研究发现：运输距离对绿氢及其衍生物的进口成本影响很小

新研究称，廉价可再生能源比运输成本重要得多；优化项目设计还可将到岸成本降低四分之一以上

一项新的科学研究显示，绿氢及其衍生物运输1万公里以内的成本，相比生产成本要小得多。这意味着，能否获得廉价的可再生能源，才是决定它们竞争力的关键因素。

德国慕尼黑工业大学的研究人员建立了模型，测算了五种氢基能源载体的成本。这些载体在四个风光资源优越的国家生产，分别是阿根廷、澳大利亚、阿尔及利亚和纳米比亚。随后通过海运，运往1000公里、5000公里和1万公里外的非特定目的地。

研究发现，在把这些燃料送到进口国港口的总成本中，可再生电力至少占41%。而海运本身通常只占几个百分点。运输距离最长时，液氢的海运成本占比最高，约为10%。

图：研究中运输距离对delivered H2的平准化制氢成本（LCOH）和碳强度（CI）的影响。图片来源：Fuel

这意味着，风光资源特别好的国家，即使客户远在数千公里之外，仍有可能成为有竞争力的绿氢及衍生物出口国。

这项同行评审研究发表在《国际氢能杂志》（International Journal of Hydrogen Energy）上，考察了五种能源载体：液氢、绿氨、绿色甲醇、费托合成燃料（如电制航空煤油和电制柴油），以及合成液化天然气（e-LNG）。

图：研究中不同氢载体在不同运输距离下的成本差异。图片来源：《国际氢能杂志》

研究人员采用2030年的技术成本预测，开发了一个计算机模型，对整个生产和运输过程进行优化。涵盖的环节包括可再生发电、电解、电池与氢气储存、燃料合成、海运，以及进出口码头。

研究没有分析具体的国际贸易航线，而是设定了三种标准运输距离。同时假设目的地的燃料需求恒定，每年为100太瓦时。

在五种产品中，电制甲醇的交付成本最低。按燃料所含能量计算，每兆瓦时约115至200美元，具体取决于生产地点和可再生能源类型。

在模型中，氨的成本也始终低于液氢。尽管把氢转化为这些衍生物需要额外耗能，结果依然如此。

研究人员认为，部分原因在于甲醇合成成本比氢液化低得多。氢液化需要把氢冷却到约零下253摄氏度。另一个原因是，甲醇和氨的海运成本也明显更低。

甲醇在常温常压下就能以液态运输。氨则有两种方式：常温加压运输，或在常压下冷冻到约零下33摄氏度运输。

合成LNG是五种产品中最贵的，交付成本为每兆瓦时180至310美元。同样需要费托工艺的电制燃料，成本也相对较高。

以上估算均以2023年美元计价，并基于所交付燃料的低位热值。

成本最低的是阿根廷的风电制氢，模型中的风机年满负荷等效运行时间约为4000小时。其次是纳米比亚的光伏制氢。

根据研究的成本拆分，绿氨的运输距离从1000公里增加到1万公里，交付价格每兆瓦时只增加约8.5美元。电制甲醇的增幅不到2美元，液氢则约为11美元。

部分原因是，在短途航线上，装卸占了船舶运营时间的相当大比例，这就削弱了短距离运输的相对成本优势。

研究还发现，进出口码头基础设施也会推高运输相关成本，液氢尤其明显。不过，海运和码头的成本加在一起，与生产成本相比仍然较小。

优化生产可降低成本26%

另一项重要发现是，把电解槽、储存设施和下游燃料生产装置优化整合，可以大幅降低总成本。

在一个以光伏制取液氢的模拟场景中，研究人员测算，液氢的平准化成本可以降低约26%，从每兆瓦时约190美元降至140美元。对比对象是未做储存优化的生产模式。

节省主要来自对电池和氢气储存的更好利用。这样一来，昂贵的氢液化设备就能保持更稳定的运行，不必再跟着光伏发电的波动起伏。

在常规方案中，液化设备的年满负荷等效运行时间约为2000小时。在优化系统中，这一数字提高到约7500小时。

虽然增设储存设备推高了投资成本，但更高的设施利用率带来的节省足以抵消这部分增支，还有盈余。

研究还发现，风电和光伏制氢项目存在明显差异。

在部分研究地点，风机的容量因子高于光伏。尽管如此，风电制氢设施往往需要大得多的氢及衍生物储存能力。

原因在于，光伏发电遵循相对可预测的日循环，而风力发电波动不规则，有时低出力会持续数天。

因此，风电设施需要更大的储存容量，才能保证氢基燃料稳定供应。

研究人员还发现，在优化后的系统中，电池的作用普遍相对较小。用氢和衍生物储存来应对可再生电力的波动，经济性更好。

他们的结论是，没有哪一种氢载体能成为明显的总体赢家。

作者写道：“尽管所研究的载体在转化效率和运输特性上各不相同，但在本研究的假设条件下，没有一种载体具有决定性的技术经济优势。”

“相反，结果表明，未来载体的选择将主要取决于可再生资源的质量、系统整合策略和终端用途需求。”

研究的局限性

不过，研究人员也承认，研究存在几点局限，可能影响结论在实际氢项目中的适用性。

首先，模型只考虑纯风电或纯光伏供电的生产设施。风光混合项目和并网项目均未纳入。

其次，模型假设能完全提前掌握可再生电力的产出情况，这在现实中不可能做到。模型也没有充分反映设备启动要求、部分负荷性能和设备衰减等运行约束。

再者，研究的成本计算止于进口国码头，不含后续配送，也不含把进口燃料转回氢气所需的加工。

在比较氨、甲醇与液氢时，这一点尤其重要。从衍生物中回收氢气会带来额外成本和能量损失，可能对它们的相对竞争力产生实质影响。

此外，模型没有考虑制取甲醇、电制燃料和e-LNG所需的捕集二氧化碳的可得性，而是把预计的直接空气捕集成本计入了相关生产流程。

另外，海运场景基于通用距离，而非实际贸易航线。因此，运河通行费、港口拥堵、恶劣天气和地缘政治风险等因素均未计入。

还有，除液氢外，其他燃料的运输船被假定使用传统重燃料油。液氢运输船则被假定使用货舱蒸发出来的氢气作燃料。

研究结果还取决于对2030年技术成本的预测，包括每千瓦氢产能609美元的电解槽投资成本。这一数字可能与商业项目最终实现的成本有出入。

最后，优化系统与常规系统的比较基于不同的运行安排。常规模型按可再生电力的可得性来产氢，优化模型则用储存来实现更稳定的产出。

尽管如此，研究表明，对国际氢贸易的经济性而言，获取优质可再生电力，再加上制氢与储存设施的精心整合，可能比出口国与客户之间的距离更重要。