《Results in Engineering》：Techno-Economic Evaluation of Hybrid Renewable Systems for Green Hydrogen Production and Utilization
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本研究针对偏远地区住宅能源供应场景，开展集成绿氢(GH2)的可再生能源微电网技术经济可行性评估。研究人员采用HOMER Pro软件对三种独立式可再生-氢能配置方案进行建模与优化，以净现值成本(NPC)、平准化能源成本(LCOE)、制氢成本(COH)及二氧化碳(
本研究针对偏远地区住宅能源供应场景，开展集成绿氢(GH2)的可再生能源微电网技术经济可行性评估。研究人员采用HOMER Pro软件对三种独立式可再生-氢能配置方案进行建模与优化，以净现值成本(NPC)、平准化能源成本(LCOE)、制氢成本(COH)及二氧化碳(CO2)排放量为核心评价指标。通过敏感性分析量化太阳能辐射、风速及负荷需求波动对系统鲁棒性的影响。结果显示：光伏-风电-氢能混合配置的NPC最低（$19,728.12），LCOE为$0.2577/kWh，COH为$4.29/kg；光伏-氢能(PV-H2)系统产氢量最高（106 kg/年），但LCOE达$0.3559/kWh；风电-氢能(Wind-H2)系统表现居中，LCOE为$0.2875/kWh，COH为$4.79/kg。环境效益方面，混合系统CO2排放量降至60.16 kg/年，较光伏单一系统的319 kg/年降低99.3%（以柴油发电为基准）。研究表明，在干旱与半干旱无电地区，可再生-氢能混合微电网是实现去中心化能源供应的经济高效且环境友好的解决方案。
论文解读：《面向绿氢生产与利用的混合可再生能源系统技术经济评价》
研究背景与意义
全球能源转型背景下，化石能源主导的供能模式正面临气候变化与资源枯竭的双重挑战。国际能源署数据显示，全球氢能需求自1975年以来已增长超一倍，其中绿氢(GH2)作为零碳能源载体，通过可再生能源电解水制备，被视为实现深度脱碳的核心路径。中东地区拥有丰富的太阳能与风能资源，已成为全球绿氢产业布局的战略要地，约旦等国已签署多项绿氢生产谅解备忘录。然而，现有研究存在三方面局限：缺乏对光伏(PV)、风电(Wind)及混合系统配置的多维度对比；未量化关键参数（资源波动、负荷变化）对经济指标的敏感性影响；区域适应性评估不足，难以支撑干旱地区的工程决策。为此，研究人员以约旦东部典型干旱区为案例，开展三种独立式可再生-氢能微电网的技术经济与环境效益评估，相关成果发表于《Results in Engineering》。
关键技术方法
研究采用确定性建模与敏感性分析相结合的方法：以约旦东部（北纬32.50°，东经38.22°）为研究站点，该区域年均水平总辐射(GHI)为5.5 kWh/m2/天，10米高度年平均风速4.2 m/s；负荷数据源自约旦电力公司(JEPCO)2024-2025年居民用电记录。通过HOMER Pro软件构建光伏-氢能(PV-H2)、风电-氢能(Wind-H2)及光伏-风电-氢能(PV-Wind-H2)三种微电网模型，组件选型包括Trina光伏板（单块0.345 kW）、3 kW风力机、质子交换膜(PEM)电解槽（效率87%）、PEM燃料电池(PEMFC)及高压气态储氢罐。经济参数设定项目周期25年、折现率8%，成本数据参考近期文献与HOMER组件库。优化目标为最小化净现值成本(NPC)，并通过±15%太阳能辐射、±15%风速及±10%负荷需求的单因素敏感性分析，评估系统鲁棒性。
研究结果
4.1 仿真结果
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4.1.1 光伏-氢能(PV-H2)系统：年均发电量16,715 kWh，满足7,889 kWh/年居民负荷，电解槽耗电4,826 kWh/年，产氢量106 kg/年（三者最高）。经济指标显示NPC为$27,248，平准化能源成本(LCOE)达$0.3559/kWh，制氢成本(COH)为$5.93/kg，运维成本$568.36/年。敏感性分析表明，其成本对太阳能辐射波动最敏感，NPC波动范围为$25,180-$29,799。
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4.1.2 风电-氢能(Wind-H2)系统：年均发电量13,456 kWh，负荷供电量6,578 kWh/年，电解槽耗电3,515 kWh/年，产氢量77.5 kg/年。NPC降至$22,010，LCOE为$0.2875/kWh，COH为$4.79/kg，运维成本$498.20/年。该系统对风速变化响应显著，低风速场景下成本上升12%-15%。
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4.1.3 光伏-风电-氢能(PV-Wind-H2)混合系统：实现资源互补，光伏贡献48%发电量（6,645 kWh/年），风电贡献44%（6,111 kWh/年），燃料电池补充7.8%（1,079 kWh/年）。电解槽耗电3,008 kWh/年，产氢66.3 kg/年，但经济性能最优：NPC仅$19,728.12，LCOE为$0.2577/kWh（三者最低），COH为$4.29/kg，运维成本$412.56/年。敏感性分析证实其鲁棒性最强，NPC波动范围最小（$18,450-$22,516）。
4.2 碳减排效益
以小型柴油发电机（排放因子0.65 kg CO2/kWh）为基准，三种系统均实现近零排放：光伏-氢能系统年减排319 kg CO2，风电-氢能系统减排105.45 kg，混合系统仅排放60.16 kg，较柴油基准分别降低96.5%、98.8%和99.3%。
4.3 综合对比讨论
混合系统通过风光资源时空互补，提升电解槽负载率并减少弃电，同时降低对储能容量的依赖，是干旱区无电地区的最优方案。与同类研究对比，本研究的LCOE（$0.2577-$0.3559/kWh）与COH（$4.29-$5.93/kg）处于已发表结果的合理区间，验证了模型的可靠性。研究同时指出，实际部署需解决设备协调控制、干旱区水源保障、储氢安全规范及区域供应链配套等问题。
结论与展望
研究证实，在干旱半干旱无电地区，光伏-风电-氢能混合微电网可实现最低的全生命周期成本与最高碳减排效益。敏感性分析表明，该配置在资源与负荷波动下仍保持经济优势，成果可推广至北非、阿拉伯半岛等资源相似区域。未来研究需纳入组件退化模型、随机优化算法、电动汽车(V2G)集成及蒙特卡洛不确定性分析，并通过试点项目验证动态运行特性，进一步提升技术经济评估的准确性。
