030年,累计氢投资可达到5,000亿美元,用于离岸生产的份额将不断增加。主要的石油和天然气公司——壳牌、BP、总能源公司正在重新利用离岸工程专门知识开发氢平台。 国际能源机构[IEA]指出,离岸氢要达到与灰色氢的成本均等,碳定价和生产补贴必须增加,而电解成本则低于400美元/千瓦。

区域发展和项目

近海绿色氢并不是一刀切的解决办法;不同区域正在根据资源供应和政策环境采取不同的战略。

北欧

北海是近海氢活动的中心。 H2海项目旨在2030年前建造5 GW电解平台,由相邻的风力农场提供。 丹麦能源岛[概念结合了近海风力,氢能生产,动力对x。 北海风力枢纽财团,包括TenneT,Energinet等,计划用同样供电的海绵网连接多个国家。

亚太

澳大利亚正在利用其巨大的风力和太阳能资源在沿海地区生产氢气,项目包括[HyEnergy和Pilbara Green Hydrgen Hub[]. 日本和韩国是进口伙伴,而中国则在波海和南中国海启动了大规模的近海氢气项目,经常与近海风力装置相连.

北美

美国能源部的Hydrogen Hubs[计划(H2Hubs)包括墨西哥湾和大西洋的离岸重点投标。 加拿大正在探索新斯科舍近海风下的氢生产。 在拉丁美洲,巴西和智利正在利用浮动风平台研究离岸氢出口。

结论

海外绿色氢生产正在从概念向现实过渡,其动力是快速的技术创新、雄心勃勃的政策目标以及不断增长的投资。 尽管成本和工程挑战依然存在,但下一代电解器、浮动风力一体化、海水直接分流和先进运输方法的趋同正在稳步降低壁垒。 下一个十年将出现商业规模的近海氢厂,为工业、航运和发电提供清洁能源。

为了充分实现这一愿景,各国政府、工业界和研究机构之间持续的合作至关重要。 近海氢能可以在全球推动净零排放的过程中,特别是在难以电气化的部门,补充其他可再生技术。 随着基础设施的成熟,近海绿色氢能将成为清洁能源经济的基石,将世界海洋转化为广阔的可再生燃料来源。