《Results in Engineering》：Techno-economic assessment of aggregated institutional rooftop solar PV for electricity supply and green hydrogen-ammonia production in Ghana
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摘要
本研究对加纳十所公共机构部署的总装机容量26.24 MWp屋顶太阳能光伏（PV）组合进行了技术经济评估，研究目标涵盖电力发电、绿色氢气生产和绿色氨合成。与评估单个建筑物的传统屋顶光伏研究不同，本研究将地理上分散的机构屋顶视为一个协调的可再生电力组合，向加
摘要
本研究对加纳十所公共机构部署的总装机容量26.24 MWp屋顶太阳能光伏（PV）组合进行了技术经济评估，研究目标涵盖电力发电、绿色氢气生产和绿色氨合成。与评估单个建筑物的传统屋顶光伏研究不同，本研究将地理上分散的机构屋顶视为一个协调的可再生电力组合，向加纳阿哈福地区的中压配电网供电。屋顶光伏潜力通过地理空间和卫星分析进行量化。技术经济评估采用净现值（NPV）、内部收益率（IRR）、折现回收期（DPP）、盈利指数（PI）和平准化成本指标进行。在基准运行配置下，光伏电力优先分配至当地电力需求，剩余发电量则导向氢气生产及后续的氨合成。聚合光伏组合的净现值为2.5657亿加纳塞地（GHS），内部收益率为38%，折现回收期为5年，平准化电力成本（LCOE）为0.41 GHS/kWh。利用剩余光伏电力进行氢气生产实现的净现值为73万GHS，内部收益率为10%，折现回收期为24年，平准化制氢成本（LCOH）为64.8 GHS/kg，表明接近成本回收状态。相比之下，氨生产在经济上仍受到制约，净现值为?4332万GHS，平准化氨成本（LCOA）为11,428.49 GHS/吨。基于基准案例LCOE、LCOH和LCOA的附加定价案例表明，下游经济效益对产品定价假设具有敏感性。研究结果凸显了协调机构屋顶光伏聚合在加纳及类似发展中国家情境下，实现土地高效利用的可再生电力发电及基于剩余电力的可再生燃料生产的潜力。
**加纳机构屋顶光伏聚合供电与绿色氢氨联产的技术经济评估——论文解读**
**1. 研究背景与问题提出**
能源是经济生产力和社会经济发展的基础。在全球低碳转型背景下，电力部门成为脱碳努力的核心，尤其对于需要在经济增长、能源获取和环境目标之间寻求平衡的发展中经济体而言。然而，撒哈拉以南非洲地区的可靠电力获取仍面临持续挑战，电力供应不可靠对商业、教育、医疗和居民用电造成干扰，尤其是在农村和半城市地区。加纳的电力部门挑战还受到成本、配电和发电结构等多重约束的影响。2019年，加纳火力发电占总装机容量的约68.63%，水电占30.55%，而包括太阳能光伏（PV）和沼气在内的其他可再生能源仅占0.82%。这种对火电和水电的依赖使电力部门面临化石燃料价格和供应风险以及水文变异性，因此有必要推动发电结构的多元化。
太阳能光伏为这种多元化提供了相关选择方案。加纳的太阳能资源已得到充分记录，尽管其强度存在地理差异，北部地区普遍具有较高的资源可用性。然而，尽管存在资源潜力，实际部署仍低于国家可再生能源目标，融资、制度、技术和实施障碍持续制约着大规模部署。加纳的公共机构拥有广泛且空间上分散的屋顶基础设施，这些设施在很大程度上尚未被开发利用于发电。这些现有屋顶代表了一种不同于公用事业规模项目规划中通常假设的土地资源的基础设施资产，为无需额外土地即可实现分散式可再生能源部署提供了机会。
