《Energy Conversion and Management-X》：Techno-economic comparison of PEM electrolyser operation modes under future electricity prices: A Belgian case study
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质子交换膜（PEM）电解槽因其对电力波动的快速动态响应以及相较于其他替代方案更小的空间占用，而被视为具有前景的电解技术。然而，与绿氢生产相关的高成本仍是PEM电解槽在能源系统中大规模部署的关键挑战。因此，本文比较了PEM电解槽的三种运行模式：满容量连续运行、价
质子交换膜（PEM）电解槽因其对电力波动的快速动态响应以及相较于其他替代方案更小的空间占用，而被视为具有前景的电解技术。然而，与绿氢生产相关的高成本仍是PEM电解槽在能源系统中大规模部署的关键挑战。因此，本文比较了PEM电解槽的三种运行模式：满容量连续运行、价格响应运行，以及提供辅助服务的价格与频率联合响应运行。相应地，基于比利时能源系统的三种潜在演变，研究人员估算了作为本文案例研究的比利时未来每小时电价，并将其应用于所定义的运行场景。结果表明，在三种电价轨迹下，与满容量运行模式相比，价格自适应场景的氢气盈亏平衡价格降低了11.39–13.10%，而价格与频率联合自适应场景则降低了18.06–19.38%。此外，研究人员进行了敏感性分析以识别影响氢气盈亏平衡价格的最关键参数，结果表明效率是主导因素，这是由于电解槽的高能耗特性。本研究为在不同电力系统配置下确定合适的电解槽运行策略提供了一个全球适用的框架。
**论文解读：未来电价下PEM电解槽运行模式的技术经济比较——以比利时为例**
**研究背景与目的**
随着欧盟2050年净零碳排放目标的推进，可再生能源（RESs）占比迅速提升，但其间歇性给电网稳定性带来挑战。当电力供应过剩时，化学储能（如氢能）可避免弃电；当电力不足时，电解槽可通过降低功耗支撑系统稳定，甚至提供频率包含备用（FCR）等辅助服务。质子交换膜（PEM）电解槽因响应快、空间占用小而成为电解制氢的优选技术，但绿氢生产成本仍高于化石燃料制氢（如蒸汽甲烷重整），其中电力成本占绿氢总成本的73%。因此，优化电解槽运行策略以降低氢气盈亏平衡价格至关重要。现有研究多采用静态模型或忽略电解槽老化效应，且缺乏基于未来电价轨迹的长期比较。为此，研究人员依托比利时正在开发的“Princess Elizabeth Zone”人工能源岛，比较了PEM电解槽的三种运行模式，并考虑欧盟关于可再生氢的法规，旨在为全球海上制氢提供经济性指导。论文发表在《Energy Conversion and Management-X》。
**关键技术方法**
研究人员采用先前开发的动态PEM电解槽模型（包含阳极、阴极、膜、电压和热模块），该模型经静态与动态实验验证，平均误差分别为0.66%和3.93%。基于比利时人工能源岛（总风电容量3.5 GW）设定35 MW电解槽厂（7个5 MW单元），并考虑欧盟可再生氢指令（RED II）的额外性、地理相关性和时间相关性要求。利用比利时2016–2023年历史电价相关性，将三种未来电价轨迹（中央、清洁分子、电气化轨迹）映射为2030–2050年逐时电价。定义三种运行模式：满容量运行（FCO）、价格自适应运行（PAO，根据电价分位阈值CL和CH及灵敏度k优化）、价格与频率联合自适应运行（FCR，在PAO基础上提供对称200 mHz FCR产品，基于10秒级频率数据）。采用净现值（NPV）和20年寿命期现金流量计算氢气盈亏平衡价格，并对关键参数进行±50%敏感性分析。
