优化整个欧洲的绿色氢气生产：可再生能源如何影响工厂设计和成本

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《Renewable Energy》：Optimising green hydrogen production across Europe: How renewable energy sources shape plant design and costs

【字体：大中小】 时间：2025年10月01日 来源：Renewable Energy 9.1

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　　绿氢生产通过混合整数线性规划优化框架，分析29个欧洲国家可再生能源配置对平准化成本（LCOH）的影响，发现混合系统（光伏+风电）平均降低LCOH达57%，未来情景下成本可降至3-4€/kg。关键参数包括可再生能源利用率、电解槽调制比和氢储能 autonomy。

　　绿色氢气被视为实现重工业和长途运输脱碳的关键手段。然而，从可变可再生能源中以具有成本竞争力的方式生产氢气仍然面临设计挑战。本文提出了一种混合整数线性规划（MILP）优化框架，旨在最小化从可再生能源驱动电解装置生产氢气的平准化氢气成本（LCOH）。研究覆盖了所有欧洲国家，并探讨了风能和太阳能资源的可用性如何影响可再生能源发电装置、电解装置、氢气储存和电池的最佳规模配置。研究结果表明，可再生能源的质量对系统设计和氢气成本有显著影响。目前，仅依靠太阳能的系统氢气成本在7.4至24.7欧元/千克之间，而仅使用风能的系统由于更高的容量系数和减少的储存需求，其氢气成本较低，范围在5.1至17.1欧元/千克之间。混合系统（结合太阳能和风能）则被证明是最具成本效益的解决方案，与仅太阳能系统相比，平均LCOH降低了57%；与仅风能系统相比，平均LCOH降低了25%，从而有效缩小了地理成本差异。在未来情景中，LCOH降至3至4欧元/千克，证实了可再生能源氢气在整个欧洲具有经济竞争力的潜力。本文的一个重要贡献在于通过将可再生能源资源质量与技术、能源和经济指标相关联，得出了设计指南。

随着全球对氢能的重视不断提升，各国纷纷出台相关政策和项目以推动氢能发展。目前，氢能主要作为化工生产（如氨和甲醇）的原料，钢铁冶炼中的还原剂，以及炼油厂中重油馏分的净化和升级。此外，它预计将在加速向碳中和未来转型的过程中发挥关键作用。在碳中和社会中，氢能及其衍生品将满足多种应用需求，尤其是在那些目前依赖化石燃料氢气的工业领域，如化工行业、钢铁生产以及高温热能生成。氢能还被视作重型运输的重要能源载体，因为其具备长行驶距离和快速加注的优势。由于其可储存性和多功能性，氢能也作为季节性能源储存介质，在电网规模和去中心化或离网环境中发挥重要作用。

尽管氢能的发展前景广阔，但其广泛采用仍面临诸多挑战，包括高生产成本，尤其是可再生能源氢气，基础设施的不足，未来需求的不确定性以及监管障碍。为应对这些问题并加快氢能经济的发展，政策和投资正在迅速推进。截至2024年，全球已有58个国家，包括欧盟和西非经济共同体，这些国家代表了全球超过84%的能源相关二氧化碳排放，发布了国家氢能战略。此外，已宣布的项目表明，到2030年，全球电解能力可能接近520吉瓦（GW）。尽管取得了这些进展，但在投资稳定性、许可程序以及与化石燃料替代品的成本竞争力方面仍存在重要差距。

水电解被广泛认为是利用可再生能源生产绿色氢气最具有前景的方法。然而，由于太阳能和风能的波动性，保证绿色氢气的可靠且经济的供应成为新的挑战。任何氢气生产系统的关键组成部分之一是氢气储存，存在多种技术选项，包括压缩气体、液态低温和固态储存（如金属氢化物）。目前，压气储存是工业规模应用中最广泛采用的方式，尤其是在空间限制不严重的情况下。这种偏好源于其较高的技术成熟度、广泛的商业可用性和较低的投资与运营成本。

在这一背景下，定义以可再生能源为动力的“电制氢”（PtH）系统的成本最优设计对于降低氢气生产成本并确保可靠供应以满足终端用户需求至关重要。已有大量研究探讨了通过水电解生产绿色氢气的技术经济可行性，其中一些方法专注于最佳系统设计，特别是在整合间歇性可再生能源（RES）如太阳能和风能方面。然而，如文献综述所示，大多数现有研究集中在特定地理区域的案例分析，这限制了其结果在不同可再生能源资源背景下的普遍性和可推广性。

Atabay和Devrim对土耳其安卡拉的太阳能制氢加油站进行了技术经济分析。他们分析了不同规模的光伏系统，并发现氢气的平准化成本（LCOH）约为8.5欧元/千克。Ibá?ez-Rioja等人研究了位于芬兰东南部的离网制氢生产设施，该设施由太阳能和风能共同驱动。他们得出结论，目前使用风力发电作为唯一的电力来源是最具成本效益的解决方案，而电池的使用则没有带来经济上的优势。Garud等人也得出类似的结论，指出在PtH系统中，氢气储存比电池更具经济优势，能够提供灵活性。