然而，现有屋顶光伏研究大多停留在单体建筑层面。这些研究确立了建筑级屋顶光伏的技术和经济可行性，并展示了剩余电力的替代用途，但均未涉及多个地理上分散的安装点之间的系统级协调问题，包括其组合输出是否可作为协调电力资源处理，以及总剩余电力如何在竞争性终端用途之间分配。一个相关但独立的研究方向考察了多路径能源转换集成，但这些系统围绕集中式原料或单一设施组织，而非地理上分散的可再生电力资源。既有研究在集中式太阳能光伏-氢-氨框架方面有所探索，但集中式设施代表单一发电节点和单一调度结构，聚合机构屋顶组合则包含多个地理上分离、具有不同当地需求条件的发电站点，其挑战不仅在于电力、氢和氨路径之间的选择，更在于首先将分布式发电协调为可从中间识别并分配剩余的公共电力资源。
在此基础上，本研究识别出三个研究空白：一是范围空白——现有屋顶光伏研究主要评估单个建筑或设施，对地理分散的机构屋顶聚合为协调电力资源的研究不足；二是路径空白——在现有文献中，没有研究将地理上分散的屋顶发电与协调的电力、氢和氨路径相结合；三是配置空白——对于聚合机构屋顶光伏组合，直接电力供应与氢生产和后续氨合成之间的竞争关系尚未得到充分量化，这一问题在加纳尤为相关，因为电力可靠性约束使得将可再生电力从直接供应中转移出去的机会成本不容忽视。
**2. 研究内容与主要结论**
为填补上述空白，本研究对加纳阿哈福地区坦诺北和坦诺南市政辖区的10个公共教育卫生机构组成的26.24 MWp聚合机构屋顶太阳能光伏（PV）组合进行了技术经济评估。该聚合光伏组合并网运行，旨在支持研究区域内相当一部分区域电力需求，该区域估计峰值需求约为13.5 MW。在基准案例（案例1）下，聚合屋顶光伏组合产生的电力首先被分配以满足当地区域电力需求，剩余的光伏电力被归类为剩余电力，通过电解用于绿色氢气生产，随后氢气可用于氨合成。研究采用净现值（NPV）、内部收益率（IRR）、折现回收期（DPP）、盈利指数（PI）和平准化成本指标进行经济评估，并定义了四个分析案例以评估不同产品定价假设对系统经济性能的影响。
研究得出以下主要结论：聚合屋顶光伏组合实现了256.57百万GHS的NPV、38%的IRR、5年的DPP和0.41 GHS/kWh的LCOE（0.033 USD/kWh），显示出强劲的经济性能。在案例1配置下，剩余电力支持了约320,193 kg/年的氢气生产和1,825,100 kg/年的氨生产。经济上，氢气生产约处于成本回收状态，NPV为0.73百万GHS、IRR为10%、DPP约为24年、LCOH为64.8 GHS/kg；而氨生产仍受经济约束，NPV为?43.32百万GHS、PI为0.78、LCOA为11,428.49 GHS/吨。附加定价案例表明，将电力价格设定为案例1 LCOE可显著改善氢路径的经济性能；将氢价格设定为案例1 LCOH可使氢路径接近成本回收状态；将氨价格设定为案例1 LCOA可使氨路径接近成本回收条件。该研究证明了地理上分散的机构屋顶可以聚合力协调的可再生电力组合，在利用现有基础设施并避免传统地面光伏开发相关额外土地需求的同时实现可观的发电量。论文发表在《Results in Engineering》。
**3. 主要技术方法**
研究人员采用以下关键技术方法开展研究：其一，利用Google Earth Pro获取的高分辨率卫星影像识别和量化适合光伏部署的屋顶区域，并采用ArcGIS进行地理信息系统（GIS）分析以支持研究区域的空间绘图和可视化；其二，基于标准光伏性能框架，结合装机容量、场地特定太阳辐照度和系统整体性能效率（包括逆变器和运行损耗）建立聚合光伏组合的年发电量模型；其三，采用需求优先的电力分配逻辑，在13.5 MW峰值需求约束下，先将光伏电力分配至当地电力需求，剩余电力导向电解制氢；其四，依据化学计量关系建立绿色氢和氨生产模型；其五，采用净现值、内部收益率、折现回收期、盈利指数和平准化成本指标进行贴现现金流分析，并进行确定性单因素敏感性分析以评估关键参数对经济性能的影响。样本为加纳阿哈福地区10所公共机构，包括6所中学、3所高等教育机构和1所医院。
