光伏-氢能混合储能系统的决策框架构建：提升经济性与能源安全性的创新路径

本研究针对可再生能源间歇性及住宅能源安全需求，开发了集成光伏(PV)、电池与氢能系统的混合决策框架。通过多准则分析(MCDA)和HOMER软件模拟，证实寒冷地区(如加拿大西北部)采用PV-氢能-电池混合系统在成本效益(0.051$/kWh)和可靠性(85%自给率)上优于独立配置，为分散式住宅能源规划提供量化工具。

　　

全球建筑能耗占比高达40%，化石燃料依赖导致严重碳排放。尽管光伏(PV)技术快速发展，其间歇性特性与季节性储能短板制约了实际应用。传统锂电池难以满足长期储能需求，而氢能凭借33kWh/kg的高能量密度和零碳特性成为理想补充，但高昂的生产成本与安全存储难题阻碍推广。加拿大西北部等寒冷地区更面临极端气候下的能源供应挑战，亟需整合技术优化与经济评估的系统性解决方案。

University of Bisha的研究团队在《International Journal of Hydrogen Energy》发表研究，构建了首个融合技术模拟与多准则决策分析(MCDA)的混合决策框架。通过HOMER软件优化PV-电池-氢能系统配置，结合动态负载平衡算法，评估了寒冷地区住宅场景下的系统性能。研究采集多伦多住宅负荷数据，模拟不同气候和政策情境，关键创新在于将质子交换膜电解槽(PEM)、金属氢化物储罐与光伏阵列进行模块化集成分析。

方法
研究采用计算机模拟技术，输入包括多伦多住宅负荷曲线、气象数据和电价参数。模型包含PV阵列、锂离子电池组、PEM电解槽和燃料电池，通过HOMER Pro软件进行8760小时连续运行模拟，结合敏感性分析评估太阳辐射波动与技术成本趋势的影响。

结果与讨论
• PV/电池系统（系统1）：在基准情景下实现78%能源自给，但冬季存在17%电力缺口。
• PV/氢能系统（系统2）：氢储能将季节性缺口降至5%，但初期投资成本增加42%。
• 混合系统（系统3）：动态分配策略使平准化能源成本(LCOE)降至0.047$/kWh，较单一系统降低28%，且在72小时断电测试中保持100%供电可靠性。

讨论
氢能备份系统在-30℃极端条件下展现优势，燃料电池效率维持在52%以上。敏感性分析显示，当电解槽成本下降30%时，混合系统投资回收期可从9.2年缩短至6.5年。研究首次量化了模块化氢储罐（_H
2
存储压力35MPa）与电池的协同效应，提出"光伏优先-氢能调峰"的优化运行策略。

结论与政策启示
该研究证实混合系统在加拿大西北部的可行性，其减排效益达0.85kgCO₂
/kWh。框架为政策制定提供三方面启示：(1) 需建立氢能基础设施补贴机制；(2) 开发寒冷气候专用电解槽；(3) 将动态电价纳入区域能源政策。作者Pin Liu团队提出的模块化设计方法，可扩展至离网社区和微电网应用，推动《巴黎协定》减排目标实现。

作者贡献
Pin Liu负责框架设计与论文撰写；Said Khalfa Brika完成数据分析；Karimzada Mehriban Vagif验证模型精度；Ulugbek Yusupov开发仿真算法；Zheng Jeang统筹项目资助。研究获University of Bisha快速研究支持计划资助。