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高温热能绿色制氢...
图 1. 碱性电解池方案 [8]。................................................................ 4 图 2. 碱性电解器工厂平衡 [8]。.............................................................. 5 图 3. PEM 电解池方案 [8]。.............................................................. 6 图 4. PEM 电解器工厂平衡 [8]。...................................................... 7 图 5. 固体氧化物电解池方案 [8]。...................................................... 8 图 6. 系统结构和组件示意图。...................................................... 14 图 7. PEM 和碱性电解器的效率曲线 [13]。............................................. 18 图 8. 每小时电解器工作条件的迭代过程方案。............................................. 19 图 9. 天然气消耗小时曲线。............................................................. 25 图 10. 光伏生产小时曲线。............................................................. 26 图 11. 光伏与电解器一天内能量曲线比较。 ........................................................................................................................... 27 图 12. 参考情景中的电解槽运行小时数。 ...................................................................................... 30 图 13. 平均负荷因数和标准差（红线）。 ...................................................................................... 31 图 14. 平均特定消耗和标准差（红线）。 .. 32 图 15. 通过改变设计负荷因数计算的平均运行负荷因数。 ............................................................. 33 图 16. 通过改变设计负荷因数计算的平均特定消耗。 ............................................................. 34 图 17. 电解槽尺寸与混合的关系。 ............................................................................. 35 图 18. 光伏电站规模与混合的关系。 ............................................................................. 36 图 19. 可变混合下的天然气节省量和电力消耗量。 ............................................................................................................. 37 图 20. 每次混合时 PEM 电解槽的行为。 ............................................................................. 38 图 21. 分析情景中的 NPV 趋势。 ................................................ 40 图 22. 主要情景下的投资细分。 ...................................................... 41 图 23. 主要情景下 LCOH 细分。 ...................................................... 42 图 24. 主要情景下的收入细分结构。 ...................................................... 43 图 25. 不同 PV-ALK 电解器比率的 NPV 趋势。 ...................................................... 44 图 26. 不同 PV-PEM 电解器比率的 NPV 趋势。 ...................................................... 44
DNM可再生氢可行性研究
Acronym Description AC Alternating Current ACQ Agreed Contract Quota AEMO Australian Energy Market Operator AN Ammonium Nitrate ANT ANT Energy Solutions ATO Australian Tax Office BOM Bureau of Meteorology BOP Balance of Plant BOS Balance of Stack BTM Behind the Meter CAPEX Capital Expenditure CCS Carbon Capture & Storage CEDI Continuous Electrodeionisation CF Capacity Factor CPI Consumer Price Index CSIRO The Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation DC Direct Current DI water Demineralised Water DNM Dyno Nobel Moranbah EBITDA Earnings Before Interest Taxation Depreciation and Amortisation EPC Engineer, Procure & Construct EPCM Engineer, Procure & Construct Management FCPM Fuel Cell Power Module FEED Front End Engineering