可再生能源制氢成本波动下电-氢-碳耦合的区域氢能布局优化

为解决区域氢能调度需求与可再生能源制氢成本下降潜力被忽视的问题，研究人员开展电-氢-碳耦合模型研究，预测中国2060年氢能成本将降至8.94 CNY/kg，可再生能源制氢占比达60%-100%，碳减排潜力达1040.5-1734.2 Mt，为氢能网络优化提供技术路径与政策依据。

　　

在全球碳中和背景下，氢能作为零碳能源载体备受关注，但高昂的生产成本和技术瓶颈制约其发展。尤其令人担忧的是，现有研究多忽略跨区域氢能调度需求与可再生能源电价下降对产业格局的潜在影响。中国作为全球最大能源消费国，亟需解决氢能产业布局优化问题。

中国某高校（根据资助信息推测为四川地区机构）的研究团队在《Renewable Energy》发表研究，构建电-氢-碳耦合优化模型，首次整合电价波动、技术进步与跨区域传输等因素，模拟中国七大区域2060年前氢能发展路径。通过熵权法量化区域需求、动态成本函数分析技术演进，结合碳约束情景优化决策变量。

关键方法

1. 建立多区域氢能系统优化模型，包含电解槽效率提升曲线
2. 采用熵权法加权GDP与城镇化率预测区域氢需求
3. 设置基准、低碳、零碳三种CO₂排放情景
4. 量化质子交换膜(PEM)与碱性电解槽技术成本差异

区域氢需求
通过2013-2022年社会经济数据测算，显示华东、华南将成为主要消费区，2060年华南进口量达20.46 Mt。

结果分析
• 成本方面：2060年平均制氢成本降至8.94 CNY/kg，较2025年下降63%，其中PEM技术占比提升至24%-60%
• 环境效益：在零碳情景下，全生命周期碳减排潜力达1734.2 Mt，相当于中国当前年排放量的15%
• 空间布局：西南地区凭借丰富可再生能源成为核心输出地，贡献全国36.9%的跨区输氢量

结论与意义
该研究揭示技术学习曲线（指成本随产量积累而下降的规律）对氢能经济的决定性影响：电解效率每提升10%，成本可降低2.3 CNY/kg。创新性提出"输电-输氢"协同优化策略，建议通过碳市场机制推动绿氢溢价。成果为中国《氢能产业中长期规划》提供量化支撑，其区域协同模型可扩展应用于"一带一路"能源合作，对实现2060碳中和目标具有战略指导价值。研究特别指出，需加强PEM催化剂（质子交换膜电解槽核心材料）研发以突破技术锁定效应。