**4. 研究结果**
**4.1 屋顶光伏潜力与发电量**
基于Google Earth Pro和GIS分析的地理空间评估，十所选公共机构的聚合屋顶光伏潜力估计为26.24 MWp。聚合光伏组合估计每日发电约141,671 kWh，对应年发电潜力约51 GWh。St. John of God Hospital、PRESEC和JOSCO因相对较大的屋顶面积和广泛的机构建筑足迹而记录了最高的发电潜力。研究还开发了日间剖面、季节剖面和长期衰减剖面三个关键时间分辨率的发电曲线。日间剖面显示大多数电力在白天产生，在正午时段达到峰值；季节剖面显示旱季月份发电量相对较高，6月至8月因雨季云量和降雨增加而产出减少；长期衰减剖面假设0.5%/年的线性光伏组件衰减率，显示年发电量随时间逐渐减少。
**4.2 光伏电力分配与剩余能量估算**
研究区域内估计峰值电力需求约为13.5 MW。由于缺乏详细的逐时负荷数据，采用7.2小时代表日间需求窗口的简化规划级假设。基于这些假设，可分配给当地电力需求的最大日光伏电力估计为97.2 MWh，对应年电力分配约34,992,000 kWh。估计年光伏发电量为51 GWh，剩余电力构成可转换为绿色氢气和后续绿色氨生产的剩余可再生电力。结果表明每日约有44.5 MWh剩余电力可用，对应年剩余量16,009,646 kWh，约占年光伏发电总量的31%。
**4.3 案例1：氢气与氨气生产**
在案例1中，氢气生产限于满足当地电力需求后剩余的PV电力。在此电力分配结构下，绿色氢气生产达到约889 kg/天，对应约26,683 kg/月和320,193 kg/年。绿色氨生产达到约5,070 kg/天，相当于约152,092 kg/月和1,825,100 kg/年。日、月和年生产剖面均反映了剩余PV电力可用性的时序可变性、季节性波动以及长期PV衰减的影响。
**4.4 案例1经济评估**
在案例1基准运行配置下，PV路径实现约256.57百万GHS的NPV、38%的IRR和约5年的DPP，对应LCOE为0.41 GHS/kWh。氢气路径的NPV约0.73百万GHS、IRR为10%、DPP约24年，LCOH为64.8 GHS/kg，PI约为1.0，表明氢气生产在假定市场条件下大致处于盈亏平衡状态。绿色氨路径记录负NPV约?43.32百万GHS，无经济意义上的IRR或DPP，LCOA约11,428.49 GHS/吨，PI为0.78，表明该路径在假定市场条件下不具备经济吸引力。
**4.5 案例2：基于LCOE的电力定价**
案例2将电力销售价格从0.92 GHS/kWh替换为案例1的LCOE值0.41 GHS/kWh。在此假设下，PV路径接近成本回收条件，NPV约1.68百万GHS、IRR为10%、DPP约25年、PI为1.0。较低的电力估值显著改善了氢路径的经济性能，因为氢承担了分配给电解的剩余PV电力的成本。氢路径记录NPV约80.38百万GHS、IRR为41%、DPP约4年、PI为1.7，LCOH降至约38.9 GHS/kg。氨路径经济上保持不变，NPV约?43.32百万GHS，这与案例定义一致，即仅改变电力销售价格假设。
**4.6 案例3：基于LCOH的氢定价**
案例3将氢销售价格从65 GHS/kg替换为案例1的LCOH值64.8 GHS/kg。在此假设下，氢路径约处于成本回收条件，NPV为0.11百万GHS、IRR为10%、DPP约25年、PI为1.0。较低的氢销售价格假设对氨路径产生适度改善，NPV约?42.71百万GHS、PI为0.79，LCOA略微降至约11,393.41 GHS/吨，但氨路径仍不具经济可行性。
**4.7 案例4：基于LCOA的氨定价**
案例4将氨销售价格从8,961.72 GHS/吨替换为案例1的LCOA值11,428.49 GHS/吨。在此定价假设下，氨路径接近成本回收条件，NPV约0.00百万GHS、PI为1.00、IRR约10%，等于假定折现率。由于物理生产配置、成本和产出不变，LCOA保持不变。PV和氢路径保持案例1的经济性能。
