《Energy Conversion and Management: X》：Site-specific techno-economic optimization and cross-site assessment of hybrid renewable microgrids for off-grid electricity–hydrogen supply across 21 sites in Sindh and Balochistan, Pakistan
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专业术语翻译摘要
在巴基斯坦信德省和俾路支省的21个偏远站点，研究人员对三种按服务定义的场景进行了独立优化。可再生混合系统相较于柴油方案将平准化电力成本（LCOE）降低67.2%，运营成本降低83.9%。可再生混合系统相较于柴油方案将平均运营CO2排放减少96
专业术语翻译摘要
在巴基斯坦信德省和俾路支省的21个偏远站点，研究人员对三种按服务定义的场景进行了独立优化。可再生混合系统相较于柴油方案将平准化电力成本（LCOE）降低67.2%，运营成本降低83.9%。可再生混合系统相较于柴油方案将平均运营CO2排放减少96.3%。在年产量4,105–4,109 kg的条件下，增量氢能服务成本为4.160–4.370 USD/kg。站点资源条件塑造系统架构，但对增量氢能服务成本影响较弱。
论文解读文章
一、研究背景与问题
能源的可获得性以及可靠、可负担的电力供应是经济增长、工业竞争力和社会福利的基础驱动力。全球电力需求持续增长，而依赖化石燃料的发电体系正面临资源约束、价格波动和环境影响的日益严峻挑战。电力部门贡献了全球能源相关CO2排放的近40%。在此背景下，可再生能源被广泛视为减少排放、增强能源安全和实现可持续能源获取的关键替代方案。
巴基斯坦的能源结构仍以化石燃料为主，约占总发电量的60–62%，非水电可再生能源仅贡献约3–5%。尽管巴基斯坦已推出替代可再生能源（ARE）部门和国家电力监管局（NEPRA）的指示性发电扩容计划（IGCEP）等政策举措，但大量农村和偏远地区人口仍面临电网电力获取有限或不可靠的问题。将集中式输配电基础设施延伸至人口稀疏或地理条件复杂的区域，因资本投入高、需求密度低和地形困难而在经济上缺乏吸引力。因此，许多偏远社区仍依赖柴油发电机作为主要电力来源。柴油发电虽可调度，但存在运营成本高、燃料物流风险、效率低和排放显著等缺陷。
混合可再生电力系统（HRES）通过整合多种可再生能源与储能技术，已成为离网电气化的关键分散式解决方案。太阳能光伏（PV）和风能因其模块化、可扩展性和广泛适用性而在离网HRES中占据主导地位。电池储能（BESS）用于短期平衡，而氢能日益被视为高可再生离网微电网中长期韧性存储的解决方案。巴基斯坦南部，特别是信德省和俾路支省，兼具强太阳辐照和有利风况，同时面临电网可及性、供电可靠性和进口化石燃料依赖等持续挑战，为部署氢-电池混合可再生微电网提供了有力案例。
现有文献存在两个相对独立的研究方向：多地点研究证明了地理可再生资源差异对系统规模、技术选择和技术经济性能的显著影响，但主要关注电力供应应用；可再生-氢研究则关注氢生产、储存、燃料电池集成和电-氢系统，但通常未在多地点框架下明确区分外部氢服务与基础电力供应的经济边界。因此，一个尚未解决的关键问题是：在技术、经济、可靠性和服务假设一致的前提下，地理上变化的可再生资源条件如何影响电池-氢混合微电网的净现值成本（NPC）最小化架构，以及相对于对应的电力-only基准，外部氢服务的增量经济成本应如何量化。
二、研究内容与主要结论
针对上述研究空白，研究人员在巴基斯坦信德省和俾路支省选取21个偏远站点，基于独立的站点特定优化，对三种按服务定义的离网能源场景进行了技术经济与环境评估：柴油-only基线（DB）、可再生辅助电力-only基准（REB，含DG–PV–B或DG–PV–W–B配置）以及氢能驱动的电-氢共生产场景（HCP，含电解槽、储氢罐、燃料电池、电池、可再生发电和可选柴油备用）。研究采用一致的电气负荷、气象资源、可靠性、项目寿命和经济假设，通过HOMER Pro平台进行逐时仿真与NPC最小化优化，并引入增量年化氢服务成本来量化HCP相对于对应REB的额外经济成本。
