弃电驱动与专用风电场制绿氢的技术经济比较——以哥伦比亚拉瓜希拉为例

《Energy Conversion and Management-X》：Curtailment-driven vs. dedicated wind farms for green hydrogen production: A techno-economic comparison in La Guajira, Colombia

　　

摘要翻译：

弃电驱动型与专用风电场型绿色氢气生产：哥伦比亚拉瓜希拉的技术经济比较

• 按分摊的平准化度电成本（LCOE）对弃电定价会使绿色氢气成本最高增加2.6倍。
• 20年数据显示：弃电制氢的产量波动性是专用风电制氢的两倍。
• 对富余电力定价后，弃电驱动型制氢成本为3.4–3.7欧元/千克，专用风电为2.5欧元/千克。
• 在相同年电量下，300兆瓦电解槽在专用风电场景可转化99%的电量，而弃电场景仅转化43%。
• 拉瓜希拉的绿色氢气若要与传统灰色氢气（1.7欧元/千克）竞争，需要政策支持。

（–）表示无量纲量：比值、分数或计数。分数（l、η_sys、r、S_stack、CF）以小数形式代入方程，在正文与表格中以百分比报告。

论文解读：

**一、研究背景与问题**

风力发电在减缓气候变化中发挥关键作用，但其固有间歇性给电网并网带来显著挑战。当发电量超过用电需求或输电能力，且缺乏储能时，多余电力将被弃置，造成可再生能源浪费。电力转氢（Power-to-Hydrogen）技术可通过电解将富余电力转化为绿色氢气，既平衡能源系统又避免弃电。然而，目前全球氢气需求约9700万吨，几乎全部由化石燃料生产的灰色氢气满足，低碳氢气产量不足100万吨。电解水制氢中，电力成本占主导，因此电力来源成为核心设计选择：是使用原本会被弃置的富余电力，还是建设专用可再生能源电站。

已有研究多假设弃电为零成本，且多采用单年气象数据，忽略了年际风资源变率；同时鲜有研究在一致的方法与成本假设下直接比较弃电驱动型与专用风电场型两条制氢路线。在哥伦比亚拉瓜希拉（La Guajira），该地区拥有全国最佳的风资源，但规划的风电装机已超过可用输电容量，弃电风险显著，这为评估弃电制氢提供了独特场景。然而，现有哥伦比亚绿色氢能评估仅关注专用可再生能源电站，弃电制氢尚未被研究。

**二、研究目标与主要方法**

为填补上述空白，研究人员基于哥伦比亚电网连接申请和输电规划设定了三种风电场开发场景：场景1为纯陆上风电且输电受限，场景2为陆上+海上风电且输电受限，场景3为与场景1年发电量等量的专用陆上风电场。研究采用二十年年小时级ERA5再分析风数据，经双线性插值和偏差校正后模拟各风电场出力，并考虑输电约束和电损失计算逐时弃电量。电解槽模型采用PEM技术，按100兆瓦模块化运行，考虑部分负荷效率、最小负荷限制、模块启停和堆栈寿命折算。经济模型采用自上而下成本法，评估平准化度电成本（LCOE）、平准化制氢成本（LCOH）和年化收益（AB），并设置零成本电力和按分摊LCOE定价电力两种情形，同时进行敏感性分析。

**三、主要研究结果**

**风能开发情景的技术经济表现。** 场景1的P50年发电量为28.6太瓦时，场景2为39.6太瓦时；陆上风电加权容量因子（CF）P50为49%，海上为66%，远超欧洲2023年的29–42%范围。由于输电约束，场景1中4.8%的净电量成为弃电，场景2弃电比例达16.6%。弃电电量的年际变率显著大于专用风电净出力，场景1弃电变率达?52%/+50%，而专用风电场为?28%/+29%。所有场景的加权LCOE均低于参考电价75.5欧元/兆瓦时，但海上风电因高成本和弃电率，LCOE最高达47.7欧元/兆瓦时。

**绿色氢气生产与电解槽利用率。** 在可完全转化假设下，场景1的P50氢能潜力约2.6万吨/年，场景3约2.7万吨/年，场景2约12.6万吨/年。电解槽利用率方面，专用风电场显著优于弃电驱动：100兆瓦时，场景3利用率达73%，而场景1仅23%。在收益最大化容量下，场景1（600兆瓦）利用率为19%，场景2（2500兆瓦）为28%，场景3（300兆瓦）为50%。以300兆瓦电解槽为例，场景3可转化99%的可用电量，场景1仅转化43%，尽管两者年电量相同。这表明决定转化率的是电力供应的时序分布而非总量。

**运行工况与堆栈更换。** 专用风电场模块年等效运行小时数为5391小时，场景1仅1715小时；场景3在20年评估期内更换2次堆栈，场景2约1次，场景1中位数年份为0次。启停次数在各场景间差异不大，但每次启动对应的运行时长差异显著。

**经济表现与敏感性。** 零成本电力情形下，场景2的P50 LCOH为1.0–1.7欧元/千克，场景1为1.6–3.4欧元/千克，多数容量下具有竞争力。按分摊LCOE定价后，场景1和2的LCOH平均增加1.7和2.2欧元/千克，P50最小值分别达3.4和3.3欧元/千克，高于3欧元/千克参考价；在收益最大化容量下升至3.7和3.4欧元/千克，为零成本情形的1.9和2.6倍。专用风电场场景3在300兆瓦时达到最低P50 LCOH为2.5欧元/千克，低于参考价，最大年化收益为13.2百万欧元/年。敏感性分析显示，弃电制氢仅在电解槽CAPEX为265欧元/千瓦、氢价4欧元/千克或高风年份（P90）下具有竞争力，而专用风电场在多数参数范围内保持经济可行性，且站点中位CF超过约40%时LCOH低于参考价。

**四、讨论与结论**

研究表明，拉瓜希拉风资源卓越，大规模风电开发可贡献哥伦比亚约30%的预期电力需求，但海上风电并网需与电网扩容协同规划。弃电制氢的可行性高度依赖零成本电力假设，一旦按成本分摊定价，其经济性消失。专用风电场凭借更平稳的电力供给时序，获得更高电解槽利用率和更低LCOH，是更可靠的绿色制氢路径。年际变率分析揭示了单年评估的局限性，弃电作为剩余量放大了风资源波动，给氢气供应的稳定性带来风险。研究还指出，堆栈更换成本和循环惩罚对两种路线LCOH影响有限（最多增加0.19欧元/千克），不改变排序。结论部分强调，在现实假设下弃电制氢仅作为补充策略，需补贴或政策激励；而专用风电场在更广条件下保持可行，是拉瓜希拉绿色氢能更有前景的路径。此外，研究存在若干局限，如未考虑尾流效应、亚小时级动态、下游储运成本，以及土地和水资源对当地Wayuu社区的影响，未来研究应引入电力系统调度模型并纳入全供应链成本。