优化氢供应链：在土耳其车队脱碳中应对碳税情景

《Clean Technologies》：Optimizing the Hydrogen Supply Chain: Navigating Carbon Tax Scenarios for Fleet Decarbonization in Türkiye

　　

本研究考察了在替代性碳税情景下，应如何设计氢供应链，以推动重型货运运输脱碳。研究人员构建了一个双目标（bi-objective）、多时期（multi-period）优化模型，利用增广ε-约束法（AUGMECON2）在约束CO₂排放的同时最小化系统日总成本，从而揭示经济目标与环境目标之间的权衡关系。该模型应用于土耳其重型运输部门，并在零碳税、适度碳税和激进碳税情景下求解。结果表明，氢平准化成本（LCOH）范围为2.06–14.06 $/kg H₂。较高的碳定价使混合型设计中的LCOH上升29.06%，同时使集中式供应链中的可再生能源占比从2.04%提升至46.97%。敏感性分析表明，基于电解槽（electrolyzer）的制氢成本发生±20%变化时，不会改变网络拓扑，但在以减排为导向的解中，会使LCOH在13.10–15.02 $/kg H₂之间变动。研究发现，在以可再生能源为基础的分散式结构中，提高碳税政策主要会推高LCOH，但与无税情形相比，整体技术组合和网络拓扑基本保持不变。然而，在集中式供应链中，碳定价会同时影响能源来源和所选技术。通过将土耳其2030–2053年政策里程碑纳入多时期框架，本研究的特色在于提出了一个契合发展中国家经济与物流现实的综合性多时期规划框架。与现有模型不同，该方法通过分析不同税率对重型运输运营决策与战略决策的直接影响，量化了碳税演进轨迹如何决定性地驱动基础设施投资。该研究构成了对碳税政策工具与长期氢供应链演化的首次联合评估，为类似新兴经济体中政策驱动的能源转型提供了决策框架。

该文发表于《Clean Technologies》，围绕土耳其重型货运部门氢能转型中的供应链配置问题展开，核心目标是在发展中国家化石能源仍占较高比重、减排承诺持续强化的现实背景下，识别碳税政策如何影响氢基础设施的成本、技术选择与减排表现。研究背景在于，全球能源需求持续增长与化石燃料长期主导共同推动温室气体排放增加，交通部门尤其是重型车辆（HDV，重型车辆）已成为深度脱碳的关键场景。相比纯电路径，氢燃料电池更适用于长续航、高载荷、快速补能的重型货运需求，但这一技术路线的可行性并不只取决于车辆本身，还依赖制氢、储氢、运输与空间布局的系统性协同。土耳其作为《巴黎协定》缔约国，提出了到2053年实现净零排放的目标，但其电力结构仍明显依赖煤炭和天然气，因此仅依靠电气化难以完成深度减排。正是在这一“减排目标强、化石依赖高”的双重约束下，开展面向长期、兼顾经济性与环境性的氢供应链研究具有明显必要性。

现有研究虽已涉及氢气生产、储存、安全、运输及供应链建模，但仍存在几方面不足。其一，不少工作聚焦单一生产技术或单阶段决策，缺少覆盖生产—储存—运输全链条的一体化分析。其二，已有多时期模型虽然考虑了需求增长与设施扩张，但较少系统纳入碳税等政策工具对网络演化的长期影响。其三，针对发展中国家情境的研究仍相对有限，难以充分反映财政约束、能源结构刚性和物流现实对转型路径的塑造。因此，本研究以土耳其为案例，试图回答一个具有普遍性的政策问题：在碳税逐步提高的情形下，发展中经济体应如何规划氢供应链，才能在重型货运脱碳中实现经济性与减排绩效之间的平衡。

