加纳微电网优化：基于冗余太阳能制氢与燃料电池发电的储能技术经济分析

本研究针对加纳农村太阳能微电网在午间产生大量冗余电能的问题，创新性地提出利用电解水制氢（PEM电解槽）结合燃料电池（PEMFC）的储能方案。通过对Aglakope地区54 kWp微电网的实测数据分析，研究发现每月可产生约2250 kWh的剩余能量，可转化为43-53 kg氢气。技术经济评估显示，该氢能储能路径的往返效率（RTE）为44.4%，氢气平准化成本（LCOH）为4.97美元/kg，储能平准化成本（LCOS）为0.249美元/kWh，虽比锂离子电池储能高约13%，但提供了长时、跨季节储能能力，为降低可再生能源弃电、构建韧性离网供电系统提供了新思路。

　　

在非洲大陆，尤其是加纳这样的发展中国家，能源贫困依然是制约社会经济发展的关键瓶颈。尽管加纳全国电气化率已超过80%，但仍有约15%的偏远乡村和湖区居民无法获得稳定电力供应。这些地区往往因地理隔绝、人口分散，延伸国家主干电网成本过高，使得分布式可再生能源微电网成为可行的解决方案。其中，太阳能光伏（PV）微电网凭借非洲丰富的日照资源（日均辐照量达4-7 kWh/m2）和日益下降的成本，在加纳农村电气化战略中扮演着重要角色。然而，这类系统面临一个普遍而棘手的挑战：太阳能发电的高峰出现在午间，而此时农村居民多在外务农或劳作，用电需求处于低谷，导致光伏发电量远超当地负荷需求及蓄电池充电能力，产生大量“冗余电能”。在加纳的一些微电网中，每日弃电量可达57-120 kWh，月均未利用能量占比高达29.6%至56.3%。这不仅造成可再生能源的严重浪费，限制了其社会经济效益的充分发挥，也凸显了当前主要依赖蓄电池（如锂离子电池）进行储能的局限性——高初始投资和更换成本、有限的使用寿命以及环境处理问题，都呼唤着替代性的长时储能解决方案。

在此背景下，发表在《Energy Conversion and Management: X》上的研究论文《Optimising mini-grid efficiency in Ghana: A techno-economic analysis of hydrogen production from redundant solar energy for fuel cell power generation》应运而生。该研究由Kwame Nkrumah University of Science and Technology的Louis Kwasi Osei等人完成，旨在深入探讨将加纳太阳能微电网的冗余光伏电力通过电解水制氢，储存后再利用燃料电池发电回馈电网这一技术路径的技术与经济可行性。研究以加纳Volta Region的Aglakope社区一个54 kWp的太阳能微电网为具体案例，首次在加纳社区尺度微电网背景下，明确评估氢能作为储能路径的竞争力，为能源政策制定、投资决策和未来研究方向提供了关键证据。

为了回答上述问题，研究人员开展了一项结合现场数据测量、数学模型构建和技术经济评价的系统性研究。关键技术方法包括：首先，利用安装在微电网逆变器上的数据记录器，以一分钟为间隔持续采集光伏输出功率和社区负载消耗的实际数据，并运用数据可用性、完整性和一致性指标进行质量检验。其次，基于实测数据，通过能量平衡方程量化微电网的冗余电能，并采用指数移动平均法对数据进行平滑处理以揭示趋势，同时利用均方根误差（RMSE）、平均绝对误差（MAE）、平均偏差误差（MBE）和决定系数（R2）等统计误差指标验证预测模型的准确性（本研究R2达到0.955）。接着，研究人员构建了包含质子交换膜（PEM）电解槽、储氢装置和PEM燃料电池的氢能储能系统（H?ESS）模型，用于模拟氢气的生产（基于电解槽效率、更高热值HHV_H2等参数）和燃料电池的发电输出（基于燃料电池效率、低热值LHV_H2等）。作为对比，还估算了储存同等冗余能量所需的额外锂离子电池储能系统（BESS）的容量。最后，研究采用了一系列成熟的经济性评价指标，包括氢气的平准化成本（LCOH）、燃料电池发电的平准化能源成本（LCOE）、储能系统的平准化储能成本（LCOS），以及净现值（NPV）和内部收益率（IRR），并设定了设备投资成本、运行维护成本、折扣率、系统寿命等关键经济参数，对氢能路径和电池路径进行了全面的成本效益比较。

