太阳能发电：集成聚光太阳能热发电（Concentrated Solar Power, CSP）与光伏（Photovoltaic, PV）技术用于绿氢生产的案例研究
《Energies》：Solar Energy Generation: A Case Study of Integrated CSP and PV Technologies for Green Hydrogen Production
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聚光太阳能热发电（Concentrated Solar Power, CSP）与光伏（Photovoltaic, PV）技术的集成代表了一种提升太阳能发电可靠性、灵活性与可调度性的前景策略。本工作的新颖性在于开发并评估了一种串联配置的综合PV–CSP混合发电厂
聚光太阳能热发电（Concentrated Solar Power, CSP）与光伏（Photovoltaic, PV）技术的集成代表了一种提升太阳能发电可靠性、灵活性与可调度性的前景策略。本工作的新颖性在于开发并评估了一种串联配置的综合PV–CSP混合发电厂，其中两项技术在能量上耦合，并在电网最小化运行策略下与热能存储（Thermal Energy Storage, TES）及电解槽协调运行。与大多数将PV和CSP系统作为独立或松散耦合技术进行研究的不同，所提出的方法同时优化了可再生电力利用、可调度运行和绿氢生产。研究人员利用特定场址的太阳辐照度数据、组件性能模型、热能存储特性和电解槽运行约束，开发了综合模拟框架。研究采用季节性运行策略，CSP电厂和电解槽在4月15日至10月15日期间运行，而PV系统全年发电。在此条件下，电解槽年运行时间为4416 h·year?1，年产1000 t·year?1绿氢，年电力需求为52.4 GWh。混合可再生系统满足了其中37.2 GWh的需求，对应约71%的可再生能源渗透率，剩余29%由电网购电覆盖。结果表明，CSP与PV技术的串联混合改善了整体电厂性能，优于独立太阳能系统。特别是，CSP子系统中热能存储（Thermal Energy Storage, TES）的集成实现了可调度发电及更稳定的电解槽运行。CSP电厂产生的所有电力均被电解槽直接利用，供给电解槽的可再生电力中约17%是在PV无法产出期间输送的，相当于电解槽年总电力需求的12.2%。此外，PV年总发电量33.6 GWh中，15.1 GWh直接用于制氢，18.5 GWh出口至电网，实现了正的年度电力平衡。该分析为由电网最小化策略优化的集成PV–CSP电厂耦合制氢系统的设计与运行提供了指导。研究结果证实，集成可调度CSP发电、热能存储（Thermal Energy Storage, TES）与PV技术的混合太阳能系统能显著提高可再生能源渗透率，支持稳定低碳发电，并在减少依赖电网供电的同时实现大规模绿氢生产。
研究背景与意义
全球能源需求快速增长伴随严峻的脱碳目标与气候变化缓解需求，推动向可持续低碳能源系统转型。可再生能源是支柱之一，但大规模部署面临间歇性、土地占用及系统集成等挑战。太阳能作为丰富资源至关重要，目前主导的大型发电技术为光伏（Photovoltaic, PV）与聚光太阳能热发电（Concentrated Solar Power, CSP）。PV具备模块化高、成本降优势，但具间歇性且不可调度，需储能或互补技术保障稳定；CSP可通过热能存储（Thermal Energy Storage, TES）解耦收集与发电，提升可调度性，但资本成本高且依赖高直射法向辐照度（Direct Normal Irradiance, DNI）。二者互补集成可结合PV高效低成本与CSP可调度储能优势。除发电外，太阳能用于生产可持续燃料，绿氢是难减排领域脱碳关键，电解槽在准稳态（40%–100%负荷）效率最高，频繁启停及低负荷加速降解。集成TES的PV–CSP混合系统可提供平滑电力，提升电解槽利用率与寿命。尽管前景良好，集成系统的最优设计与运行仍是活跃课题，性能取决于尺寸、储能、管理及策略。本研究针对意大利Val Basento工业场址，评估串联集成PV–CSP–电解槽系统在电网最小化策略下的技术与经济性能，探讨TES对可调度性与稳定性的作用，为下一代混合太阳能电厂提供指导。论文发表于《Energies》。
主要关键技术方法
