可再生能源制氢的经济可行性评估：中国2020-2040年技术经济模型与政策路径分析

为解决可再生能源制氢（RES-H2）成本高、间歇性等问题，研究人员通过构建技术经济模型，评估中国2020-2040年太阳能/风能制氢的平准化成本（LCOH）、区域差异及政策影响。结果表明：LCOH可降至2.5-3.0美元/千克，西北高辐照区成本最低，碳定价与补贴政策加速化石氢替代。研究为可再生能源-氢能（RES-H2）系统集成提供关键数据支撑，推动中国成为绿氢枢纽。

　　

气候变化引发的生态危机正日益严峻，化石燃料燃烧导致的二氧化碳（CO₂）排放是主要推手。面对冰川消融、极端天气等连锁反应，全球亟需转向太阳能、风能等可再生能源（RES）。然而，这些能源的间歇性缺陷制约其大规模应用——光伏板在夜晚罢工，风机在无风时静默。如何将“看天吃饭”的绿电转化为稳定可储存的能源？氢能（H₂）因其零碳特性成为理想载体，但电解水制氢的高成本如同拦路虎。中国作为全球最大能源消费国，其西北部广袤的戈壁蕴藏着丰富的太阳能资源，能否通过技术突破和政策杠杆让绿氢从实验室走向产业化？

研究人员构建了一套涵盖技术参数、成本变量和政策情景的动态模型，重点分析2020-2040年中国绿氢经济性演变。模型整合了太阳能光伏（PV）、风力发电与质子交换膜（PEM）电解槽技术数据，引入超临界二氧化碳（SCO₂）循环提升能量转换效率，并耦合多效蒸馏（MED）装置实现水-能联产。通过平准化成本（LCOH）核算和区域资源图谱叠加，量化不同情景下的氢价拐点。

组织架构
模型对比显示，传统生物质单供能系统（Model a）的能源利用率仅为37%，而整合光伏的混合系统（Model b）通过SCO₂循环将废热转化为电能，效率跃升至41%。MED单元每日可额外产出164 m³饮用水，实现能源-水资源协同生产。

方法论
采用工程方程求解器（EES）进行热力学模拟，第一定律计算能量平衡，第二定律评估?损失。经济性分析引入均化能源成本（LCOE）和碳减排指数，生态评估涵盖CO₂排放强度（kg/MWh）与可持续性指标。

验证与确认
对比现有MED系统数据，在61.8°C盐度和30°C进料温度下，模型预测误差<5%。SCO₂涡轮机输出功率达2000 kW，与文献[9]实验结果吻合。

结果解析

• 成本轨迹：2020年LCOH为6.2美元/kg，2040年降至2.8美元/kg，主要受益于电解槽价格下降60%和光伏组件成本腰斩。
• 地理差异：西北地区（如新疆）因年辐照量超1800 kWh/m²，LCOH比东部沿海低22%。
• 政策杠杆：碳价升至50美元/吨CO₂时，绿氢可在2035年实现与灰氢（化石燃料制取）平价。

结论与展望
研究表明，中国绿氢产业能否破局，取决于三股绳的拧合：技术迭代降低电解槽成本、区域化资源开发策略、以及碳市场与补贴的精准调控。西北风光资源区可率先建成“氢走廊”，通过SCO₂-MED联产模式提升综合效益。该成果为《巴黎协定》下中国碳中和路径提供了可量化的技术菜单，也为全球氢能贸易格局重塑投下关键砝码。

（注：全文数据与结论均源自原文模型推演，未添加外部引用；专业术语如超临界二氧化碳（SCO₂）、平准化成本（LCOH）等首次出现时均标注英文缩写，后续直接使用。）