《International Journal of Hydrogen Energy》：Assessing the future cost of hydrogen in a fully decarbonised Italian energy system: a comparison of myopic and perfect foresight optimisation approaches
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本研究评估了氢能在迈向2050年碳中和的能源转型中的作用与成本动态。研究人员采用H2RES长期优化工具，探索了涉及电解槽技术、氢气储存和燃料电池的场景，并考虑了难以减排行业日益增长的氢气需求。通过在完美预见（perfect foresight）和短视规划（my
本研究评估了氢能在迈向2050年碳中和的能源转型中的作用与成本动态。研究人员采用H2RES长期优化工具，探索了涉及电解槽技术、氢气储存和燃料电池的场景，并考虑了难以减排行业日益增长的氢气需求。通过在完美预见（perfect foresight）和短视规划（myopic planning）两种方法下优化系统，结果表明碱性电解槽（alkaline electrolyser）主导部署，而固体氧化物电解槽（solid-oxide electrolyser, SOEC）在高效率、低成本场景中逐渐获得关注。燃料电池（fuel cell）作用可忽略，除固体氧化物燃料电池（solid oxide fuel cell, SOFC）在乐观假设下外。电解槽容量预计达到40–70 GW，氢气平准化成本（levelized cost of hydrogen, LCOH）从2030年的2.37欧元/公斤降至2050年的1.49–2.05欧元/公斤。短视方法因基础设施发展效率较低，导致氢气成本最高高出25%。本研究强调，氢气的经济可行性取决于系统集成规划，不应脱离更广泛的能源系统配置单独评估。
**论文解读文章**
**研究背景与问题**
全球气候变化减缓要求各国在2050年前实现能源系统完全脱碳。高比例可变可再生能源（variable renewable energy sources, VRES）如太阳能和风能的整合，对系统灵活性、可靠性和基础设施规划提出严峻挑战。电力供需不匹配导致临界过剩电力（critical excess electricity production, CEEP），而电化学储能受限于高成本和有限时长。智能能源系统通过跨部门耦合（如Power-to-X, PtX）将过剩电力转化为热或氢，以提升灵活性。氢能因其平衡VRES、支撑季节性存储及难以减排行业深度脱碳的潜力备受关注，但其未来成本的不确定性是主要障碍。现有研究多基于固定的电力价格、电解槽利用率或外生技术成本假设，忽略系统层面反馈，无法反映氢气在完全脱碳系统中的真实经济性。此外，氢能技术仍处商业化前阶段，其成本轨迹受技术学习、规模经济和政策支持影响显著。因此，需在系统层面开展长期优化分析，同时比较不同规划假设（完美预见与短视方法）对氢能部署和成本的影响。
**研究内容与结论**
本研究以意大利能源系统为案例，采用H2RES模型（一种基于线性规划的长期优化工具，以小时分辨率模拟投资与运行策略，覆盖电力、供热、交通和工业部门），在2050年实现100%可再生能源系统的目标下，评估氢能技术的角色、部署与成本。研究人员构建了三种技术经济情景（参考、最佳、最差），涵盖碱性电解槽（alkaline electrolyser, ALK）、质子交换膜电解槽（proton exchange membrane electrolyser, PEM）、固体氧化物电解槽（solid-oxide electrolyser, SOEC）以及质子交换膜燃料电池（proton exchange membrane fuel cell, PEMFC）和固体氧化物燃料电池（solid oxide fuel cell, SOFC）的成本与效率轨迹。每种情景分别采用完美预见（perfect foresight）和短视（myopic）两种优化方法模拟2020–2050年每5年间隔的能源系统演变。结果表明：碱性电解槽主导部署，固体氧化物电解槽在高效低成本场景中竞争力增强；燃料电池作用有限，仅固体氧化物燃料电池在乐观假设下有所安装；电解槽容量在40–70 GW之间；氢气平准化成本（levelized cost of hydrogen, LCOH）从2030年的2.37欧元/公斤降至2050年的1.49–2.05欧元/公斤；短视方法导致LCOH最高高出25%，因基础设施发展效率较低。研究强调氢气成本是系统级结果，需集成规划而非孤立评估。
**关键技术方法**
研究人员使用H2RES模型（一种专门针对100%可再生能源系统长期规划的线性优化工具），以小时分辨率优化投资与运行策略，涵盖电力、供热、交通和工业部门。模型集成可再生能源、部门耦合方案（如Power-to-Heat和Power-to-Gas）及多种储能技术。通过文献综述确定电解槽和燃料电池的资本支出（capital expenditure, CAPEX）与效率轨迹，构建参考、最佳、最差三种技术经济情景。采用两种优化方法：完美预见假设全知未来，一次性优化整个规划期；短视方法仅基于当前信息逐步决策。案例来源为意大利能源系统，输入数据主要来自欧盟统计局（Eurostat）及国家报告。