其他研究则探讨了系统配置和规模策略的影响。Marocco等人开发了一种优化工具，用于确定由光伏板和电网供电的氢气生产系统的最佳规模和运行方式，并以意大利为案例研究。同样的国家也被选为研究可再生能源发电装置与电解装置的最优比例。他们发现，最佳比例是电解装置和可再生能源发电装置利用系数之间权衡的结果，这两个因素呈现相反趋势。Ademollo等人最近也以意大利为案例研究，分析了电网连接的太阳能驱动PtH系统，并考虑了组件老化的影响。他们评估了不同低碳氢气生产法规框架，并确认了通过氢气储存提供供应侧灵活性比通过电池储存更具经济性。另一项研究也得出类似的结论，专注于为钢铁工业提供氢气的风力驱动PtH系统。

Lin等人分析了位于中国的一个复杂混合系统，整合了光伏和风力涡轮机，并结合了质子交换膜（PEM）和碱性电解技术的双重电解装置。他们的研究探讨了两种电解装置不同规模组合对LCOH的影响，发现混合电解装置可以比单一技术装置降低6-11%的氢气生产成本。Li等人同样在中国进行研究，探讨了在可再生能源发电厂中，氢气作为电网注入约束的缓冲介质，光伏-风力混合系统的最佳规模比例。El-Hamalawy等人研究了电解装置的运行特性对最佳规模设计和LCOH的影响。Maurer等人对主要组件（包括光伏板、电解装置和氢气储存）的规模进行了敏感性分析，以评估其对氢气生产成本的影响并确定最佳系统配置。他们的分析应用于奥地利上奥地利地区，目标是满足燃料电池公交车的氢气需求，发现最佳规模主要受到电网电价的影响。

Dufo-López等人探讨了不同PtH系统配置的最佳规模，包括光伏和风力涡轮机，位于西班牙的萨拉戈萨附近。他们发现，假设电解装置效率恒定可能会导致LCOH估计出现显著误差（3.5至17.8%），而使用更精确的效率曲线则能减少这种误差。一些研究还探讨了不同气候条件对氢气生产系统性能的影响。Mazzeo等人在全球28个地点进行了研究，分析了不同太阳能和风能配置，但未采用设计优化。Janssen等人评估了离网电力系统中可再生能源氢气生产的成本，发现当前成本在2.1至15欧元/千克之间。虽然他们的分析涵盖了广泛的欧洲国家，但所有地点均假设相同的可再生能源发电装置和电解装置规模。Hofrichter等人研究了不同地理区域中可再生能源发电与电解装置容量的最佳比例，他们通过敏感性分析对组件规模进行了优化设计，但未使用优化算法。此外，他们仅评估了单一发电装置布局（即仅光伏或仅风能），未考虑混合布局的优势。最近，国际可再生能源机构（IRENA）也发布了一份报告，分析了不同国家的可再生能源发电装置和电解装置的最优容量。该报告使用敏感性分析来确定成本最优设计点，仅展示了太阳能或风能驱动的PtH配置。

此外，一些在线工具最近出现，用于估算不同地区和情景下的LCOH。例如，清洁氢能观察站（Clean Hydrogen Observatory）和国际能源署（IEA）开发的计算器。虽然这些工具提供了有用的LCOH估算，但它们未包括对所有组件（如电池和/或氢气储存）的详细优化，也未考虑氢气需求的模式。

本研究开发了一种优化框架，以解决由可再生能源驱动的氢气生产系统的成本最优设计问题。与大多数现有文献通常集中在个别案例研究不同，本研究的分析覆盖了欧洲的一大批国家。目标是评估风能和太阳能资源可用性的变化如何影响PtH系统的最佳设计和氢气生产成本。对于29个欧洲国家，确定了可再生能源发电装置、电解装置、电池和氢气储存系统的最佳规模，并考虑了国家聚合的太阳能和风能容量系数时间序列。此外，为了进一步推广研究结果，提出了一组技术经济指标，以提供基于地理位置的氢气生产系统实用设计指南。

本研究分析了不同系统配置（仅光伏、仅风能和混合系统）的影响，这在文献中很少被探讨。这种方法对于评估单一发电装置解决方案的潜力和量化混合发电的效益至关重要。为了增强研究的稳健性，采用聚类程序识别出每个欧洲国家最具有代表性的年份，该年份基于2000年至2019年国家聚合的容量系数时间序列。随后，使用该年份的光伏和风能曲线作为优化框架的输入。这一过程针对29个欧洲国家（包括欧盟27国，但排除马耳他，因其缺乏风能数据，以及英国、瑞士和挪威）进行，目的是评估太阳能和风能可用性变化对最佳LCOH的影响。

在当前情景中，主要的技术经济假设（包括初始投资成本、运营和维护成本、技术规格等）来自作者之前的工作。还分析了未来情景（即2050年），考虑了可再生能源技术、电池和电解装置的资本成本降低以及电解装置性能的提升。所有技术经济输入数据在补充材料中详细说明。

