《Energy》：Economic Analysis of Hydrogen Storage and Transportation Technology for Offshore Hydrogen Production Platform
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氢能储运技术经济性评估及敏感性分析，针对300MW海上风电制氢平台，建立平准化储运成本模型（LCOT），对比气氢、液氢、固态氢运输及现有管道掺混运输四种方式，分析不同距离（50-150km）和电价波动的影响，发现气氢运输成本最低（2.50-3.83元/kg），电价敏感性最高达91.58%。评估框架为海上风电制氢项目提供决策依据。
Ziming Hu|Jingfa Li|Chaoyang Fan|Jiale Xiao|Huijie Huang|Bo Yu|Baocheng Shi
长江大学石油工程学院，中国武汉，430100
摘要
利用海上风力发电生产氢气是解决风力发电并网问题并促进氢能产业发展的有效途径。然而，当前的海上氢储存和运输技术尚不成熟，且缺乏全面的经济性分析。本研究建立了一个氢储存和运输的平准化成本模型，评估了四种海上氢储存和运输方法：气体氢运输、液态氢运输、固态氢运输以及现有的管道氢混合运输，同时考虑了固定投资和运营成本，以进行综合的经济可行性分析。以一个300兆瓦的海上风力发电氢生产平台为案例研究，对这四种储存和运输技术在不同海上距离（50公里、100公里和150公里）下的经济性进行了全面分析。此外，还对影响成本的因素进行了敏感性分析。结果表明，气体氢运输是最经济的方法，其储存和运输的平准化成本为2.50-3.83元人民币/千克。随着海上距离的增加，气体氢运输的平准化成本显著上升了53.2%，而现有管道运输的成本仅上升了5.1%。电力消耗是所有方法中的一个重要成本因素，其敏感性比率分别为32.47%、54.14%、79.26%和91.58%。敏感性分析进一步显示，电价波动对不同方法的影响程度不同。电价下降20%时，现有管道氢混合运输的成本可降低18.2%，而气体氢运输的成本仅降低6.1%。该评估框架为选择海上风力发电氢生产系统中的最佳储存和运输方法提供了可靠的定量依据。
引言
随着全球对减少温室气体排放和实现碳中和目标的日益重视[1]，氢能作为一种清洁能源的发展和利用受到了国际社会的广泛关注[2]。氢的生产技术主要包括炼油厂的副产品、化石燃料和电解法。根据国际能源署（IEA）[3]的数据，目前全球每年的氢产量约为1.33 × 108吨（图1）。与其他氢生产技术相比，目前通过电解水生产氢的比例约为18%，预计到2030年这一比例将增加到38%。来自风能等可再生能源的电力可以脱碳，用其进行电解生产氢具有非常低的碳足迹[4]。
氢的储存和运输是连接氢产业链上游生产和下游消费的关键环节[5]、[6]。随着全球能源系统向深度脱碳转型，大规模的海上风电场（OWFs）生产绿色氢已成为战略重点。人们普遍认为，随着海上距离的增加和发电规模的扩大，将电力转化为氢进行运输比长距离海底电缆传输具有更高的能源效率和经济优势[7]、[8]。在主要经济体中，对绿色氢的需求不断增长，推动了海上生产的深入研究。例如，中国沿海地区将大规模OWFs整合到电网中的挑战加速了“风-电解-电池”等综合系统的发展[9]、[10]。同时，关于国际氢贸易路线的研究，包括RCEP成员国之间的贸易路线[11]以及中国向日本的潜在供应[18]，都证实了基于海上风能的氢在全球氢经济中的核心作用[12]。这些趋势共同凸显了对海上氢储存和运输进行技术经济分析的迫切需求。