在技术方法上，研究人员构建了一个多时期双目标混合整数线性规划模型（MILP，混合整数线性规划），规划期划分为5个阶段，对应2026–2050年，并与土耳其2030、2035及2053氢战略节点衔接。需求侧基于土耳其统计局（Tü?K）历史重型车辆数据，采用灰色预测法推算车队规模，再结合车辆年行驶里程、单位里程耗氢量和氢燃料车辆渗透率计算各时期各区域氢需求。空间上将土耳其81省聚合为28个簇（cluster），并据此建立运输距离矩阵。模型同时优化生产、储存、运输和设施建设决策，在零、适度和激进三种碳税情景下，利用AUGMECON2方法生成Pareto最优解集，并选取最低排放点、膝点和平衡成本点进行比较；样本来源为土耳其国家能源、交通与地理统计数据及文献技术经济参数。

研究结果部分围绕三个代表性Pareto解展开，揭示了不同网络架构对碳税的异质性响应。

5.1. Assessment of Point A (Pareto ID = 0)
该点对应“最低排放—最高成本”的极端解。研究表明，在这一解中，碳税并未改变供应链的基本结构，而主要体现为成本抬升。LCOH在无税情景（S1）下为12.36 $/kg H₂，在适度碳税（S2）和激进碳税（S3）下分别上升至13.41和14.06 $/kg H₂。通过模型比较得出，该结构在所有时期均完全依赖可再生电力制氢，天然气、煤炭和生物质的使用量均为零，说明碳税未能进一步改变能源结构。研究还发现，系统演化更多表现为物理网络扩张而非技术替代：早期投资以生产设施为主，后期储存设施占比提高，电解槽利用率由约10%持续提升至约44%。在空间上，该解形成分布式生产、部分集中的物流格局，运输完全由铁路承担，且运输走廊高度有限。由此可见，在以可再生能源为主导的分散式低排放结构中，碳税主要形成经济压力，而不会触发技术或网络重构。

5.2. Assessment of Point B (Pareto ID = 1)
该点代表成本与排放之间较均衡的“膝点”解。与点A相比，该解在仅小幅增加排放的前提下显著降低了总成本。研究结果显示，随着碳税升高，总系统成本由S1下的44.65 million增至S2下的53.90 million和S3下的60.14 million，LCOH则由6.09增至7.19和7.88 $/kg H₂；但CO₂排放在各情景下基本稳定在约120.7 million kg。通过分期投资与技术构成分析可知，该解属于以电解制氢为主、少量蒸汽甲烷重整（SMR，steam methane reforming，蒸汽甲烷重整）补充的混合结构。t3和t4为投资高峰期，储存设施增量在不同碳税情景下完全一致，生产设施投资仅存在轻微差异。进一步的空间分析表明，碳税并未动摇整体技术骨架，而是引起部分簇之间的产能再分配，即系统通过局部空间重平衡来吸收碳税冲击，而非通过技术替代实现减排。研究据此指出，在可再生能源占比较高的混合型架构中，碳税更多导致LCOH上升，难以带来额外减排收益；从S1到S3，LCOH提高29.06%，但排放几乎不变，表明系统具有显著的结构刚性。

5.3. Assessment of Point C (Pareto ID = 19)
该点对应最低成本的集中式解，呈现典型的“枢纽—辐射”型网络。研究显示，该结构中约89%–91%的氢由铁路运输，9%–11%由公路运输，表明系统依赖少数中心节点集中生产，再向广域目的地分发。最终时期的设施分布表明，SMR装置集中于少数高容量簇，构成主干生产基础；电解槽虽分布更广，但多数节点规模较小，主要起补充作用。与前两类解不同，该集中式解对碳税更为敏感。模型结果表明，在无税情景下，系统几乎完全依赖天然气（NG，natural gas）；而在S2和S3下，能源投入结构发生显著变化，可再生电力占比由约2.04%提高至接近46.97%，天然气与可再生电力逐渐接近各占一半。尽管从S2到S3能源结构变化已不大，但LCOH仍由2.06、4.30升至5.53 $/kg H₂，说明更高碳税主要继续推高运营成本。结合装机与利用率分析，研究人员指出，该类网络并未因碳税而彻底重建拓扑，而是在既有基础设施上通过提高电解装置利用率、调整SMR与电解的运行平衡来响应政策变化，即碳税显著改变了运行机制与能源结构，但未根本重塑空间网络。

