基于全球风光资源优化的绿氢生产技术经济评估与成本差异分析

研究人员针对绿氢生产成本受电解槽设备及可再生能源系统制约的问题，开展全球风光资源优化配置研究，构建0.25°×0.25°高分辨率模型分析离网式绿氢设施成本。结果显示全球LCOH（Levelized Cost of Hydrogen）为1-5美元/千克，风光混合系统可降低30%成本，为区域氢能贸易提供数据支撑。

　　

在全球能源转型背景下，绿氢（Green Hydrogen）作为难减排行业脱碳的关键载体，其经济可行性始终受制于两大核心成本：电解槽设备（Electrolyzer）和可再生能源系统。当前全球氢能市场仍处早期阶段，电解槽总装机容量仅825MW，距2030年净零目标所需容量相差550倍。更值得关注的是，G20国家中12个将氢能战略聚焦出口，但区域生产成本差异及其驱动因素缺乏高精度量化研究。

针对这一科学问题，来自未知机构的研究团队在《Renewable Energy Focus》发表研究，首次整合7年全球风光数据（0.25°分辨率），开发可优化电解槽/可再生能源配比（Overfit Ratio）的混合系统模型。该模型突破现有研究局限：一是实现风光装机容量与电解槽容量的动态优化匹配，二是引入24小时风光发电曲线（基于7年平均数据），三是整合国别化CAPEX（资本支出）和OPEX（运营支出）数据。通过Sequential Least Squares Programming算法，研究首次绘制出全球绿氢成本差异图谱。

关键技术方法包括：1）基于ERA5再分析数据集处理7年风速（100米u/v分量）和地表净太阳辐射数据；2）采用Weibull分布计算风电容量因子（Capacity Factor），利用pvlib库模拟光伏发电量；3）设定电解槽转换效率为50kWh/kgH₂
，WACC（加权平均资本成本）取各国风光项目最大值；4）优化目标函数为LCOH= (C_CAPEX
+∑C_OPEX
/(1+r)ⁱ
)/∑H/(1+r)ⁱ
，其中C_CAPEX
包含风光系统及电解槽的单元投资成本。

风光混合系统成本优势显著
模型显示全球最优LCOH区间为1->5美元/kgH₂
。美国大平原、阿根廷、北非等地区凭借优质风光资源，混合系统LCOH可低至2美元，较单一能源系统降低0.5-1.5美元。特别值得注意的是，日本沿海区域因忽略土地约束出现3.4美元异常值，揭示模型在极端场景的局限性。

可再生能源组合呈现地域分异
通过分析风光发电占比热图发现：南亚、中非等太阳辐射稳定区倾向纯光伏系统（LCOH 3.3-10美元）；而北美大平原、撒哈拉等风资源丰富区风电占比超80%。研究首次量化显示，风电因更高容量因子（CF_w
）和持续发电特性，在多数区域比光伏更具成本优势。

出口导向型国家成本优势明显
对比19个G20国家数据，出口导向型国家（如智利、澳大利亚）中位LCOH为3.6-5.1美元，显著低于进口导向型国家（4.8-6.36美元）。其中智利凭借阿塔卡马沙漠风光互补，最低成本达1.9美元，印证区域资源禀赋对氢贸易的关键影响。

该研究为全球氢能贸易格局提供理论支撑，证实风光混合系统可提升电解槽利用率至最优水平。值得注意的是，模型未考虑美国《通胀削减法案》等政策影响，且陆地约束、海风/地热等替代能源未纳入分析。作者建议后续研究应整合土地可用性数据，并拓展至海上风电等新型可再生能源系统优化。这些发现对各国制定氢能战略具有重要参考价值，特别是为风光资源禀赋与工业需求区域错配的国家指明绿氢贸易潜力。