《Next Energy》：Techno-economic analysis of solar PV and hydrogen fuel cell generator integration for de-dieselization of isolated power systems in Indonesia: Toward sustainable energy transition and hydrogen export
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全球气候变化正在加速印尼向新能源与可再生能源的能源转型，以实现净零排放目标。一个关键挑战依然存在于位于偏远地区的孤立电力系统，这些系统仍然依赖柴油发电厂，导致高碳排放和昂贵的燃料配送。为解决这一问题，印尼国家电力公司（PLN）启动了一项去柴油化计划，通过部署太
全球气候变化正在加速印尼向新能源与可再生能源的能源转型，以实现净零排放目标。一个关键挑战依然存在于位于偏远地区的孤立电力系统，这些系统仍然依赖柴油发电厂，导致高碳排放和昂贵的燃料配送。为解决这一问题，印尼国家电力公司（PLN）启动了一项去柴油化计划，通过部署太阳能光伏（PV）电站并结合储能技术。虽然电池储能系统（BESS）被广泛采用，但它们在长时储能方面存在局限性。氢作为一种有前景的替代方案出现，为长期储能应用提供了更大的灵活性和潜在成本优势。本研究对集成太阳能光伏和氢燃料电池发电机（HFCG）作为孤立电网中光伏-电池储能系统（PV-BESS）的替代方案进行了技术经济分析。使用HOMER Pro和PVsyst进行模拟，在各种自主性条件下进行，并得到关键技术和经济参数敏感性分析的支持。结果表明，虽然光伏-氢燃料电池发电机（PV-HFCG）系统目前显示出比光伏-电池储能系统（PV-BESS）配置更高的平准化电力成本，但在延长自主性场景下变得具有竞争力。此外，光伏-氢燃料电池发电机（PV-HFCG）系统中的多余可再生能源可以通过电解转化为氢气，为国内利用和潜在出口创造附加值。这些发现强调了光伏-氢燃料电池发电机（PV-HFCG）集成不仅作为印尼偏远电力系统可行的去柴油化路径，而且作为进入新兴全球氢市场的战略切入点。
全球气候变化加速了印尼的能源转型，但偏远地区孤立电力系统仍高度依赖柴油发电，导致高碳排放和燃料配送成本。印尼国家电力公司（PLN）启动的去柴油化计划主要采用太阳能光伏（PV）与电池储能系统（BESS）组合，但BESS在长时储能方面存在局限性。氢燃料电池发电机（HFCG）作为替代方案，具有灵活性和可扩展性。研究人员以印尼马鲁古省Werinama孤立电力系统为案例，开展技术经济分析，比较PV-BESS与PV-HFCG两种配置。研究使用HOMER Pro和PVsyst软件进行系统建模与优化，基于实际负荷数据（峰值160 kW）、太阳辐射数据（NASA POWER，平均全球水平辐照度GHI约5 kWh/m2/天）以及组件技术经济参数（来自文献和制造商），以最小净现值成本（NPC）为目标，并满足0%失负荷概率。通过调整自主性天数（1-5天）进行敏感性分析，并评估多余能量用于电解产氢及出口的可行性。结论表明，PV-HFCG系统平准化电力成本（LCOE）为0.212 USD/kWh，低于柴油发电（0.265 USD/kWh），但高于PV-BESS（0.142 USD/kWh）；在延长自主性时具有竞争力，4天自主性时两者相当。多余能量可产氢23.67吨/年，平准化氢成本（LCOH）为3.23 USD/kg，出口日本到岸价（CIF）成本为6.81 USD/kg。该研究为印尼偏远地区去柴油化提供可行路径，并助力进入全球氢市场。论文发表在《Next Energy》。
关键技术方法：使用HOMER Pro和PVsyst软件，基于Werinama的负荷数据（峰值160 kW）、太阳辐射数据（NASA POWER，平均GHI 5 kWh/m2/天）以及组件技术经济参数（来自文献和制造商，如PV、逆变器、BESS、电解槽、氢罐、HFCG），对PV-BESS和PV-HFCG两种系统进行优化，以最小NPC为目标，并满足0%失负荷概率。通过PVsyst确定BESS容量，通过调整氢罐容量实现不同自主性（1-5天）。进行敏感性分析，改变电解槽效率、HFCG效率、资本成本等参数。评估多余能量用于电解产氢及液化出口的可行性，计算LCOH和CIF成本。
研究结果：
4.1 Energy flow analysis：能量流图显示，PV-BESS系统年发电2,073,135 kWh，52.5%未用；PV-HFCG系统年发电3,144,482 kWh，39.4%未用，表明氢能存储更好利用多余能量，但需更大PV容量。
4.2 Economic analysis：经济指标比较，PV-BESS系统CAPEX 1,302,899 USD，LCOE 0.14 USD/kWh，IRR 13.8%，回收期5.53年；PV-HFCG系统CAPEX 1,670,031 USD，LCOE 0.21 USD/kWh，IRR 8.37%，回收期7.82年。PV-BESS经济性更优，但PV-HFCG有战略潜力。
4.3 Impact of autonomy duration on LCOE：随着自主性增加，PV-BESS的LCOE从0.14急剧上升至0.26 USD/kWh，而PV-HFCG的LCOE稳定在0.21-0.22 USD/kWh，在4天自主性时两者相当。
4.4 Sensitivity analysis of PV–HFCG system：龙卷风图显示，电解槽效率和HFCG效率对LCOE影响最大，效率提高可显著降低LCOE。
4.5 Surplus energy utilization for hydrogen production and export potential：多余能量可产氢23.67吨/年，LCOH 3.23 USD/kg；出口日本CIF成本6.81 USD/kg，高于日本中期目标价，需进一步降低成本。
总结讨论部分：研究指出PV-HFCG系统在技术经济上可行，尤其适合需要长时储能的孤立系统。虽然当前LCOE高于PV-BESS，但在延长自主性时具有竞争力，且多余能量产氢可创造额外价值。敏感性分析强调效率提升的关键作用。出口成本高于目标价，但政策支持和技术进步可提升竞争力。翻译研究结论：本研究评估了太阳能光伏-氢燃料电池发电机（PV-HFCG）系统作为孤立电力系统去柴油化替代方案的技术经济可行性。结果表明，PV-HFCG配置在技术上可行且经济上优于现有柴油发电。其LCOE为0.212 USD/kWh，低于柴油发电成本0.265 USD/kWh，但高于PV-BESS的0.142 USD/kWh。与电池储能相比，PV-HFCG提供更大长时储能灵活性和多能利用价值，但面临转换效率低和CAPEX高的挑战。自主性分析显示，电池系统LCOE随自主性急剧上升，而PV-HFCG更稳定，4天自主性时两者相当。多余能量利用使未用能量降至总发电量的4.45%，可额外产氢23.67吨/年，LCOH为3.23 USD/kg。出口日本CIF成本为6.81 USD/kg，表明PV-HFCG系统多余能量利用有潜力支持国际氢市场发展。
