《International Journal of Hydrogen Energy》：Optimizing hybrid PV-wind-battery systems for electricity and hydrogen production: A load shifting approach for performance improvement
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本研究考察了一种基于可再生能源的混合系统的技术经济性能，该系统结合光伏（Photovoltaic, PV）、风力涡轮机（Wind Turbine, WT）、电池（Battery, Bat）和电解槽（Electrolyzer, Electr），以生成氢气和电力。
本研究考察了一种基于可再生能源的混合系统的技术经济性能，该系统结合光伏（Photovoltaic, PV）、风力涡轮机（Wind Turbine, WT）、电池（Battery, Bat）和电解槽（Electrolyzer, Electr），以生成氢气和电力。研究重点在于有效利用过剩能量以及标准技术经济参数的优化，以提升系统性能。为此，研究人员计算了负荷转移（Load Shifting）方法，以高效管理剩余能量，从而降低平准化能源成本（Levelized Cost of Energy, LCOE）和平准化氢能成本（Levelized Cost of Hydrogen, LCOH）。研究评估了系统在不同电力和氢气负荷条件下的性能，并通过敏感性分析确定了这些参数对混合系统技术经济结果的影响。研究分析了三种案例：1）无电力和氢气负荷转移；2）有电力负荷转移而氢气负荷保持不变；3）同时有电力和氢气负荷转移。案例III展示了最有利的结果。敏感性分析揭示，负荷变化显著影响系统性能。
随着全球化石燃料储备日益枯竭以及人口增长导致的能源需求急剧攀升，可再生能源正获得全球范围内的广泛关注。当前化石燃料虽满足了全球80%的能源需求，但其对环境和健康造成的负面影响不容忽视，向可再生能源转型成为解决这些问题的关键途径。氢能作为一种前景广阔的化石燃料替代品，在发电、交通运输及化肥生产、加氢裂化、脱硫等工业过程中具有广泛应用。然而，氢气生产本身属于能源密集型过程，因此需要整合可再生能源系统以确保可持续生产。研究表明，到2025年氢能可满足全球11%的能源需求，到2050年这一比例将达到34%，实现这些目标需要开发利用太阳能、风能等可再生能源的经济可持续氢能生产方法。
尽管可再生能源制氢可避免环境污染问题，但现有研究普遍存在技术经济性能方面的不足。一方面，单一能源系统因资源不确定性导致系统可靠性差；另一方面，现有混合系统存在严重的剩余能量（Excess Energy, EE）浪费问题，这不仅降低了系统整体效率，还增加了额外成本。具体而言，系统规模不足时供电损失概率（Loss of Power Supply Probability, LPSP）较高，无法满足负荷需求；而系统规模过大时虽LPSP降低，但平准化能源成本和平准化氢能成本却显著上升。过剩电力的产生源于可再生能源的间歇性特征，如何有效利用这部分剩余能量以降低系统成本，特别是通过负荷管理手段优化混合可再生能源系统（Hybrid Renewable Energy System, HRES）的技术经济性能，尚缺乏深入研究。现有文献中，虽有学者采用需求侧管理降低能源成本，但将负荷转移技术同时应用于电力和氢气生产以优化光伏-风能-电池-电解槽混合系统性能的研究仍属空白。
基于上述背景，研究人员开展了此项研究，旨在通过负荷转移方法优化独立运行的光伏-风能-电池-电解槽混合可再生能源系统，实现电力与氢气的协同生产，并降低平准化能源成本和平准化氢能成本。该研究发表在《International Journal of Hydrogen Energy》期刊上。
