多销售策略集成的绿色氢能供应链技术经济评估

《Energy Conversion and Management: X》：Techno-economic evaluation of green hydrogen supply chain integrated with multi-selling strategies

　　

太阳能制氢被认为是一种具有全球商业前景的高效机制。车辆与工业级氢气构成两个主要负荷终端，而对应氢气压力的差异反映出对差异化储氢层级与多销售策略的迫切需求。为此，研究人员提出一种由光伏发电站、水电解制氢模块、多级储氢系统与多元销售模式组成的混合系统以应对这一挑战。该研究基于平准化电力成本（Levelized Cost of Electricity, LCOE）、平准化氢气成本（Levelized Cost of Hydrogen, LCOH）及多情景敏感性分析开展经济评估。此外，针对运营成本，研究人员还分析了加氢站距离、氢价随机性及故障事件概率等影响因素的函数关系。在三种氢气生产与销售情景中，大规模项目（光伏电站装机容量5000kW）和中规模项目（光伏电站装机容量2000kW）均取得正向模拟结果：净现值（Net Present Value, NPV）分别为381,743,828美元和151,912,249美元，内部收益率（Internal Rate of Return, IRR）分别为11.63%和16.88%。就LCOH指标而言，大规模项目中定义的30 bar、350 bar和700 bar三个压力层级的LCOH分别为5.08美元/kg、5.56美元/kg和6.52美元/kg；中规模项目的相应数值分别为8.94美元/kg、9.46美元/kg和10.49美元/kg。小规模项目则因核心组件容量不匹配而获得负向结果。通过实验结果分析，该研究明确了当前绿色氢能供应链面临的关键挑战，包括氢气生产与需求之间的空间错配、不同终端用户的压力层级不兼容，以及不同项目规模经济可行性不明确等问题。所提出的多级储氢和基于共享经济的加氢模式增强了灵活性与成本效益，而分规模的技术经济结果为实际项目规划提供了直接指导。

随着可再生能源因其充足性、清洁性和广泛可用性而具备加速低碳能源系统发展的坚实基础，但其波动性与间歇性特征也为大规模部署带来负面挑战。同时，化工、钢铁和交通等重工业产生显著碳排放，成为脱碳障碍，这反映出探索替代能源以应对全球温室气体排放紧迫问题的必要性。氢气作为清洁且多功能的负荷终端，有利于减少上述行业的温室气体排放，并可作为储能介质或电制X（power-to-x, PtX）产品，在能源密集型海水淡化过程中发挥关键作用。全球范围内针对灰氢、蓝氢和绿氢生产潜力的战略布局，充分体现了氢气的广泛角色。在此背景下，利用水电解技术从可再生能源中制取的绿氢被视为主要发展方向。欧盟氢能战略设定了2030年电解槽装机容量达到约40GW的目标，并配套引入额外1000万吨绿氢的计划。为满足日益增长的氢气需求，构建能够支撑工业和交通领域广泛应用的匹配氢能供应链已成为关注焦点。

氢能供应链的多维负荷传输方式是整个供应链的基石，目前亟需消除源端地区与需求枢纽之间地理错配带来的不利影响。在中国，绿氢主要来源位于偏远地区，而使用中心位于市区，这一现象 necessitates（需要）制定战略性加氢方案以解决源荷终端之间的空间失衡问题。管道和卡车两种运输方式与制氢厂、储氢设施和加氢站整合构成氢能供应链。已有研究构建了多种氢气输送策略场景，将管道、液氢卡车和压缩氢气卡车以并联结构组合；也有研究提出了将整个氢能供应链划分为生产、储运和加加的多阶段理论。将氢气注入具有类似物理特性的天然气管道作为主流运输方式之一已逐步实施。研究通过对比分析不同距离下液氢卡车、气态氢卡车和气态氢管道的输送成本，明确指出中国75%的绿氢生产潜力集中在西北/华北地区，而82%的氢气需求来自东部沿海城市，导致平均运输距离超过1500公里。实验结果表明，气态氢卡车在短距离表现优异，而液氢卡车和气态氢管道应参与长距离场景。研究人员还从经济成本、能源效率和二氧化碳（CO₂）排放角度，通过计算平准化氢气运输成本（Levelized Cost of Hydrogen Transportation, LCoHT）标准，评估了大规模绿氢生产和远距离运输的可行性。另有研究聚焦于氢气管网传输的可行参数设计，通过技术经济分析探讨了动态能流模拟。省级数据分析表明，中国绿氢产能与工业需求之间的空间相关系数仅为0.32，呈现严重的地理脱钩。上述研究从生产、储运和输送视角设计了绿氢应用的经济可行性分析核心要素，但忽略了特定氢气管道的建设资本支出；即使嵌入天然气管道，空间位置仍为绿氢应用形成难以逾越的鸿沟。此外，燃料电池汽车和卡车共用通常位于偏远地区的新建固定加氢站，而到商业区的长距离将成为氢能车辆领域具体应用的瓶颈。