研究得出以下主要结论：可再生混合系统相较于柴油方案将平准化电力成本（LCOE）降低67.2%，运营成本降低83.9%，平均运营CO2排放减少96.3%；增量氢服务成本为4.160–4.370 USD/kg，对应年氢消耗量4,105–4,109 kg；站点资源条件显著影响系统架构选择，但对增量氢服务成本影响较弱。
三、关键技术与方法
研究人员采用HOMER Pro平台进行系统规模优化和调度优化，以总净现值成本（NPC）最小化为唯一优化目标。研究选取巴基斯坦信德省和俾路支省21个站点，覆盖沿海、干旱和半干旱气候区，站点坐标和气候分区均有明确记录。太阳辐照、风速和环境温度数据取自NASA POWER数据库，电气负荷采用HOMER内置标准化社区负荷曲线并按站点规模缩放。经济参数采用巴基斯坦国家银行的名义折现率9.75%和通胀率8.5%（对应实际折现率1.15%），项目寿命25年。优化设置包括80%光伏输出备用、50%风电输出备用和10%负荷备用，仿真时间步长1小时，年时间步8,760个，最大优化运行次数10,000次。柴油价格为1.03 USD/L，风电机组容量10 kW，整体损失因子21.03%。
四、研究结果
可再生资源评估与站点选择
研究人员基于NASA POWER数据库获取各站点太阳辐照、风速和温度数据，评估了21个站点的可再生资源潜力。站点覆盖俾路支省的Jiwani、Gwadar、Pasni、Ormara、Aghor、Uthal、Gadani、Quetta、Khuzdar、Dalbandin、Panjgur以及信德省的Kotri、Nooriabad、Thano Bula、Karachi、Keti Bandar、Chuhar Jamali、Badin、Matli、Shah Bandar和Talhar，涵盖极热干燥、很热干燥、热干燥和温暖干燥等多种气候区，以捕捉风能和太阳能资源的空间变异性。
三种场景的独立优化
研究人员对每个站点的DB、REB和HCP三种场景分别进行NPC最小化优化。DB代表传统柴油发电机离网供电；REB为DG–PV–B或DG–PV–W–B配置的可再生辅助电力-only系统；HCP为包含电解槽、储氢罐、燃料电池、电池和可再生发电的电-氢共生产系统，同时满足规定的电力需求和外部氢需求（平均11.26 kg/day，峰值2.09 kg/h，年约4,110 kg）。所有场景均施加零年未满足电力负荷和零年容量缺口的可靠性约束。
技术经济性能对比
研究结果显示，REB相较于DB显著降低了LCOE和运营成本，LCOE平均降低67.2%，运营成本平均降低83.9%。HCP的总系统成本高于REB，但其服务边界更广，同时提供电力和外部氢服务。增量年化氢服务成本为4.160–4.370 USD/kg，对应年氢消耗量4,105–4,109 kg。
环境性能评估
研究人员对各场景的运营CO2排放进行了量化。REB相较于DB将平均运营CO2排放减少96.3%，体现了可再生混合系统在离网场景中的显著减排潜力。
跨站点比较与资源关联分析
研究人员通过跨站点比较发现，站点可再生资源条件显著影响最优系统架构选择，包括光伏与风电的配比、电池与氢储容量的规模等。然而，尽管系统架构随站点资源条件变化明显，增量氢服务成本在各站点间差异较小，表明在一致的假设框架下，外部氢服务的增量经济成本对站点资源条件不敏感。
五、讨论与结论
讨论
研究人员指出，REB在电力-only服务边界下始终优于DB，在LCOE、运营成本和CO2排放方面均表现更优，应优先作为离网电气化的经济可行方案。HCP虽然总系统成本更高，但其服务边界更广，同时提供电力和外部氢服务，适用于存在氢需求的场景。增量氢服务成本的站点间一致性表明，在统一的假设框架下，氢服务的经济可行性主要取决于系统组件成本和服务定义，而非站点资源条件。研究还指出，虽然巴基斯坦是主要案例，但所建立的系统架构、建模方法和分析框架可广泛适用于其他面临类似能源获取、可再生集成和基础设施限制挑战的发展中地区。
结论
本研究通过21个站点的独立优化和跨站点评估，系统性地回答了站点可再生资源变异性如何影响电池-氢混合微电网的NPC最小化架构，以及外部氢服务的增量经济成本应如何相对于电力-only基准进行量化的问题。研究证实，可再生混合系统在离网场景中相较于柴油方案具有显著的经济和环境优势，LCOE降低67.2%，运营成本降低83.9%，运营CO2排放减少96.3%。增量氢服务成本为4.160–4.370 USD/kg，且对站点资源条件不敏感。研究建议，对于电力-only离网供应，应优先采用可再生辅助基准方案；对于存在外部氢需求的场景，HCP虽总成本更高，但可作为联合电-氢供应的可行方案予以考虑。
