《International Journal of Hydrogen Energy》：Techno-economic analysis of hydrogen storage options using a reproducible software model
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氢能存储对未来能源系统至关重要，然而现有的技术经济研究往往缺乏能够在重叠动态条件下对多样化存储路径进行基准测试的开源、协调框架。研究人员通过开发一种透明、可复现且开源的基于程序化MATLAB的技术经济框架来填补这一空白，该框架使用压缩气态（CGH2）、液体（L
氢能存储对未来能源系统至关重要，然而现有的技术经济研究往往缺乏能够在重叠动态条件下对多样化存储路径进行基准测试的开源、协调框架。研究人员通过开发一种透明、可复现且开源的基于程序化MATLAB的技术经济框架来填补这一空白，该框架使用压缩气态（CGH2）、液体（LH2）和盐穴（SC）存储来评估。该框架量化了不同容量和循环机制下的平准化存储成本（Levelized Cost of Storage, LCOS）、可扩展性和运行灵活性。结果表明，CGH2适用于短期、分布式用途（在25吨以上及50次循环/年时，LCOS为1.6–4.5 �/kg）。尽管存在液化惩罚，LH2在大规模下变得具有竞争力（在1000吨以上时LCOS ≈ 2.0 �/kg）。SC在大规模、长时存储中实现了最低的LCOS（在2500吨以上时为0.5–2.6 �/kg）。敏感性分析确定材料成本、贴现率和电价为关键驱动因素。这一开源框架为全球氢能基础设施部署的标准化多情景决策提供支持。
研究背景与意义
氢能作为关键能源载体在实现全球脱碳目标中具有核心地位，国际能源署（IEA）预计2030年氢能需求将达210.56 Mt。然而，可再生能源的波动性与氢能大规模安全高效存储的经济技术挑战，使得存储成本往往超过制氢本身，成为氢能价值链部署的关键瓶颈。现有储氢技术涵盖压缩气态氢（Compressed Gaseous Hydrogen, CGH2）、液氢（Liquid Hydrogen, LH2）、盐穴（Salt Caverns, SCs）等物理、化学及地质选项，但现有技术经济评估（Techno-Economic Assessment, TEA）框架多依赖聚合估算、专有软件或简化模型，缺乏协调、开源且程序化的框架在相同经济参数下同时评估物理、液态及地质存储路径。传统模型在表面基础设施的物理热力学与财务方程间缺乏机械耦合，对气态路径静态压缩机效率、低温配置非线性资本支出及盐穴地质深度变量的考量存在局限，导致跨技术成本交叉阈值映射在数学上不一致。因此，亟需发展透明、适应性强的组件粒度成本估算工具，以优化全球氢能基础设施并确保长期经济可行性。该研究发表在《International Journal of Hydrogen Energy》，其开发的框架填补了方法论协调的空白，为标准化多情景决策提供支持。
主要关键技术方法
研究人员开发了基于MATLAB的全透明、可适应且开源的技术经济模型，针对压缩气体容器、盐穴和液氢罐三种大规模储氢方案进行定量评估。模型引入显式非线性工程尺寸方程，动态解析低温系统的容量依赖性热力学缩放，将盐穴存储几何形状与垫层气体积直接关联至区域地质力学深度函数，并将每日蒸发质量平衡循环结构整合至成本估算逻辑中。通过计算平准化存储成本（LCOS），量化年化资本支出（CAPEXannualized）与年化运营支出（OPEXannual）除以真实年氢能吞吐量（由系统可用性a、工作气容量K及年操作循环数Nannual决定）。参数设定基于近期科学文献验证，涵盖CGH2的压力容器与压缩机构型、LH2的球形低温容器与液化设备、SCs的洞穴深度与垫层气比例等，并应用资本回收因子（Capital Recovery Factor, CRF）考虑货币时间价值。