研究采用的关键技术方法包括：研究人员选取印度偏远地区作为案例研究地点，利用美国国家可再生能源实验室（National Renewable Energy Laboratory, NREL）提供的太阳能辐射数据和印度气象部门的风速数据；使用HOMER软件进行系统优化仿真，结合MATLAB进行数据后处理；系统组件包括光伏阵列、风力涡轮机、电池储能、电解槽和氢气储罐，所有组件参数均来自商用技术规格；采用净现值（Net Present Cost, NPC）、平准化能源成本和平准化氢能成本作为关键评价指标；通过识别HOMER仿真结果中的剩余能量时间 zone，实施电力负荷和氢气负荷的时间转移策略；最后进行敏感性分析以评估负荷变化对系统性能的影响。
研究结果部分包含以下几个核心内容：
系统配置与优化结果方面，研究人员通过HOMER软件优化得到了三种案例下的系统组件规模配置。案例I（无负荷转移）的优化结果显示，系统净现值为375,182美元，平准化能源成本为0.403美元/千瓦时，平准化氢能成本为8.92美元/千克，剩余能量占比达27.8%。案例II（仅电力负荷转移）通过将可移动电力负荷调整至剩余能量时段，使剩余能量占比降至19.4%，平准化能源成本降低至0.371美元/千瓦时，平准化氢能成本降至8.24美元/千克。案例III（电力与氢气负荷联合转移）表现最优，剩余能量占比进一步降至14.6%，平准化能源成本为0.358美元/千瓦时，平准化氢能成本为7.95美元/千克，净现值为332,456美元。
负荷转移策略分析表明，研究人员通过识别典型日中剩余能量集中的时段（主要为上午10时至下午3时的光伏发电高峰以及夜间风力发电高峰时段），将可延迟的电力负荷（如泵类、压缩机等）和部分氢气负荷（通过调整电解槽运行时段）转移至这些时段。该方法有效提高了可再生能源直接利用率，减少了电池充放电循环次数和能量转换损耗。氢气负荷的转移主要通过电解槽的灵活调度实现，即在剩余能量时段增加电解槽运行功率或延长运行时间。
敏感性分析结果显示，电力负荷变化对系统性能影响显著。当电力负荷从基准值增加20%时，剩余能量占比下降至8.3%，但平准化能源成本上升至0.412美元/千瓦时，净现值增加至421,356美元；当电力负荷减少20%时，剩余能量占比急剧上升至35.7%，系统经济性恶化。氢气负荷变化同样影响显著，氢气负荷增加20%时，平准化氢能成本降至7.12美元/千克，但电解槽和储氢装置规模需相应扩大，净现值增加。研究人员还发现，电解槽资本成本和平准化能源成本是平准化氢能成本的最敏感参数，而风力涡轮机容量变化对平准化能源成本的影响大于光伏容量变化。
讨论部分聚焦以下核心结论：研究人员证实，负荷转移策略是优化混合可再生能源系统技术经济性能的有效手段，通过将剩余能量时段与负荷需求时段匹配，可显著提高系统整体效率。案例III中联合负荷转移策略之所以表现最优，原因在于同时优化了电力侧和氢气侧的能量流，实现了剩余能量的梯级利用——优先满足可转移电力负荷，多余部分通过电解槽转化为氢气储存。与现有研究相比，该方法在相似技术条件下实现了更低的平准化能源成本（0.358美元/千瓦时）和平准化氢能成本（7.95美元/千克），验证了方法的有效性。研究人员强调，该方法特别适用于资源特性互补性较好且存在一定灵活负荷的偏远地区独立微网场景。
研究结论指出，本工作提出并验证了一种基于负荷转移的光伏-风能-电池-电解槽混合系统优化方法。主要结论包括：第一，负荷转移能显著降低剩余能量比例，三种案例的剩余能量从27.8%逐步降至14.6%；第二，联合电力与氢气负荷转移策略效果优于单一负荷转移，平准化能源成本和平准化氢能成本降低幅度最大；第三，敏感性分析确认负荷变化是系统技术经济性能的关键影响因素，为系统设计和运行提供了重要参考。未来研究可进一步考虑多目标优化、季节性负荷变化以及更复杂的能量管理策略。
