《Energy Conversion and Management-X》：Hydrogen as a seasonal storage technology to enable Net-Zero Victoria, Australia
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在高度电气化的电力系统中实现净零排放需要解决需求与可再生能源供应之间的季节性错配问题。本研究探讨了氢作为季节性储能技术在澳大利亚维多利亚州实现完全脱碳电力系统中的作用。研究人员开发了一个小时级分辨率的混合整数线性规划（MILP）模型，对2050年预测需求下的发
在高度电气化的电力系统中实现净零排放需要解决需求与可再生能源供应之间的季节性错配问题。本研究探讨了氢作为季节性储能技术在澳大利亚维多利亚州实现完全脱碳电力系统中的作用。研究人员开发了一个小时级分辨率的混合整数线性规划（MILP）模型，对2050年预测需求下的发电、储能和转换技术进行联合优化。结果表明，地下储氢（UHS）是最具成本效益的季节性储能技术，在冬季长期可再生能源枯竭期间可满足高达46%的电力需求。即使在氢需求大幅降低的情景下，UHS仍然保持经济最优性，凸显其作为季节性储能资产而非单纯氢供应基础设施的价值。相比之下，排除氢储能的情景会使系统总成本增加高达63%，并需要不切实际地大规模部署抽水蓄能（PHES）。这些结果表明，维多利亚州的净零系统规划应优先考虑氢基础设施与可再生能源发电的协同建设。尽管储能容量可观，最优系统仍存在23%的可再生能源弃电率，主要源于夏季太阳能光伏（PV）的过度发电，这表明可再生能源超量建设仍可作为一种具有成本效益的充裕性策略。该分析采用确定性、系统级框架，未显式表征空间网络约束、输电扩展、非线性运行动态、风电和太阳能技术的未来效率提升，以及随机供需不确定性，这些被确定为未来研究的优先方向。
**维多利亚州净零目标下氢作为季节性储能技术的系统优化研究解读**
**一、研究背景与问题提出**
澳大利亚维多利亚州已承诺到2035年将温室气体排放较2005年水平减少75%–80%，并力争在2045年实现净零排放。为达成2035年中期目标，该州计划将本地可再生能源发电占比提升至95%，较当前39%的水平大幅增长。然而，维多利亚州的一次能源供应仍以石油（39%）、煤炭（34%）和天然气（18%）为主，三者合计占总消费量的90%以上。在终端能源消费中，77%来自油气载体，电力仅占19%。这一能源结构意味着实现净零排放需要全面脱碳，而不仅仅是电力部门的转型。
维多利亚州面临的核心挑战在于季节性供需错配。随着电气化进程加速，冬季电力需求预计将显著增长——2024年冬季居民和小型商业用户的天然气峰值需求是夏季最低需求的9.4倍。该州已出台《天然气替代路线图》和《零排放车辆路线图》等政策文件，推动住宅、商业和工业领域的电气化转型。然而，高度依赖可再生能源（尤其是太阳能光伏）的电力系统在冬季面临发电量显著下降的问题，而冬季恰逢用电高峰，这构成了深刻的季节性失衡。
在此背景下，氢作为一种可大规模、长期储存的能源载体，被视为填补季节性储能缺口的潜在方案。已有研究表明，地下储氢（UHS）是应对低频次、长周期储能需求最具成本效益的选择，其成本预计到2040年将降至2020年水平的约20%。然而，针对UHS在最优设计的全可再生能源系统中管理季节性失衡的作用，相关文献仍较为稀缺，尤其是在深度电气化背景下。本研究旨在填补这一空白，以维多利亚州为案例，通过高分辨率优化建模评估氢作为季节性储能技术的技术经济可行性。该研究发表于《Energy Conversion and Management-X》。
