光伏辅助绿氢制氢加氢站的技术经济评估：以奥斯曼尼耶为例

为解决氢燃料汽车(FCV)推广中的基础设施瓶颈问题，研究人员开展光伏(PV)辅助绿氢加氢站(HRS)的技经分析，通过HOMER Pro?软件模拟得出：系统年发电484.183 kWh、产氢5657 kg，初始投资0.737 M，平准化电力成本(LCOE)0.482/kWh，为绿氢规模化生产提供商业化可行性路径。

　　

在全球能源转型背景下，传统化石燃料的枯竭与环境污染问题日益严峻。国际能源署(IEA)预测，到2050年清洁能源占比需从15%提升至27%，而氢能因其零碳特性成为交通领域脱碳的关键载体。然而，氢燃料汽车(FCV)的普及面临加氢站(HRS)基础设施不足、绿氢生产成本高昂等挑战。奥斯曼尼耶地区的光照资源为光伏(PV)制氢提供了天然优势，但如何实现经济可行的离网式加氢站仍是待解难题。

针对这一需求，奥斯曼尼耶科库特阿塔大学的研究团队利用HOMER Pro?软件，对日产能125 kg的PV-HRS混合系统开展技术经济分析。研究比较了两种方案：光伏/电解槽/燃料电池(Scenario I)和光伏/电池/电解槽(Scenario II)的配置差异，通过输入当地气象数据、负载需求等参数，优化系统组件容量并计算净现值成本(NPC)和平准化能源成本(LCOE)。

材料与方法
研究采用HOMER Pro?软件构建仿真模型，整合奥斯曼尼耶地区太阳辐射数据（峰值5.53 kWh/m²/day）和FCV加氢需求。核心组件包括：250 kW_p光伏阵列、60 kW质子交换膜电解槽(PEMWE)、50 kW燃料电池及200 kg储氢罐，技术参数参考商业化设备标准。

结果与讨论
Scenario II的电池储能方案显示更优经济性：系统年发电量达484.183 kWh，可生产5657 kg绿氢，电解槽容量因子为24.3%。关键经济指标显示，初始投资0.737 M，NPC为1.15M，LCOE 0.482 $/kWh，显著低于传统电网供电方案。对比发现，光伏直接耦合电解槽可降低8%能量转换损耗，但需平衡间歇性供电问题。

结论
该研究证实光伏制氢加氢站在离网场景下的技术可行性，平准化氢成本(LCOH)可控制在4.2 $/kg以内。通过组件容量优化，系统可满足25辆FCV日加注需求，且全生命周期碳减排量达12.7吨/年。Bulut HüNER团队的研究为偏远地区氢能基础设施建设提供了可复用的技经模型，推动《巴黎协定》交通领域脱碳目标的实现。

研究创新点在于首次对土耳其东南部的PV-HRS系统进行多维度评估，揭示电池缓冲对间歇性能源消纳的关键作用。未来工作需进一步探索风电-光伏混合制氢方案，以提升系统全年利用率。