现有的海上氢运输技术经济评估主要集中在超大规模、高资本支出（CAPEX）的解决方案上，即大宗运输和专用管道。这与本研究中考虑的中等规模（300兆瓦）示范项目存在显著的不匹配。大多数现有研究比较了海底管道、压缩氢运输、液化氢运输和氨等高密度载体[17]。Genovese等人[21]和Franco等人[16]的研究证实，在短距离和高流量的情况下，专用管道运输是最具成本效益的选择。然而，这一优势严重依赖于实现GW级别的吞吐量以摊销高昂的初始投资[19]、[20]。这种主流观点忽视了中等规模（<500兆瓦）项目的核心需求，这些项目更重视较低的前期投资和运营灵活性。对于在短至中等距离（50-150公里）范围内运行的早期示范项目，大规模基础设施往往在经济上不可行[22]。
尽管从理论上讲，管道运输是短距离运输的最具成本效益的选择，但现有关于现有管道氢混合（EPH）的研究在其经济评估中经常采用不完整的成本边界。大多数与EPH相关的研究[21]、[23]仅关注管道改造、混合比例和传输能耗，而忽略了接收终端的氢分离和纯化步骤，从而在平准化储存和运输成本（LCOT）模型中遗漏了这一关键环节。由于忽视了终端分离和纯化技术所带来的额外资本支出和能量损失，EPH路线的成本被系统性地低估了。这种简化阻碍了对EPH与其他旨在供应高纯度氢的运输方式在氢质量和成本结构方面的科学公正比较。
为了明确关键参考文献在支持背景、批判主流解决方案和识别研究空白方面的作用，表1系统地总结了引用的文献，并将其与本研究的贡献进行了对照。
基于对上述文献的批判性回顾，本研究旨在通过开发一个全面的氢储存和运输平准化成本（LCOT）模型，填补当前海上氢储存和运输技术经济分析的空白。与以往关注大宗运输或新纯氢管道的研究不同，本研究：
(1)聚焦于300兆瓦的中等规模场景，评估集装箱化模块化运输（气体、液体和固态）作为大宗运输的替代方案的可行性。
(2)通过明确纳入终端氢分离的高资本支出和能源成本，对现有的管道氢混合（EPH）路线进行严格评估，确保提供高纯度氢的比较基准。
(3)进行敏感性分析，以确定基于距离和电价，在模块化运输和管道氢混合之间选择的无差异区域。
该评估框架旨在为选择中等规模海上风电制氢项目的最佳储存和运输方法提供可靠的定量依据。
部分摘录
氢储存和运输技术
海上风力发电通过集电装置接入平台。氢通过水电解产生，然后经过压缩或液化等处理进行储存，最后通过船舶或管道运输到陆地[24]（图2）。海上平台上的氢储存和运输技术主要分为高压气体氢运输、低温液态氢运输和固态氢运输
经济计算边界
基于上一节对海上氢生产平台氢储存和运输技术的分析，本研究选择了四种方法进行详细分析：气体氢运输（GHS）、液态氢运输（LHS）、固态氢运输（SHS）以及现有的管道氢混合运输（EPH）。为了客观评估这些方法的经济可行性，从海上氢生产开始的储存和运输过程
经济分析
运输船舶采用集装箱船。2019年，单位集装箱船（二十英尺当量单位，TEU）的成本为6700美元/TEU，约合46000元人民币/TEU[35]。每年的氢产量为1.047 × 107千克，每天产出28.7吨氢，每天运输一次。
系统元素的经济参数汇总在表4中，基于文献中报告的值。
结论与展望
本研究通过构建一个储存和运输的平准化成本模型，研究了从海上风电制氢平台撤离氢的经济性。主要结论如下：
(1)四种储存和运输技术在经济效益和距离敏感性方面存在显著差异。在假设的300兆瓦平台规模和基准参数下，从低到高的平准化成本依次为：气体运输、现有管道混合、液态
CRediT作者贡献声明
Jingfa Li：撰写——审阅与编辑，概念构思。Ziming Hu：撰写——初稿，验证，方法论，调查，概念构思。Baocheng Shi：监督，数据管理。Jiale Xiao：软件，调查。Chaoyang Fan：调查，形式分析。Bo Yu：资源，资金获取。Huijie Huang：形式分析，数据管理
竞争利益声明
? 作者声明没有已知的竞争性财务利益或个人关系可能影响本文所述的工作。
致谢
本研究得到了国家自然科学基金（编号：52372311）、福建省“公开招标选拔最佳候选人”项目（编号：2023H0054）以及国家市场监督管理总局的科技计划项目（编号：2023MK123）的支持。
