王书成杨丽娜裴玉峰张秀燕李哲伦李宏伟秦梅中国吉林省吉林市132012，东北电力大学能源与动力工程学院摘要在中国“双碳”目标的推动以及近期促进风能、太阳能、氢能和储能协同发展的国家政策背景下，本研究探讨了一种区域性的风能-太阳能-氢能集成系统，以实现低成本、低碳排放的氢

　　王书成杨丽娜裴玉峰张秀燕李哲伦李宏伟秦梅中国吉林省吉林市132012，东北电力大学能源与动力工程学院摘要在中国“双碳”目标的推动以及近期促进风能、太阳能、氢能和储能协同发展的国家政策背景下，本研究探讨了一种区域性的风能-太阳能-氢能集成系统，以实现低成本、低碳排放的氢气生产。该系统旨在优化风能和太阳能向氢能转化的效率与碳减排效果，整合了可再生能源风能和太阳能、抽水蓄能、燃气轮机以及用于氢气生产的电解槽，重点研究不同季节条件下的系统性能。通过夏季和冬季至点的模拟分析，发现全天每小时氢气产量保持在9,500–11,000 Nm3/h的相对狭窄范围内。氢气的平准化成本与电价高度敏感，电价每上升0.1元人民币/千瓦时，氢气的平准化成本就会上升0.47元人民币/千克。经济分析表明，该系统的投资回收期为7.2年，年度净收入稳定在416万元人民币左右。此外，该系统还能大幅减少碳排放，相比传统燃煤电厂，每年可减少321.5吨碳排放。通过碳交易和绿色氢能补贴，投资回收期可缩短至7.05年，进一步提升其盈利能力。本研究的一个重要创新点在于分析了中国各地绿色氢气生产成本的差异，新疆的绿色氢气生产成本最低，为23.77元人民币/Nm3，而中国采用质子交换膜技术的平均成本则为28.81元人民币/Nm3。这些数据凸显出地区可再生能源资源状况和电价对绿色氢气生产经济性的重要影响。这项研究强调了以可再生能源为基础的氢气生产在实现碳中和以及推动能源系统可持续发展方面的潜力，尤其注重那些拥有丰富可再生能源资源的地区的低成本氢气生产。引言气候变化是当今地球面临的最紧迫挑战之一，它会导致严重的自然灾害以及全球气候模式的不可预测变化[1]。由于世界对化石燃料的过度依赖，这一问题更为严重，化石燃料占全球能源需求的70%。化石燃料的燃烧会严重破坏环境，从长远来看是不可持续的。因此，向可再生能源转型对于缓解气候变化的影响至关重要，而绿色氢能则被视为实现可持续能源储存与利用的关键技术[2]。国际可再生能源机构提出了实现《巴黎协定》目标的气候安全路径，强调电气化、提高能源效率，以及整合氢能和生物质能等可再生能源[3]。同样，国际能源署2021年的《2050年实现净零排放路线图》指出，能源行业占据了全球温室气体排放量的四分之三，因此能源转型是缓解全球变暖的关键步骤。作为世界上最大的能源消费国和碳排放国，中国在这一全球转型中发挥着至关重要的作用。然而，没有主要能源国家的参与，全球能源转型和气候治理是无法实现的。作为世界上最大的发展中国家、能源消费国和碳排放国，中国的能源转型路径和政策布局不仅关系到自身的“双碳”战略目标，还会对全球可再生能源的发展以及绿色氢能产业的进步产生重大影响[4]。在全球气候行动和能源转型的背景下，中国逐步建立了系统的政策体系，以推动可再生能源的使用、多能融合以及绿色氢能的示范应用，为风能-太阳能-氢能生产系统的研究提供了现实依据和制度支持[5]。2015年，中国承诺在2030年前实现二氧化碳排放量达到峰值，并在2030年前将排放量比2005年的水平降低60%以上，这一承诺在中国第十四个五年规划中的能源转型部分得到了重申[6]。为了实现这些目标，中国大幅提升了可再生能源的装机容量。到2024年，中国新增的风能和太阳能装机容量超过了1.2太瓦，成为全球可再生能源装机容量最大的国家[7]。尽管取得了这些成就，中国西北部和华北地区的风能和太阳能发电仍面临诸多挑战，这主要是由于可再生能源发电具有间歇性，且发电量与高峰需求之间存在不匹配现象[8]。