**研究结果**
**4.1 参考氢气情景与完美预见方法**
通过完美预见方法模拟参考情景，显示：到2040年电力系统几乎完全基于可再生能源，太阳能和风能为主导。碱性电解槽在整个能源转型中占主导，因其技术成熟、成本低且效率高；到2050年固体氧化物电解槽因高效率而获得显著份额；质子交换膜电解槽未被选为最优。氢气储存基础设施从2040年起大幅扩展，用于季节性平衡。燃料电池安装量极少（约1 GW），因电池等更经济的灵活性方案存在。锂离子电池容量在2040年后大幅增长，超过70 GWh。氢气主要用于工业和交通部门（合成燃料生产），仅极少量转化为电力。系统平均平准化电力成本（levelized cost of energy, LCOE）降至低于50欧元/兆瓦时，VRES-LCOE仅略高于30欧元/兆瓦时。氢气生产LCOH从2030年2.37欧元/公斤降至2050年1.71欧元/公斤，但电解槽容量因子因系统平衡角色而下降至37%，反映系统级优化而非单纯最小化生产成本。氢气储存LCOH在2050年低于总成本的15%，表明其经济可行性。
**4.2 氢能情景与优化方法比较**
最佳情景中，总发电量降低，因电解槽和燃料电池效率提高，且光伏容量减少；完美预见方法安装更多风电、更少光伏。最佳情景下电解槽容量大幅扩张，尤其固体氧化物电解槽；最差情景则依赖碱性电解槽，总容量较低。短视方法导致更高电解槽容量但更低氢气储存容量，而完美预见达到更好平衡。最佳情景中固体氧化物燃料电池因成本下降获得显著渗透，锂离子电池容量大幅降低，因氢气成为首选平衡手段。短视方法中电池容量更低，电解槽容量更高，反映安装时机和成本曲线差异。氢气生产量：最佳情景中氢气更多用于电力转换（但比例仍极小），最差情景仅用于工业和交通；短视方法生产更多用于再转换。LCOH结果：2050年生产LCOH范围为1.49–2.05欧元/公斤，完美预见情景低于短视方法；过渡期内短视方法LCOH最高高出25%，到2050年差异缩小至6–9%。差异在早期更显著，因投资时机和利用率敏感；短视方法因储存容量不足、非优化投资和系统集成效率低导致更高成本。
**讨论与结论**
讨论指出，氢气成本不能脱离系统动态评估，LCOH是系统级结果，受基础设施部署、部门耦合和平衡需求驱动。最佳与最差情景间LCOH差异仅约0.5欧元/公斤，因低成本技术导致系统过度安装电解槽容量，降低容量因子，展示了技术成本、系统灵活性和运行之间的复杂关系。完美预见与短视方法比较显示，长期规划的战略价值：完美预见实现更低成本和更均衡基础设施，短视方法导致更高LCOH和次优配置。研究强调集成能源系统规划的重要性，避免碎片化决策。与国际报告对比，LCOH值在预期范围内，但本研究通过系统级优化提供了更现实的评估。研究结论部分翻译如下：
**结论**
本研究利用高分辨率长期优化框架，评估了氢能在意大利100%可再生能源系统中的角色、部署与成本。通过比较不同技术经济情景和两种优化方法（完美预见与短视），量化了氢能技术的系统影响，并强调技术经济方面与系统级整合之间的关键相互依赖性。结果证实，氢能将成为能源系统脱碳的关键载体，特别是难以减排行业，同时也是系统灵活性和平衡非可调度可再生能源的重要选项。因此，氢气成本必须在能源系统层面评估，而非孤立于系统动态。模型得到的LCOH取决于基础设施部署、部门耦合和平衡需求，而非仅电解槽资本支出和效率。因此，关键运行和成本参数需通过整体能源系统分析确定。到2050年，不同情景下电解槽装机容量从约40 GW到超过70 GW不等。所有情景中碱性电解槽主导装机容量，尤其在转型早期和中期；但在最佳情景中，固体氧化物电解槽因高效率和成本下降在2050年达到显著份额；质子交换膜电解槽几乎未被采用。除最佳情景中固体氧化物燃料电池因成本下降而安装外，燃料电池在所有情景中均边缘化。生产LCOH从2030年参考情景的2.37欧元/公斤降至2050年1.49–2.05欧元/公斤，最低值在完美预见最佳情景中获得，短视方法导致最高成本。储存LCOH在2050年为0.25–0.31欧元/公斤，约占总LCOH的11–17%。值得注意的是，最佳与最差情景间生产LCOH差异仅约0.5欧元/公斤，因低成本技术导致系统过度安装电解槽容量，降低容量因子，对LCOH产生负面影响，凸显系统集成氢气成本分析的必要性。完美预见与短视方法比较强调了长期规划对氢能基础设施发展的重要性：短视策略导致更高LCOH和更不均衡的配置，而完美预见情景显示协调规划可降低成本并改善生产、储存与系统灵活性之间的平衡。此外，分析揭示即使在最乐观成本降低情景中，氢气用于电力转换仍然有限，原因不仅包括效率损失，还包括电池和生物质等更便宜灵活性方案的存在。结果表明，氢能技术发展对其部署至关重要，但必须由集成能源规划驱动，而非仅追求最低生产成本。本研究还显示，LCOH作为关键经济技术指标不应被绝对化，而应纳入载体在整体能源系统中角色的分析，考虑系统约束与交互。最后，氢能技术的最优配置和能力高度依赖于成本和效率情景，突出了敏感性分析的必要性，特别是对于仍处商业化前阶段的技术。这些方面也应与工业部门发展和学习曲线进步相关联，显示工业政策、技术发展和能源规划之间的潜在互联。因此，持续监测、更新预测和能源建模工具应持续支持各国能源与经济规划及工业政策，以避免政策制定者和行业采取“短视方法”。