Design GCR Ground Coverage Ratio GFT Ground Fixed Tilt GH Grey Hydrogen GHI Global Horizontal Irradiance H 2 Hydrogen H 2 O Water HAZOP Hazard and可操作性研究HV高压HVAC供暖，通风和空调IAR冲击评估报告IPL Incitec Pivot Ltd IRR内部回报率KOH氢氧化钾氢氧化钾LCOE LCOE级别的能源LCOH升级的成本LOCH的氢氢化成本升级了氢的成本 OEM Original Equipment Manufacturer OPEX Operational Expenditure ORC Organic Rankine Cycle P&ID Piping and Instrumentation Diagram PEM Proton Exchange Membrane PLC Programmable Logic Controller PPA Power Purchase Agreement PV Photovoltaic RFP Reinforced Fibre Polymer RH Renewable hydrogen RHF Renewable hydrogen Facility RO Reverse Osmosis ROM Rough Order of Magnitude SAT Single Axis Tracking SHE Safety Health & Environment SLD Single Line Diagram
文章方案，脱碳化奥地利的能耗和地下氢存储的作用
摘要：欧盟的目的是在2050年达到温室气体（GHG）的排放中立性。奥地利目前的温室气体排放量为8000万吨/年。可再生能源（REN）对奥地利的总能源消耗贡献了32％。要脱碳能量消耗，需要从可再生能源产生能源的大幅增加。这种增加将增加能源供应的季节性，并扩大能源需求的季节性。在本文中，分析了奥地利的净零情景中能源供求的季节性和对氢存储的要求。我们研究了氢在奥地利的潜在用法以及氢生成，技术和市场发展的经济学，以评估氢的水平成本（LCOH）。然后，我们涵盖了奥地利的能源消耗，其次是REN潜力。结果表明，在奥地利，水力发电，光伏（PV）和风的增量势最高为140 TWH。夏季的水力发电生成和PV高于冬季，而风能在冬季导致高能产生。最大的增量电位是PV，与仅PV使用相比，Agrivoltaic系统显着增加了PV的面积。电池电动汽车（BEV）和燃料电池车辆（FCV）比内燃机（ICE）汽车更有效地使用能量；但是，由于电力 - 氢 - 电转换率，使用氢用于发电显着降低了效率。ED所需的氢存储将为10.82亿M 3，13.34亿M 3REN使用的增加和冬季对奥地利的能源需求的提高需要季节性的能源存储。我们为奥地利开发了三种场景：外部依赖的情景（EDS），平衡的能量场景（BES）或自我维持的情景（SSS）。EDS场景假定向奥地利进口重大进口，而SSS情景依赖于奥地利内部的Ren Generation。
智利北部太阳能电解制氢及阿塔卡马沙漠出口日本案例的技术经济分析
众所周知，氢能将在全球未来能源系统中发挥关键作用，成为能源转型和实现脱碳目标的支柱[1]。在可再生能源“RES”日益变化的趋势下[2]，将电能转化为氢气是减少可再生电力对电网影响的可行途径[3]。此外，氢能除了提供储能能力外，还能将可再生电力整合到热能和工业等难以电气化的行业[4e7]，在可靠性问题或大容量存储方面显示出与其他技术的竞争力[8e10]，从世界范围内来看，可以将稀疏生产的可再生电力用于其他终端用途[8、11e15]。因此，有必要明确定义和分析氢能供应链结构和分类的不同途径[16]。绿色氢气生产的技术经济可行性在很大程度上取决于各国特定的资源和能源市场特征，这些在决定成本竞争力方面发挥着关键作用。特定资本支出（百万美元/兆瓦）、容量系数（％）和电力成本（美元/兆瓦时）之间的平衡并不简单，并且可以促进一种供应链配置相对于其他供应链配置的形成[8,17]。此外，需求量（吨 H2/年）也深深影响氢气供应链的成本结构（OPEX 或 CAPEX 主导），从而支持或抑制不同的氢气载体和物流概念[7、9、14、18、19]。大规模产能方案，如出口（氢气需求量为千吨 H2/年的数量级），受规模经济的青睐。然而，据报道，由于目前开发的电池堆模块的固有上限为 1-2 MW，以及目前部署的少数多兆瓦项目[4、5]，缺乏实际成本数据参考，因此难以正确确定多兆瓦级电解系统的投资成本；必须谨慎进行成本估算和预测才能获得现实价值[20 和 22]。运输路线、方式和承运人会显著影响整个供应链结构和交付的 LCOH。每个步骤的建模都极其复杂[23 和 25]。例如，液氢“LH2”的质量密度约为压缩气态氢“CGH2”的 700 倍[26]，但 LH2 的运输条件要具有挑战性得多[26、27]。替代化学载体如氨 (NH3) 可适用于长途运输
Lazard LCOE+（2024 年 6 月）
资料来源：Lazard 和 Roland Berger 估计值以及公开信息。注意：在此以及整个分析中，除非另有说明，分析假设 60% 的债务为 8% 的利率，40% 的股权为 12% 的成本。有关资本成本敏感性，请参阅标题为“平准化能源成本比较——对资本成本的敏感性”的页面。 (1) 鉴于新建地热、煤炭和核能项目的公开和/或可观察数据有限，本文提供的 LCOE 反映了 Lazard 的 LCOE v14.0 结果，经通货膨胀调整后，对于核能，则基于当时估计的沃格特尔电厂成本。煤炭 LCOE 不包括运输和储存成本。 (2) 为了进行同比比较，Lazard 对燃气发电、燃煤发电和核能发电资源的 LCOE 分析的燃料成本假设分别为 3.45 美元/MMBTU、1.47 美元/MMBTU 和 0.85 美元/MMBTU。有关燃料价格敏感度，请参阅标题为“平准化能源成本比较——对燃料价格的敏感度”的页面。 (3) 反映运行完全折旧的天然气调峰、燃气联合循环、煤炭和核能设施的高和低 LCOE 边际成本的平均值，包括核设施的退役成本。分析假设退役的天然气或煤炭资产的残值相当于其退役和场地恢复成本。输入来自美国运营中的天然气、煤炭和核能资产的基准。容量系数、燃料、可变和固定运营费用基于从 Lazard 的研究得出的上四分位数和下四分位数估计值。有关更多详细信息，请参阅标题为“平准化能源成本比较——新建可再生能源与现有传统发电的边际成本”的页面。 (4) 根据公开的估计值，表示沃格特尔核电站 3 号和 4 号机组的说明性中点 LCOE。总运营容量约为 2.2 GW，总资本成本约为 315 亿美元，容量系数约为 97%，运营寿命为 60 – 80 年，其他运营参数根据 Lazard 的 LCOE v14.0 结果估算，并根据通货膨胀进行了调整。有关详细信息，请参阅附录。 (5) 反映了使用 20% 体积混合绿色氢气（即由风能和太阳能混合发电的电解槽生产并储存在附近盐穴中的氢气）观察到的高箱燃气联合循环输入的 LCOE。除了将电厂的热耗率提高 2% 之外，不假设对电厂进行任何改造。相应的燃料成本为 6.66 美元/MMBTU，假设绿色氢气（无补贴 PEM）约为 5.25 美元/千克。有关更多信息，请参阅 LCOH—Version 4.0。