**二、主要技术方法**
研究人员开发了名为NZVIC2050的混合整数线性规划（MILP）优化模型，用于确定满足维多利亚州2050年逐时电力与氢需求的最低成本系统配置。模型的目标函数是最小化总支出（TOTEX），包括资本支出（CAPEX）和运营支出（OPEX）。CAPEX通过资本回收因子（CRF）进行年化处理，采用统一的折现率和各技术特定的经济寿命。OPEX涵盖运维、水成本、需求侧参与（DSP）、车到网（V2G）、输配电（T&D）和氢管道（PIP）成本。模型以小时为时间分辨率，覆盖全年8760小时，采用循环时间结构连接年末与年初。候选技术集合包括陆上风电、海上风电、公用事业规模太阳能光伏、锂离子电池（LIB）、钒液流电池（VRFB）、抽水蓄能（PHES）、电解槽、压缩氢容器（CHV）、UHS、燃料电池（FC）、氢往复式发动机（HRE）、输电线路、氢管道和电动汽车（EV）。需求侧数据采用澳大利亚能源市场运营机构（AEMO）2024年《电力机会声明》（ESOO）中绿色能源出口情景的预测，该情景与国际能源署（IEA）净零2050情景一致。风电和太阳能光伏的小时容量因子通过美国国家可再生能源实验室（NREL）的系统顾问模型（SAM）模拟生成，使用2024年气候数据。模型求解采用Python 3.8.19和Gurobi 11.0.3，运行时间约9分钟。
**三、研究结果**
**基线最优系统配置**：模型求解得到的最优2050系统包括约75 GW公用事业规模太阳能光伏、约10 GW陆上风电和约3 GW海上风电。为平衡这些波动性资源，系统部署了约90 GWh的4小时锂离子电池储能和约3 GW氢往复式发动机用于调峰。系统还配置了约300 kton的UHS（约10 TWh，约占年需求的16%）和约11.6 GW电解槽。系统年总成本达205亿澳元（191.5 A$/MWh），其中CAPEX占总成本的95%。从技术构成看，可再生能源发电安装成本占59.5%，LIB占20.8%，UHS占9.1%，电解槽占8.1%，HRE占2.5%。
**UHS的季节性运行特征**：UHS表现出清晰的季节性充放电循环——在春季和夏季充电，在秋季和冬季放电。6月和7月期间，UHS分别在65%和51%的小时数内处于放电状态。研究表明，从6月15日12:00至6月23日09:00的连续189小时内，约53 kt氢（占UHS容量的18%）被持续释放，充分体现了季节性储能的长时间尺度特性。在6月17日至18日的14小时" Dunkelflaute"事件（可再生能源枯竭期）中，系统通过LIB（51%）、HRE（29%）、V2G（12%）、可再生能源（8%）和DSP（1%）的协同调度满足需求。
**可再生能源弃电**：即使在大量部署季节性储能的情况下，系统仍出现显著的可再生能源弃电。弃电量达到总电力和氢联合需求的35%，相对于总可变可再生能源（VRE）发电量则为23%。弃电主要集中在夏季午间时段，与太阳能光伏输出高度相关（相关系数0.72），表明弃电主要由太阳能过度发电驱动。
**敏感性分析**：四项敏感性分析（±20%参数变化）表明系统设计对假设变化具有稳健性。陆上和海上风电之间存在显著替代效应：陆上风电容量因子降低20%将导致其完全被淘汰，海上风电容量增加105%；反之亦然。系统设计对资本成本高度敏感，尤其是风电技术。LIB和CHV的技术假设扰动是唯一影响容量部署的储能参数。
**替代情景分析**：情景1.1（275 MW数据中心负荷）仅使总成本增加3%；情景1.2（2 GW数据中心负荷）使总成本增加19%。情景2（最坏情况压力测试，两周内所有VRE零可用）导致电解槽容量增加69%、CHV增加258%、UHS增加146%、HRE增加280%，凸显氢技术在长期可再生能源短缺时的韧性贡献。情景3（低氢需求）使总成本降低20%，但UHS仍被选为最优季节性储能技术。情景4.1（无UHS）使成本增加17%；情景4.3（无UHS和CHV）使成本增加63%，并需要部署2.8 GW/135 GWh的48小时PHES，远超维多利亚州0.4 GW的实际潜力。
**四、讨论与结论**
研究表明，电气化政策预计将使2050年冬季峰值电力需求翻倍，而夏季峰值保持相对稳定。与此同时，冬季可再生能源发电量比夏季低近40%，主要源于太阳能光伏输出下降。氢能够填补LIB无法覆盖的季节性储能缺口，且系统成本低于PHES方案。排除氢储能将迫使系统依赖PHES进行季节性储能，导致总成本增加63%，所需PHES容量远超该州实际潜力。UHS与LIB形成互补关系——LIB满足日内电力需求，CHV满足日内氢需求，HRE、DSP、V2G和常规水电提供调峰支持。即使在氢需求大幅降低的情景下，移除氢储能几乎抵消了所有成本节约，表明长期储能对纯电力目的同样具有重要价值。研究结论明确指出：UHS将成为满足维多利亚州2050年季节性能源短缺的最具成本效益解决方案，大幅优于PHES等替代方案。因此，净零规划应将氢基础设施与可再生能源部署置于同等优先地位。