除氢气运输方案外，作为供应链中能量载体的氢气储运系统在一定程度上能够缓解成本与环境问题。压缩气体、液氢和低温压缩技术被广泛整合为物理储氢系统，一组互补的储氢解决方案为系统设计选项提供了坚实基础。已有研究总结了氢气储运和压缩系统的成就与未来研究趋势，特别针对移动和固定应用。研究全面总结了液氢（Liquid Hydrogen, LH₂）储罐绝热结构的发展进展。在不同工业应用中，储罐的相关压力层级从30 bar到1000 bar不等。水电解产生的对应氢气压力通常约为15-30 bar。将氢气注入天然气管道的主要任务是将压力提升至80-100 bar；对于氢冶金如钢铁生产或燃料电池供氢，压力需略微提升至30-50 bar。在以短加氢时间和长续航里程为特征的交通领域，个人氢燃料电池汽车具有最大的储氢压力，标记为700-1000 bar，氢能重卡的压力达到约350-700 bar。直接供应而不进行压力匹配将导致压缩/膨胀过程中15-25%的能量损失，固定加氢站无法灵活适应多压力需求。这种压力失配不仅增加运营成本，还限制了绿氢应用的可扩展性。研究表明，压力层级失配使LCOH增加0.8-1.2美元/kg，对商业化构成显著经济负担。有研究构建了受益于海上和陆上可再生能源的氢能供应链，并考虑最优规模问题以扩大氢能应用和应对潜在风险。综合上述研究，消耗阶段在工业和交通领域涉及存储层级的多元化加氢点很少被纳入整个氢能供应链的最优规划，这将导致低压应用在降压过程中产生大量能量损失。

在当前突出研究中，氢能供应链的最优设计或基础设施规划被广泛近似为静态模式。有研究考虑了氢能需求不确定性的集成氢能供应链鲁棒设计与规划，利用Benders分解得出结论：时空不平衡问题的解决变得便捷。另有研究建立多阶段随机规划（Stochastic Programming, SP）模型以考虑氢能供应链中产生的需求和运输能力不确定性，提出的加权场景样本平均近似框架提供了考虑多场景的可行决策。研究指出，交通领域需求在早晚高峰达到峰值，而太阳能驱动制氢在正午达到峰值，导致40%的日供需错配。还有研究为暴露包括新建氢管道、改造天然气管道和卡车在内的氢能运输基础设施最优方案提供了重要帮助，通过混合整数线性规划和实物期权分析降低了不确定市场需求的波动性。通过全面调研可再生能源的异质性，这些绿氢供应链设计者在描绘生产潜力方面具有优势。然而，纵观以往研究，整体运行参数、供需不确定性已在单一时点预先定义，但忽略了氢能运输车辆交通流的不确定性。

基于上述研究成果分析，现有研究存在以下潜在风险扩展应用问题：研究集中于交通领域或氢冶金的单一应用，常忽略氢气压力差异；燃料电池汽车和卡车共用偏远地区新建固定加氢站，到商业区的长距离造成氢能车辆领域应用的瓶颈；模拟真实氢能供应链时，供需不确定性在单一时点定义，但忽略了氢能运输车辆交通流的不确定性，导致模拟环境准确性下降。

为弥补上述文献差异，研究人员将氢气储运模式设定为前序改进阶段，通过考虑多元化氢气存储压力层级来强化节能环境。随后总结了工业部门和交通领域的三种氢气需求场景，并嵌入具有更高可扩展性和灵活性的多元销售策略，涵盖移动和固定加氢单元的"共享经济"模式，以操纵动态氢能流动。此外，在考虑LCOH和LCOE的前提下，对所提氢能供应链进行技术经济评估以验证实际可行性。

该研究提出的绿氢供应链整合了光伏电站、碱性电解槽、固定与移动加氢站及储氢设施。通过实施"共享经济"，在构建组件运行参数的前提下，可充分模拟交通和氢冶金领域的扩展应用。该模型的优越性可归因于三方面：第一，"共享经济"模式的引入能够同时捕捉交通领域负荷的内在特征，加速氢能产业发展；第二，部署多元化氢气存储层级以响应不同氢气负荷，虽增加投资负担，但匹配适宜的核心氢能基础设施容量可实现理想经济指标，大规模和中规模项目的正向模拟结果NPV分别为381,743,828美元和151,912,249美元，对应IRR分别为12.62%和17.56%，大规模项目的30 bar、350 bar和700 bar三个压力层级LCOH分别为5.08美元/kg、5.56美元/kg和6.52美元/kg，中规模项目的相应数值分别为8.94美元/kg、9.46美元/kg和10.49美元/kg；第三，动态模拟实现了基于三种存储层级的氢价波动、车辆故障概率和太阳能故障概率等运行参数的特定变化，使所提氢能供应链的模拟更接近现实，有利于广泛应用。

总体而言，该研究在氢能供应方面取得明显改进，但仍有提升空间，尤其是氢能供应链中各组件的最优规模问题，如实验三所示。这一方向应是未来科研工作中需重点攻克的首要任务。