研究结果
3.1. Compressed hydrogen storage in vessels
研究人员对20 MPa下高压容器储氢结果分析显示，容器CAPEX是总成本主导因素，占比随容量增加从30%升至60%。可用存储容量超过25吨后，单位LCOS趋于恒定，进一步降本需增加年循环次数。例如25吨容量下，年循环从25次增至180次，成本从8.6 �/kg降至1.6 �/kg，表明系统利用率（年循环数）是规模化降本主导因素。
3.2. Liquid hydrogen storage
液氢存储结果显示，液化子系统的CAPEX与OPEX是所有场景下总成本的主要贡献者，份额随循环次数增加超75%甚至近100%。容量超1000吨后LCOS趋于恒定，如1000吨容量下年循环从25次增至180次，成本从2.8 �/kg降至1.9 �/kg。系统利用率同样是大规模下降本主要驱动力。
3.3. Hydrogen storage in salt caverns
盐穴存储分析涵盖1000至10000吨容量、500至2000米深度及1至10次年循环。成本随深度增加（因建设与维护CAPEX/OPEX升高）并随容量增加明显下降，2500吨以上容量LCOS可达0.5–2.6 �/kg。固定1000米深度下，年循环翻倍约降低50%单位成本。盐穴自身CAPEX约占50%，浅层低容时更高，深层则压缩成本占比提升。
3.4. Sensitivity analysis
敏感性分析表明，CGH2对材料成本（±15%影响最大14%）和贴现率最敏感；LH2对贴现率和材料成本最敏感（最大影响约7.25%和7%）；SCs对盐穴安装成本和贴现率最敏感（最大影响11%和9%）。绝对敏感性分析（龙卷风图）显示代表性案例中CGH2（100吨，120次/年）受材料成本波动影响LCOS为1.60–2.60 �/kg，LH2（1000吨，50次/年）受贴现率和电价影响为1.94–2.54 �/kg和2.01–2.47 �/kg，SCs（2500吨，10次/年）受贴现率和安装成本影响为0.76–0.96 �/kg和0.78–0.94 �/kg，贴现率是所有路径的通用关键参数。
讨论与结论翻译
讨论部分指出，该框架提供了CGH2、LH2和SCs的协调边界映射与跨技术基准测试，揭示了热力学极限、地质力学约束和结构尺度如何持续改变经济指标。CGH2受机械材料阈值而非工业缩放支配，低资产利用率严重惩罚该路径；LH2经济受液化子系统热化学边界支配，大规模高循环可摊薄至约2.0 �/kg，但日蒸发损失（Boil-Off Gas, BOG）在低频率下损害经济性；SCs是长时储能最具颠覆性的架构，成本受地质深度动态计算影响，浅层因垫层气比例高致资本投资膨胀，选址依赖性强。最优选择严格取决于应用边界：分布式短时用CGH2，大规模高通量枢纽用LH2，季节性储能依赖SCs。
结论部分翻译：本研究介绍了一种透明、可复现且模块化的基于MATLAB的物理储氢技术经济评估框架，成功实现了平准化存储成本（LCOS）、可扩展性和运行灵活性的边界特定基准测试。通过系统映射CGH2、LH2和SCs在重叠运行机制中的表现，该模型弥补了方法论协调方面的文献空白。研究发现技术竞争力严格依赖于领域，由独特的规模敏感性驱动。CGH2受高CAPEX经济制约，主要适用于去中心化短期应用；LH2在大容量高利用率下经济可行，液化惩罚在高通量供应链中被摊薄；SCs在全球范围内成为大规模长时存储最具成本效益的架构，LCOS显著低于地表方案，但受限于地质可用性和高初始投资。敏感性分析确认容器材料成本、贴现率/电价和盐穴安装费用分别是CGH2、LH2和SCs的主要财务驱动因素。这些见解为基础设施规划者提供了可操作的边界以识别优化配置。未来研究应整合动态电力市场定价及扩展至衬砌岩石洞穴等介质并耦合上下游价值链模拟。
