基于液态有机氢载体的伊兹米尔-汉堡海事走廊氢能供应链系统的技术经济评估

《Energy》：Techno-Economic Evaluation of a Liquid Organic Hydrogen Carrier-Based Hydrogen Supply Chain System for the ?zmir–Hamburg Maritime Corridor

　　

摘要

液态有机氢载体（LOHC）作为一种极具前景的选择，已在大規模氢储存和长途运输领域崭露头角，它能在常温常压条件下将氢化学结合到液态有机化合物中。然而，由于系统边界、规模假设和能源策略的不一致性，不同液态有机氢载体系统之间的直接技术经济比较仍然有限。本研究在统一且透明的框架下，对三种代表性LOHC系统（二苄甲苯、甲苯和N-乙基咔唑）进行了协调一致的技术经济评估。所提出的氢能供应链整合了基于可再生电力的质子交换膜水电解制氢、催化加氢、从伊兹米尔到汉堡的海运运输，以及在目的地的脱氢释氢。系统评估了多种电力供应情景，包括独立太阳能、独立风能、混合可再生能源配置以及基于购电协议的供电。基于详细的资本支出和运营支出组件计算了氢度电成本，并通过敏感性分析确定关键成本驱动因素。结果表明，混合可再生能源配置在所有液态有机氢载体系统中始终提供最低的氢度电成本值。在所评估的载体中，二苄甲苯成为最具成本效益的选择，凭借有利的热物理特性和平衡的工艺成本，实现了5.09美元/公斤-H?的最低氢度电成本。甲苯表现出竞争力，而N-乙基咔唑由于较高的加氢和脱氢成本，经济性吸引力较弱。此外，增加运输能力显著降低了氢的单位成本，凸显了规模经济对海运氢物流的强烈影响。本研究结果证明，在可再生能源整合和成熟载体系统的支持下，基于液态有机氢载体的氢运输在长距离供应链中技术上经济上是可行的，并为未来液态有机氢载体技术的比较评估提供了稳健且透明的基准。

引言

在全球范围内，各国正在做出巨大努力以应对气候变化、减少温室气体排放并实现可持续发展目标。然而，根据国际能源署（IEA）[1]的数据，全球一次能源消费中约81%仍来自化石燃料。化石燃料储量的枯竭，加上全球能源需求的持续增长和能源供应链日益增加的波动性，在能源安全方面造成了重大脆弱性。与此同时，化石燃料燃烧产生的温室气体排放持续加剧全球变暖和气候变化[2]。这种对化石燃料的持续依赖导致了严重的环境、经济和政治挑战，迫切需要在能源转型框架内开发无碳替代能源载体[3]。在此背景下，氢能在可持续能源系统中占据中心地位，因为它具有高质量能量密度（120 MJ/kg）[4]、使用点零碳排放，以及可从可再生和非再生来源灵活生产的特点[5]。因此，氢经济概念被认为是能源转型的战略组成部分；然而，其成功部署不仅取决于制氢技术的进步，还取决于安全、高效且成本效益的储存和运输解决方案的可用性[6]。因此，大规模氢储存面临着与储存大量氢气长达较长时间相关的具体技术挑战[7]，而储存效率、安全性和经济可行性的进一步改善是促进氢使用所必需的[8]。传统氢储存方法也存在重大技术限制。液氢储存需要在低温下进行能耗密集型的液化过程，而压缩氢储存依赖于具有特定材料、耐久性和安全要求的高压容器[9]。这些限制增加了研究氢储存技术以使储存和运输更安全、更实用的需求[10]。复杂氢化物提供高氢储存密度，但其实际应用受到热力学和动力学挑战的限制，需要进一步优化[11]。金属氢化物提供高体积氢储存密度；然而，其实际应用可能受到低质量储存密度、热力学和动力学限制以及氢吸收和解吸期间热管理要求的限制[12]。基于吸附的材料（如活性炭、金属有机框架等）面临体积储存能力和有效氢吸附所需的低温相关的挑战[13]。更广泛地说，实用的氢储存材料必须在温和的温度和压力条件下实现氢的吸收和释放，同时保持足够的循环性能[14]。因此，确定一种平衡体积能量密度、安全性、成本和系统兼容性的适当氢储存方法，仍然是新兴氢经济面临的最关键挑战之一。

氢储存技术在热物理特性和运行要求方面表现出显著差异。液氢提供约71公斤-H?/立方米的高体积氢密度和2.36千瓦时/升的体积能量密度，但需要在-253°C下进行低温储存。相比之下，压缩氢通常需要350-700巴的储存压力，提供约23-40公斤-H?/立方米的体积氢密度和0.69千瓦时/升的体积能量密度[15]。氨和甲醇等替代化学氢载体分别提供17.8 wt%和12.5 wt%的高质量氢储存容量，以及超过3.3千瓦时/升的高体积能量密度。然而，氨的毒性、甲醇的易燃性以及释氢所需的额外处理步骤仍然是重要挑战[16]。相比之下，如DBT、TOL和NEC等LOHC系统提供约5.7-6.2 wt%的氢储存容量，同时能够在常温常压条件下进行氢储存和运输， boil-off损失可忽略不计，并与现有液态燃料基础设施兼容。