**研究结果**
**3.1 FCO场景**
通过满容量连续运行（100%容量因子），在中央、清洁分子和电气化电价轨迹下，氢气盈亏平衡价格分别为5.57、5.41和4.65 �/kgH
2。成本分解显示电力成本占比最高（83.93%–86.73%）。敏感性分析表明效率是最关键参数，其次是资本支出（CapEx）和降解率。
**3.2 PAO场景**
基于动态电价调整功率，优化参数组合（CL、CH和k）在三种轨迹下分别得到最低氢气盈亏平衡价格4.84、4.71和4.12 �/kgH
2，较FCO降低11.39%–13.10%。电力成本占比降至71.90%–73.42%。容量因子降至55.0%–63.4%。最优参数因电价分布曲线形态而异：电价越高的轨迹，算法越倾向于在低价时段多运行（CL更大）且在高价时段限制功率（CH更小）。效率仍为最敏感参数，CapEx和降解率影响增强。
**3.3 FCR场景**
在PAO最优参数基础上叠加FCR服务（基于对称200 mHz频率响应），氢气盈亏平衡价格进一步降至4.49、4.38和3.81 �/kgH
2，较FCO降低18.06%–19.38%。容量因子与PAO相近（55.1%–63.4%）。电力成本占比与PAO基本持平（71.98%–73.49%），但FCR收入额外降低了盈亏平衡价格。敏感性分析显示FCR价格对结果影响较小，因为可提供FCR的线性区域有限且受最小增量限制。
**3.4 场景比较**
FCR场景在所有电价轨迹下均获得最低氢气盈亏平衡价格，但容量因子低于FCO，表明以满负荷运行并非最优策略。PAO场景在节省电力成本方面效果显著，使绿氢价格与化石燃料制氢竞争。FCR场景还通过提供辅助服务支持电网稳定性，但控制系统复杂度增加。三个场景的敏感性分析均表明效率是最关键参数，因此在材料研发中优先提升电导率等效率指标比提升耐久性更有效。
**讨论与结论**
讨论部分指出，电解槽运行策略的选择强烈依赖于未来电价预测和应用目标。在FCO场景中，若以最大化氢气产量为首要目标，则满负荷运行是首选；而在PAO场景中，通过降低容量因子可显著降低绿氢价格，尤其在电价高昂的中央轨迹下效果更明显（降幅13.10%）；FCR场景则在保持相似产能的前提下进一步降低价格，同时提升电网灵活性。但电解槽的反复启停及部分负荷运行可能加速降解，需要更精细的老化模型。未来工作应包括更精确的降解模型、模拟惯性响应以避免控制复杂性，以及考虑部分负荷下的气体交叉效应。
**研究结论**
本文研究了PEM电解槽的三种运行模式：满容量连续运行、基于日前市场电价的运行，以及基于日前市场电价和电网频率提供辅助服务的运行。结合比利时电力系统特征，分析了三种未来电价轨迹（中央、清洁分子、电气化），考虑了电解槽寿命期内降解导致的功耗增加，并遵守欧盟绿氢立法。在FCO场景中，中央、清洁分子和电气化轨迹下氢气盈亏平衡价格分别为5.57、5.41和4.65 �/kgH
2，容量因子为100%。在PAO场景中，算法将价格分别降至4.84、4.71和4.12 �/kgH
2，电力成本占比下降15.34%、15.32%和14.33%，但容量因子降至55.0%、56.2%和63.4%。在FCR场景中，价格进一步降至4.49、4.38和3.81 �/kgH
2，电解槽通过提供对称200 mHz FCR产品支持电网，容量因子与PAO类似（55.1%、56.3%和63.4%）。结果表明，PEM电解槽凭借快速动态响应能力，能够在提供FCR的同时增加收入并降低氢气盈亏平衡价格。所选运行策略强烈依赖于未来电价预测和具体应用；PAO和FCR场景在降低价格的同时牺牲了容量因子和氢气产量，且在高电价下降幅更显著。敏感性分析表明，投资提升电解槽效率的材料对降低制氢成本的影响大于改善耐久性参数（如降解率和堆更换成本）。未来工作应引入更精确的老化模型、模拟惯性响应以评估电网灵活性贡献，并考虑部分负荷下的气体交叉效应。