5.4. Sensitivity Analysis
敏感性分析聚焦于激进碳税情景（S3）下电解槽制氢单位生产成本（UPC，unit production cost）的波动影响。结果表明，当UPC发生±20%变化时，三类Pareto解（ID 0、1、19）的网络拓扑和主导技术均不改变，排放水平也保持稳定，仅LCOH发生数值变化。具体而言，在以SMR主导的成本导向解（ID 19）中，UPC上升20%仅使LCOH由5.52增至5.58 $/kg；而在完全依赖电解的环境导向解（ID 0）中，LCOH则由13.10升至15.02 $/kg。这说明长期政策约束和资本开支（CAPEX，capital expenditure）主导了网络结构，边际成本波动不足以促使网络重构。边界条件测试进一步表明，只有当电解槽设施投资成本和UPC同时下降60%时，供应链结构才会发生变化，电解技术才可在全部配置中广泛部署；此时LCOH整体边界可降至4.46–7.64/kg H₂。这一结果为电解技术降本的关键阈值提供了明确证据。

5.5. Discussion
讨论部分强调，碳税并不会在线性意义上持续推动氢供应链低碳化，其效果取决于初始网络架构和技术基础。在分散式、可再生能源主导的结构中，系统已具备较低排放特征，碳税仅增加成本，难以带来结构性改进；在集中式、化石能源占比较高的结构中，碳税则更容易驱动能源替代与运行调整。研究同时指出，空间布局的刚性十分明显，设施选址主要由资源禀赋和物流邻近性决定，而非财政性惩罚信号。文章进一步将土耳其与墨西哥、印度尼西亚等新兴经济体进行对照，认为这些国家同样面临高化石依赖与重型道路货运排放强度高的问题，因此本研究提出的多时期优化框架和分级碳税路径具有一定可迁移性。作者还指出，分散式结构中的技术刚性与高前期资本投入密切相关，碳税作为运营成本信号，难以撼动既有高CAPEX设施，因此更适合采用渐进式税制而非一次性激进加税。同时，储存与运输阶段排放在若干情景下仍占重要地位，表明若仅在生产环节施策，碳税的环境效果将受到限制。

5.6. Managerial Implications
管理启示部分指出，在高可再生占比、低排放的分散式架构中，不宜采用过于激进的碳税，因为其不会改变技术结构，只会推高总成本和LCOH。在混合架构中，碳税虽不改变基础设施骨架，但会影响投资时机。在集中式架构中，适度碳税可有效改善能源构成，但过高税率未必进一步减排，因此政府必须谨慎确定税率水平。研究还强调，后生产阶段同样需要脱碳，政策制定应将碳定价与基础设施激励、投资支持机制协同设计，以提升氢转型的经济可持续性。

结论部分指出，本研究在多时期双目标优化框架下，系统评估了碳税情景对重型运输氢供应链的影响。结果表明，碳定价的作用高度依赖基础设施设计：在分布式、可再生能源主导方案中，碳税主要影响经济性而不改变网络配置；在混合方案中，环境表现基本稳定，但投资时序会响应政策信号；在集中式、成本敏感方案中，碳税能够改变能源结构，并使Pareto前沿解对政策更敏感。具体而言，LCOH范围为2.06–14.06 $/kg H₂；激进碳税使混合设计的LCOH增加29.06%，并将集中式供应链中的可再生能源占比提升至46.97%。敏感性分析进一步表明，电解制氢UPC发生±20%变化不会导致网络重构，只会改变各配置下的LCOH数值；而当电解投资成本与UPC同时至少下降60%时，供应链结构与技术选择才会显著转变，从而在所有配置中推广电解技术，并将整体LCOH降至4.46–7.64/kg H₂。因此，研究认为，仅依靠提高碳税并不能保证更大幅度的减排，反而可能带来更高成本和更慢投资；对土耳其这类发展中经济体而言，更合理的路径是采用分级、可预测的碳税政策，并与过渡性技术、基础设施支持和融资机制协调推进，以避免形成阻碍转型的经济壁垒。