3.1. 太阳能光伏微电网系统的冗余能量

对Aglakope微电网实际运行数据的分析清晰地揭示了发电与用电之间的显著不匹配现象。日度功率曲线显示，光伏发电通常在上午6点左右开始，在上午10点至中午12点之间达到约28-29 kW的峰值，随后在下午4点左右降至零。与此形成鲜明对比的是，社区的白天的负载需求相对较低，通常维持在3-6 kW之间，即使在太阳能发电高峰期也是如此。用电高峰出现在傍晚6点至8点，负载达到8-9 kW，而此时光伏已停止发电。这种模式反映了以务农为主的农村社区的生活习惯，导致了午间大量太阳能被闲置。周度和月度数据分析进一步证实了这种不匹配的持续性和稳定性。通过能量平衡计算，研究发现平均每月产生的冗余能量约为2250 kWh，波动范围较小（例如6月为2198 kWh，3月为2324 kWh）。预测模型与实测数据高度吻合，误差指标显示预测精度较高（R2 = 0.955），这为氢能系统的优化设计和运行调度提供了可靠的数据基础。

3.2. 氢气产量和燃料电池能量输出

基于量化后的冗余能量，研究模拟了采用不同技术电解槽的氢气生产潜力。结果显示，使用效率为65%的质子交换膜（PEM）电解槽，每月可生产约43-45 kg氢气；效率为67%的碱性电解槽（AEL）可生产约45-47 kg；而效率更高的固体氧化物电解槽（SOE，效率75%）则可生产约50-53 kg氢气。产氢量的月度变化主要受冗余太阳能多少的影响，电解槽效率排名保持不变。考虑到PEM电解槽在响应间歇性可再生能源方面的优势（快速启动、部分负载性能好、氢气纯度高等），本研究主要针对PEM电解槽和配套的PEM燃料电池系统进行了深入分析。模拟计算得出，通过燃料电池将储存的氢气重新转化为电能，每年可输出约12,280.9 kWh的电力。整个“电能-氢能-电能”转换过程的系统往返效率（RTE）为44.4%，处于同类商业系统（通常为35%-50%）的中上水平，表明了该系统设计的合理性。

3.3. 经济性分析

经济性评估是本研究的核心环节。计算结果表明，在当前假设的技术经济参数下（如电解槽/燃料电池单位投资为3000 USD/kW，折扣率10%等），通过氢能路径储存和利用冗余太阳能，其氢气平准化成本（LCOH）为4.97美元/kg。成本构成分析显示，尽管用于制氢的电力成本近乎为零（来自被浪费的冗余光伏电力），但设备初始投资成本和电解槽电堆更换成本是LCOH的主要贡献者，分别占2.44美元/kg和2.09美元/kg。该氢能储能路径的平准化储能成本（LCOS）为0.249美元/kWh。作为对比，估算的锂离子电池储能系统（BESS）的LCOS约为0.220美元/kWh。这意味着在当前条件下，氢能储能的成本比电池储能高出约13%。敏感性分析显示，电解槽和燃料电池的单位投资成本（CAPEX）对LCOH和LCOS影响显著。当CAPEX从3000 USD/kW降至2500 USD/kW时，LCOH可降至4.14美元/kg，LCOS可降至0.207美元/kWh。研究还将结果与现有文献报道的成本范围进行了比较，指出本研究得出的LCOH和LCOS值处于分散式小规模可再生能源制氢项目的典型成本区间内，但高于国际可再生能源机构（IRENA）为大型项目设定的长期成本目标（2-3美元/kg）。

本研究通过严谨的技术经济分析，证实了在加纳农村太阳能微电网场景下，利用冗余光伏电力生产氢能并经由燃料电池进行发电的技术可行性。该系统能够将约44.4%的弃置太阳能转化为可再次利用的电能，有效缓解可再生能源的浪费问题。尽管在当前市场价格水平下，氢能储能路径的平准化成本（0.249美元/kWh）相较于锂离子电池（0.220美元/kWh）仍稍高，但两者差距并不悬殊，且氢能储能具备锂离子电池难以比拟的优势：长周期（跨天、跨季节）储能能力、更长的设备寿命、以及氢气作为能源载体在交通、工业等领域的多用途潜力。研究成果表明，氢能储能并非要完全取代电池，而是作为其重要补充，尤其在解决长时储能需求方面前景广阔。研究的创新点在于首次在加纳社区级微电网的具体情境下，将氢能储能与主流的电池储能进行直接的成本对比，为当地乃至类似发展中国家的分布式能源规划提供了宝贵的决策参考。未来，通过技术进步带来的设备成本下降、效率提升（如采用高温电解、热回收集成），以及针对性的政策支持（如优惠融资、税收激励），有望进一步降低氢能储能的成本，加速其在构建 resilient（有韧性的）、低碳的农村电气化系统中的商业化应用步伐。因此，这项研究不仅为加纳的能源可持续发展提供了新思路，也为全球范围内解决偏远地区可再生能源并网和消纳难题贡献了有价值的案例。