在各种储存途径中，液态有机氢载体（LOHC）最近作为一种有前景的替代方案出现。LOHC储存通过涉及两个步骤的循环运行：通过催化加氢进行氢负载，随后通过脱氢进行氢释放，在储存过程中氢被化学结合到有机载体中[17]。这些系统采用缺氢和富氢有机化合物，可以进行重复的加氢-脱氢循环，并与现有液态燃料基础设施兼容[18]。这种可逆化学储存方法使氢能够储存在液态载体中，便于其处理和运输。LOHC可以在常温常压条件下储存，并使用传统储罐、管道和化学品油轮运输，允许广泛利用现有液态燃料基础设施[19]。其类似液态燃料的特性进一步简化了常温常压条件下的储存和运输[20]。因此，无需全新的分配网络即可实现大规模氢物流。这些特征使LOHC系统极具吸引力，特别是用于长距离氢运输和季节性储能应用。

在过去十年中，大量研究集中在几种LOHC系统上，二苄甲苯（DBT）、甲苯（TOL）和N-乙基咔唑（NEC）成为研究最密集的载体候选者。基于DBT的系统因其高热稳定性、低蒸气压和适用于大型固定式应用而受到显著关注，并在多个项目中进展到高级试点和示范阶段。同样，TOL系统受益于相对较高的质量氢储存容量和甲苯长期建立的工业处理经验。该系统已在试点规模和实地应用中用于氢运输和化学储能[21]。然而，高脱氢温度、催化剂耐久性和热供应要求相关的挑战仍然是关键技术障碍。基于NEC的LOHC提供高氢储存容量和有利的加氢动力学；然而，它们通常与较高的材料成本、对降解的敏感性和更严格的运行条件相关联[22]。

几项技术经济研究评估了基于LOHC的氢运输性能。Wulf和Zapp对使用液态有机氢载体（LOHC）和液氢（LH2）进行长距离氢运输进行了比较生命周期评估（LCA）和生命周期成本核算（LCC）[23]。结果表明，基于LOHC的运输在经济上有优势，而液氢运输在环境绩效方面表现更优。Niermann等人进行了早期的全面比较，涵盖洲际运输情景，显示DBT系统是在甲醇之后最具竞争力的LOHC选项，尽管由于脱氢导致更高的能源需求，交付能量成本约为140-155欧元/兆瓦时[24]。Byun等人报告，在基准条件下，DBT-18H-DBT实现最低的氢储存单位成本（约7.0美元/公斤-H?），而NEC系统需要更大的规模或优化的运行以保持竞争力[25]。Raab等人旨在对两种LOHC系统（TOL和DBT）进行透明、可比较的技术经济评估，使用液氢（LH2）进行澳大利亚-日本路线的大规模离岸氢运输[26]。作者在相同的系统边界下计算了每条路线的能源需求、氢损失、资本支出（CAPEX）、运营支出（OPEX）组件以及交付氢成本（欧元/公斤-H?）。结果显示，基于DBT的LOHC路线是最具成本竞争力的选项，而LH2尽管能效更高，但由于液化所需的高投资而处于劣势。

虽然以前的研究提供了在固定能源供应假设下LH2和LOHC途径进行大规模海外运输的透明技术经济比较，但它们大多忽略了可再生能源整合、区域特异性和系统灵活性的作用，从而限制了对新兴绿色氢能供应链下载体固有绩效的见解。最近，Tsogt等人证明，尽管萘基系统产生最低的储存成本，NEC表现出最高成本和最长盈亏平衡期，而DBT凭借优越的热集成能力（高达80%的公用工程减少）获得最佳的整体经济绩效[27]。该研究主要采用工厂级、工艺导向的视角，具有固定的氢供应成本和一般化的运行假设。然而，可再生能源电力的明确整合、区域特定的氢走廊、海运运输物流以及LCOH的详细CAPEX-OPEX分解仍然有限。Spatolisano等人[28]在比较技术经济框架下评估了液氢（LH2）和基于LOHC的运输选项（特别是DBT和TOL），用于大规模氢运输。作者计算了系统边界内的能源需求、氢损失和总交付成本（欧元/公斤-H?），这些边界包括氢转化为可运输形式、离岸运输、储存和氢再生。结果显示，基于DBT的LOHC途径是最具成本竞争力的选项，而LH2尽管能效更高，但由于其高昂的液化CAPEX仍在经济上处于劣势。该研究专注于在固定氢生产成本、化石或电网能源输入以及单一洲际海运情景下比较LOHC和LH2运输途径；然而，可再生能源电力整合、混合运行策略、区域特定氢走廊以及LCOH的详细CAPEX-OPEX分解仍然有限。

