太阳能热源氢能地下存储可行性研究：盐穴与枯竭多孔储层的技术经济对比分析

为解决可再生能源长期存储与电网稳定性问题，研究人员开展了太阳能塔(SPT)与地下氢能存储(UHS)系统的技术经济分析。研究比较了盐穴与枯竭气藏两种储氢方式，结合碱性/热化学电解槽技术，发现采用热化学电解槽的枯竭气藏方案(SPT:PV=0:100)净现值(NPV)最高、投资回收期最短。该研究为大规模可再生能源存储提供了创新解决方案，对实现碳中和目标具有重要意义。

　　

全球气候变暖正对生态系统和天气模式造成严重威胁，主要源于化石燃料燃烧产生的二氧化碳(CO₂)排放。尽管太阳能光伏(PV)和风电等可再生能源占比逐年提升，但其间歇性供电特性导致电网稳定性面临挑战。集中式太阳能发电(CSP)技术因其配备储热系统(TES)而展现出独特优势，其中太阳能塔(SPT)通过定日镜阵列实现高聚光比，可获得更高蒸汽压力来提升发电效率。然而，现有储热系统容量有限，难以满足长期、大规模的能源存储需求。

悉尼大学的研究团队在《International Journal of Hydrogen Energy》发表研究，创新性地将SPT系统与地下氢能存储(UHS)技术结合。通过技术经济分析比较盐穴和枯竭气藏两种地质储氢方式，并评估碱性电解槽与铜氯(Cu-Cl)热化学电解槽的性能差异。研究发现采用纯光伏供电(SPT:PV=0:100)的热化学电解-枯竭气藏组合方案最具经济性，净现值(NPV)较盐穴方案提高12.66%，若计入氧气(O₂)副产品销售可使NPV再提升117.97%。

研究采用美国国家可再生能源实验室开发的系统顾问模型(SAM)进行SPT系统仿真，结合热力学计算确定电解槽性能参数。通过建立包含压缩机、净化单元等设备的完整成本模型，计算不同场景下的平准化储氢成本(LCOHS)。特别评估了澳大利亚政府2澳元/kg的氢能税收优惠政策对项目经济性的影响。

【地下氢能存储系统】
15个盐穴(占地1.6 km²)才能达到单个枯竭气藏的存储容量。气藏方案因无需人工造腔而显著降低初始投资，其工作气体能量(WGE)容量达0.5 TWh时，储氢成本较盐穴降低37%。

【电解技术比较】
铜氯(Cu-Cl)热化学循环在530°C下实现44%的热效率，直接利用SPT余热使其产氢量比碱性电解提高43%。整合光伏供电后，系统整体能源效率达45.07%。

【经济性分析】
在澳大利亚Pilbara地区的案例显示，枯竭气藏方案的平准化储氢成本(LCOHS)为2.3-4.29澳元/kg。税收激励使投资回收期缩短至7年，氧气销售可额外创造12.5%的内部收益率(IRR)。

该研究首次构建了SPT-UHS全链条技术经济评估框架，证实了地质储氢在大规模可再生能源存储中的可行性。特别值得注意的是，热化学电解技术对提高系统能效的关键作用，以及政策激励对项目经济性的显著影响。这些发现为各国制定氢能发展战略提供了重要参考，对实现《巴黎协定》的温控目标具有实践指导意义。