关于氢气生产，选择了30兆瓦（MW）的质子交换膜（PEM）电解装置，因其在处理可变可再生能源供应时具有高效率和良好的兼容性。电解装置的参数基于商业工业规模系统。为了准确模拟电解装置在可变可再生能源供应下的部分负荷行为，使用了一条实际的效率曲线（见图4的蓝色曲线）。对于未来情景，效率曲线（图4的绿色曲线）基于当前曲线假设整个调制范围提高了10%的效率。

混合发电布局显示出显著的技术优势，特别是在减少系统过载和提高可再生能源资源利用率方面。此外，混合布局显著降低了氢气生产成本并减少了地理成本差异。平均而言，混合方案比仅光伏配置降低了57%的LCOH，比仅风能配置降低了25%。值得注意的是，对于仅光伏系统，欧洲国家之间的LCOH差异较大，从7.4欧元/千克（塞浦路斯）到24.7欧元/千克（芬兰）。这一差异在仅风能系统中部分缩小，LCOH范围从5.1欧元/千克（英国）到17.1欧元/千克（斯洛文尼亚）。混合解决方案实现了最低的LCOH差异，范围从4.7欧元/千克（英国）到11.8欧元/千克（斯洛文尼亚）。即使在太阳能或风能资源有限的国家，经过优化设计的混合系统也能在欧洲实现更稳定和经济的氢气生产成本。

综上所述，混合光伏-风能布局是欧洲国家绿色氢气生产的最佳选择。如果混合系统不可行，风能单独驱动的系统成为次优选择，除了克罗地亚、塞浦路斯和斯洛文尼亚。太阳能单独驱动的系统通常是成本最高的解决方案。然而，在保加利亚、希腊、斯洛伐克和瑞士，风能单独驱动和太阳能单独驱动系统的成本差异相对较小，不到15%。

在当前情景中，不同系统配置的LCOH存在显著差异。例如，仅太阳能系统由于较低的太阳能容量系数和较高的系统过载需求，其LCOH通常较高。相比之下，仅风能系统由于较高的风能容量系数和较低的系统过载需求，其LCOH通常较低。混合系统则显示出最佳的经济性，其LCOH比仅太阳能系统低57%，比仅风能系统低25%。这些结果表明，混合系统能够有效平滑不同地理区域之间的LCOH差异。

此外，研究还分析了LCOE（平准化电力成本）与LCOH之间的关系。图11显示了三种系统配置（仅太阳能、仅风能和混合系统）在欧洲国家中的LCOH与LCOE的相关性。研究发现，尽管仅太阳能系统的LCOE较低，但其LCOH通常较高，这主要是由于可再生能源资源可用性的差异，需要较大的系统过载以满足氢气需求。相比之下，仅风能系统虽然LCOE较高，但其LCOH较低，因为风能的高容量系数减少了系统过载需求。混合系统则在三种配置中表现出最低的LCOH，其LCOE和LCOH之间的关系更加稳定，显示出对电力价格变化的较低敏感性。

在未来情景中，随着可再生能源技术、电池和电解装置的资本成本下降以及电解装置性能的提升，氢气生产成本有望进一步降低。研究显示，未来情景下的LCOH平均可以降低31%至48%不等，具体取决于系统配置。例如，仅太阳能系统的LCOH从14.6欧元/千克降至7.6欧元/千克，主要得益于光伏和电解装置的资本成本下降。仅风能系统的LCOH从8.3欧元/千克降至5.8欧元/千克，虽然风能装置的资本成本下降幅度不如太阳能装置明显，但其LCOH仍然保持较低水平。混合系统在所有配置中表现出最低的LCOH，从6.2欧元/千克降至3.6欧元/千克。值得注意的是，未来情景中，几乎所有欧洲国家的LCOH都将低于5欧元/千克，许多国家甚至能达到3至4欧元/千克的水平。

研究还发现，未来情景中，氢气储存的自主性显著下降，平均自主时间从959小时减少到414小时，这主要归因于系统过载的增加。然而，电解装置和光伏系统的利用效率也随之下降约20%。这些变化表明，尽管资本成本的下降降低了氢气生产成本，但系统规模的调整可能会对效率产生一定影响。

此外，研究还探讨了电池储存在未来情景中的作用。尽管电池的资本成本下降，但其对PtH系统的经济贡献仍然有限。电池的储存自主性始终低于20分钟，并且对总净现值成本（NPC）的影响微乎其微，通常在优化目标函数的容忍范围内。因此，关于电池储存的结论在长期视角下仍然适用。

研究结果还表明，随着技术进步和成本下降，欧洲各国的氢气生产成本将变得更加均衡和具有竞争力。混合系统不仅能够有效降低氢气生产成本，还能通过优化可再生能源的利用，实现更稳定的供应。这为未来氢能经济的发展提供了重要的理论依据和实践指导。

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