**4.8 敏感性分析结果与讨论**
确定性单因素敏感性分析以案例1为参考案例，考察了关键参数对三条路径NPV的影响。PV路径对项目折现率最敏感，其次是PV资本支出；将折现率从10%降至8%使NPV从256.57百万GHS增至317.67百万GHS，提高至12%则降至208.82百万GHS。氢路径主要受氢销售价格影响，其次是电解槽资本支出；氢销售价格降低20%使NPV从0.73百万GHS降至?39.33百万GHS，提高20%则升至40.78百万GHS。氨路径中，氢销售价格影响最大，其次是氨销售价格；氢价降低20%使氨NPV从?43.32百万GHS改善至?3.27百万GHS，提高20%则降至?83.38百万GHS。这表明不同路径的主要经济驱动因素各不相同，改善综合系统经济性能需分别关注融资条件和PV投资成本、氢定价和电解槽成本、以及氢原料成本和氨定价。
**4.9 比较成本分析**
与选定的非洲光伏研究相比，本研究聚合屋顶光伏系统的LCOE约为0.033 USD/kWh，低于贝宁、乌干达、布基纳法索和加纳等国的公用事业规模和地面安装光伏系统报告值。案例1下LCOH约为5.25 USD/kg，与布基纳法索太阳能光伏制氢系统报告的5.21–5.52 USD/kg范围相当。比较结果表明，聚合机构屋顶光伏配置可在假定条件下实现具有竞争力的电力成本和处于报告范围内的制氢成本。
**5. 讨论与结论**
**5.1 讨论部分总结**
研究结果对加纳及其他具有类似机构基础设施和太阳能资源条件的发展中国家的可再生能源规划和综合能源系统发展具有重要意义。聚合屋顶光伏组合的强劲经济性能表明，公共机构屋顶基础设施的协调部署可支持可观的可再生电力发电，同时减少对地面公用事业规模光伏系统通常所需的额外土地征用和广泛场地开发的依赖。电力分配是整合可再生能源供电与下游氢生产潜力的重要决定因素。从规划角度看，剩余光伏电力的可用性为引入灵活的氢生产提供了机会，且不会替代屋顶光伏组合的主要供电功能。不同路径的经济驱动因素不同，未来投资和政策措施应根据各路径的具体约束进行针对性设计。成功的大规模实施需要有利的制度、监管和融资安排，包括有效的采购和项目管理安排、适当的配电互联程序、明确的技术和商业安排，以及创新融资方式如公私合作伙伴关系、能源服务安排、绿色融资机制和发展融资支持。
**5.2 研究结论翻译**
本研究对加纳十所公共机构组成的26.24 MWp聚合机构屋顶光伏（PV）组合进行了技术经济评估，并评估了其在电力供应、绿色氢气生产和绿色氨合成方面的潜力。通过将地理空间屋顶评估与技术经济建模、案例分析和敏感性分析相结合，本研究开发了一个实用框架，用于评估协调的公共部门屋顶光伏部署和可再生电力的替代利用方式。研究结果表明，地理上分散的机构屋顶可以聚合为协调的可再生电力组合，在利用现有基础设施并避免传统地面光伏开发相关额外土地需求的同时实现可观的发电量。聚合屋顶光伏组合展现出强劲的经济性能，实现了256.57百万GHS的净现值（NPV）、38%的内部收益率（IRR）、五年的折现回收期（DPP）和0.41 GHS/kWh（0.033 USD/kWh）的平准化电力成本（LCOE）。在案例1下，剩余电力支持了约320,193 kg/年的氢气生产和1,825,100 kg/年的氨生产。经济上，氢气生产约处于成本回收状态，而氨生产仍面临经济约束。附加定价案例证明了产品估值假设对项目经济性能的重要性。敏感性分析确定了三条路径的不同经济驱动因素。总体而言，本研究证明机构屋顶光伏系统的协调聚合可为将分布式可再生发电与基于剩余的氢和氨生产联系起来提供实用框架，为加纳及类似发展中国家情境下的可再生能源规划、投资评估和分布式可再生基础设施的协调发展提供了基础。