以前的研究在系统边界、规模假设、能源获取策略和成本分配方法上存在显著差异，限制了所报告结果之间的直接可比性。载体特异性评估通常在不同的生产规模和运行条件下进行，导致规模依赖的CAPEX和OPEX值，掩盖了DBT、TOL和NEC系统的固有技术经济绩效。因此，现有研究提供了对个别LOHC配置的有价值见解，但未能提供统一、透明的比较，在现实、一致的条件下，特别是对于基于可再生氢供应链和长距离海运运输应用。本分析明确整合了可再生能源电力供应、基于PEM的制氢、LOHC加氢、海运运输和下游脱氢，从而能够在相同的系统边界和规模假设下透明地比较载体特定的成本结构和能源需求。与以前通常假设固定氢生产成本或通用能源输入的研究不同，为氢出口和进口区域纳入了地点特定的可再生能源配置。然后确定可再生能源发电站和电解槽容量，以满足预定义的年度氢出口需求，从而实现对完整氢能供应链的需求驱动评估。采用现实的伊兹米尔-汉堡海运走廊，以捕捉区域特定的可再生能源可用性、运输距离和物流约束。此外，LCOH被系统地分解为其CAPEX和OPEX组件，从而更清楚地理解与每种LOHC途径相关的成本结构。这种方法能够在现实的基于可再生的运行条件下对LOHC途径进行更稳健的比较，并为评估成熟和新兴LOHC系统在长距离氢运输应用中的竞争力提供透明基准。

章节片段

基于液态有机氢载体的氢储存、运输和生产

液态有机氢载体代表了一种有前景的解决方案，用于大规模氢储存、长距离运输和生产，因为它们能够化学结合氢到液态有机化合物中。

液态有机氢载体（LOHC）概念特别适用于将可再生能源发电潜力高和/或本地电力需求低的地区与能源需求高但本地可再生能源潜力受限的地区连接起来[29]。在能源转型的背景下，LOHC制氢系统描述与案例研究：本研究在统一的技术经济框架下，评估了一条基于LOHC的大规模、长距离氢气运输供应链。系统边界从用于制氢的可再生电力输入延伸至目标地点纯化的压缩氢气交付，涵盖基于PEMWE的绿氢生产、LOHC加氢、海上运输、脱氢、热泵辅助热供给（用于脱氢）以及最终的氢气纯化、压缩和[截断]。技术经济分析：本技术经济分析旨在量化本研究提出的LOHC综合供应链中基于运输氢气的平准化制氢成本（LCOH）。该模型在Excel中创建，模型边界包括可再生能源电厂、PEMWE电解槽、加氢装置、海上运输、脱氢装置、热泵辅助热能供给以及进口终端的氢气纯化和加压。项目经济寿命假设为25年，但此[截断]。结果与讨论：本节对三种LOHC化合物（二苄基甲苯DBT、甲苯TOL和N-乙基咔唑NEC）在三种可再生能源配置（太阳能、风能和混合式）及三种电力供应方式（独立式和购电协议PPA）下的成本进行了详细分析。目的是确定与LOHC储氢集成的大规模绿氢供应链中最具成本效益的路径。首先，在六种电力供应情景（独立风电、独立太阳能、混合式、混合式PPA、风电PPA和[截断]）下获得的LCOH值。结论：本研究对三种不同的LOHC化合物（二苄基甲苯DBT、甲苯TOL和N-乙基咔唑NEC）在伊兹密尔-汉堡走廊沿线的可再生能源制氢综合供应链中进行了技术经济分析评估。方法学框架和具体系统边界利用了可再生电力供应、制氢、LOHC化合物储氢、海上运输以及氢气释放、纯化和[截断]的综合效果。CRediT作者贡献声明：Can Ozgur Colpan：审稿与编辑、监督、方法论。Engin Deniz Gulay：原创草稿撰写、可视化、方法论、调查、数据整理、概念构思。Kübra Al：原创草稿撰写、可视化、方法论、调查、数据整理、概念构思。Aysel Kantürk Figen：审稿与编辑、监督、方法论。生成式AI及AI辅助技术在手稿准备过程中的声明：在准备本工作过程中，作者使用了ChatGPT、Gemini和Grammarly以提高语言质量。利益冲突声明：? 作者声明以下可能被视为潜在利益冲突的财务利益/个人关系：Kubra Al报告获得了土耳其科学与技术研究委员会的资金支持。如有其他作者，他们声明没有已知的财务利益冲突或个人关系可能影响本文所报告的工作。致谢：Kübra Al感谢土耳其科学与技术研究委员会（TüB?TAK）通过2211-A BIDEB博士奖学金计划提供的支持。Engin Deniz Gulay | Kübra Al | Aysel Kantürk Figen | C. Ozgur Colpan，多库兹·埃夫莱特大学，工程学院，机械工程系，中央校区，伊兹密尔，土耳其。