研究人员针对年产1000 t H2（耗电52.4 GWh·year?1）目标，选定电解槽年运行5000 h·year?1得名义功率约17.3 MW，配20 MWp PV与9 MWe CSP（含8 h TES），假设PV与CSP年均各供26 GWh。CSP采用抛物槽集热器、熔盐双罐直接TES（热电转换效率0.38，太阳能倍率2.5，集热孔径面积约112,200 m2）；PV采用单轴跟踪带回溯控制（年比功率1500 MWh·(MWp year)?1，有效面积93,200 m2）。场址为意大利南部Val Basento，采用卫星处理小时级DNI与全球水平辐照度（Global Horizontal Irradiance, GHI）数据，计算集热孔径辐照度（Aperture Normal Irradiance, ANI）与PV平面全球入射辐照度（Global Irradiance, GI）。建立组件级性能模型与电网最小化管理策略的详细模拟框架，评估年度运行能效、容量因子、储能利用、电解槽利用因子及电网交互，并依公式算平准化制氢成本（Levelized Cost of Hydrogen, LCOH）及±20%单因素敏感性分析。
研究结果
3. Results
采用季节性策略，电解槽与CSP于4月15日至10月15日运行，PV全年发电。电解槽年运行4416 h·year?1，总需求52.4 GWh·year?1。PV年发电33.6 GWh·year?1，非电解期（1月1日至4月14日、10月16日至12月31日）产10.8 GWh全出口电网；电解期内产22.8 GWh，其中15.1 GWh直供电解槽，7.7 GWh出口；PV全年共出口18.5 GWh。CSP仅在制氢期运行，发电22.1 GWh·year?1全供电解槽。电解槽获可再生电力共37.2 GWh（CSP占59.5%，PV占40.5%），可再生渗透约71%，余29%（15.2 GWh）由电网购入。CSP约17%可再生供电在PV为零时提供，占总需求12.2%。系统年净电平衡为正（出口18.5 GWh > 进口15.2 GWh）。日内显示白天PV供大部电力，CSP+TEC在晨昏及无日照时供电，缩短电网取电期；典型两日中CSP供约44%、PV供26%、电网供约12%。月度看4月供4.3 GWh增至7月约9.3 GWh再降，夏月CSP月供4.1–4.6 GWh，PV供2.7–2.9 GWh，6–7月PV过剩出口达1.7 GWh。表列设计参数与能效指标：总占地约61.1 ha，CSP热输入约68.4 GWhth·year?1。经济性以LCOH计，CAPEX：PV约15.0 M�（750 �/kWp）、CSP+TEC约43.2 M�（4800 �/kWe）、电解槽约34.6 M�（2000 �/kWe），总约92.8 M�；年化为10.62 M�·year?1（含2% O&M），购电1.52 M�·year?1（15.2 GWh·year?1 × 100 �/MWh），售电收入1.30 M�·year?1（18.5 GWh·year?1 × 70 �/MWh），总年化成本约10.85 M�·year?1，年产氢1000 t·year?1，得LCOH约10.8 �·kg?1 H2。敏感性分析显示年产氢量为主导因素（±20%致LCOH变幅约±16.68%至±24.98%），次为CSP CAPEX（±20%变幅约±9%）、电解槽CAPEX、折现率与项目寿命；电价波动影响有限（因71%电力来自可再生）。
总结讨论与结论翻译
本研究调查了集成PV电厂与带热能存储（Thermal Energy Storage, TES）的CSP电厂通过电解槽生产绿氢的方案，所提配置面向高太阳能资源区以提升可再生制氢可靠性与可调度性。主要发现如下：采用的季节性运行策略使电解槽年运行4416 h·year?1，年产氢1000 t·year?1，年电力需求52.4 GWh；混合可再生系统供给电解槽需求37.2 GWh，对应约71%可再生渗透率，余29%由电网购电覆盖；CSP子系统及其热能存储（Thermal Energy Storage, TES）在缓解PV间歇性中起战略作用，约17%供给电解槽的可再生电力在无PV产出期间提供，相当于电解槽年总电力需求的12.2%；PV电厂有效利用太阳能资源，年总发电33.6 GWh中15.1 GWh直供制氢、18.5 GWh出口电网；集成系统呈正年度电力平衡，出口多于进口；经济评估得平准化制氢成本（Levelized Cost of Hydrogen, LCOH）约10.8 �·kg?1 H2，虽高于化石制氢但仍属高可再生可调度太阳能制氢系统文献范围。敏感性分析进一步强调年产氢量为LCOH主导驱动因素，表明通过提升可再生电力可用率最大化电解槽利用率是降本最有效策略；CSP投资成本为最具影响力资本支出，次为电解槽成本与财务假设（折现率、项目寿命）；电价买卖波动影响较小。综上，集成PV与CSP及热能存储（Thermal Energy Storage, TES）是大规模绿氢生产的可行路径，兼顾高可再生渗透率、运行灵活与供应可靠；未来CSP与电解槽降本、提升电解槽容量因子与可再生电力利用将显著增强竞争力。除案例外，本研究在新型串联耦合PV–CSP–TES–氢能框架中结合了已验证的PV与CSP–TES模型，所提方法可综合评估电网最小化策略下的渗透率、灵活性与制氢，提供通用设计与运行指导；定量结果虽具场址与假设特定性，但框架可推广至不同地理与配置，未来应研析替代气候、尺寸、控制与技经情景以评估扩展性与适用性。