为了实现“双碳”目标，2025年9月，国家发展和改革委员会出台了《关于中央预算投资支持节能减排的特别管理办法》[9]。该政策明确了中央预算投资支持节能减排项目的范围和标准，为相关的改造和示范项目提供了资金保障。2025年11月，国家能源局发布了《关于推动新能源一体化发展的指导意见》，明确要求加强风能、太阳能、氢能和储能系统的一体化发展，同时推动离网氢气生产[10]。此外，2026年1月，工业和信息化部、国家发展和改革委员会、生态环境部、国务院国有资产监督管理委员会以及国家能源局共同发布了《关于发展零碳工厂的指导意见》[11]。该政策鼓励根据当地条件开发和利用分布式风能和太阳能资源，积极支持涉及绿色氢能、氨气和甲醇的集成项目，从而推动以可再生能源为基础的氢气生产技术的应用。综上所述，这些政策为中国の能源转型以及以可再生能源为基础的氢气生产提供了有力的制度和资金支持。与此同时，中国近年来建设了大量风能和太阳能发电站，并正在利用可再生能源生产绿色氢气。中国绿色氢能项目分布图见图1。电力行业向可再生能源的转型对于实现中国的碳中和目标以及缓解全球气候变化具有重要意义。然而，在电力基础设施的建设阶段会产生大量的隐含碳排放[13]。因此，加快向清洁能源转型、增加对太阳能和风能的依赖，同时探索净零排放转型过程中的各种挑战与机遇，显得极为重要。《2050年实现净零排放：全球能源行业路线年前实现二氧化碳净零排放提供了蓝图[14]。由于可再生能源发电具有不确定性，往往会出现电量过剩无法被电网吸收的情况，从而导致能源浪费、效率下降以及经济损失。这一挑战凸显出对灵活可靠的能源存储解决方案的需求。通过使用可再生能源电力进行电解来生产氢气，尤其是绿色氢气，已成为解决这些问题的有效途径。氢气作为一种多功能能源载体，不仅有助于实现能源脱碳，还能提升可再生能源系统的灵活性和可持续性[15]。绿色氢能在各个行业中都有广泛的应用，被视为未来能源格局中的重要燃料[16]。除了陆上风能和太阳能之外，多能集成系统还可以进一步纳入波浪能转换装置[17]。这类装置具有较高的能量密度，且与风能和太阳能资源具有良好的互补性，在沿海和海上应用中具有巨大潜力，为未来系统容量的扩展提供了宝贵的技术参考。同时，结合陆上、海上以及空间能源流动的三维集成能源系统，为将氢气生产场景拓展到海洋可再生能源领域提供了一种新的思路[18]。这些先进的配置丰富了多能集成的内涵，为在沿海和海洋环境中大规模发展绿色氢能开辟了更广阔的技术路径。风能-太阳能-氢能系统是一种新兴的多能耦合模式，它整合了风能、光伏发电、电解槽制氢、抽水蓄能、氢气储罐以及燃气轮机等各种组件。这种集成方式形成了“发电 - 氢气储存 - 氢气利用”的闭环系统，其核心目标是提高可再生能源的利用率，确保系统运行稳定、高效且具有经济可行性。要实现这一目标，就需要通过优化调度来平衡能源生产、储存和氢气生产。已有许多研究探讨了风能-太阳能-氢能系统的不同方面，重点关注系统配置、成本降低以及优化策略。许多学者对风能-太阳能-氢能系统的设计及优化进行了研究。李等人[19]提出了一种结合聚光光热技术的风能-太阳能-氢能混合系统。通过热力学建模和年度模拟，他们设计了“光伏-风能-氢气储罐”系统，通过遗传算法和粒子群优化等优化技术，使得两个不同地区的氢气生产成本分别降至3.48美元/千克和3.23美元/千克。Makky等人[2]对一种包含光伏板、风力发电机、电池储能系统以及燃料电池的离网系统进行了模拟，他们的研究结果表明，该系统能够高效利用可再生能源，稳定供应能源，并以具有竞争力的成本生产绿色氢气，不过仍需进一步研究大规模能源存储的整合问题。Ali等人[20]提出了一种结合平板太阳能集热器的风能-太阳能混合系统。通过Nelder-Mead优化算法，该系统的能源利用效率达到了13.35%，每小时成本为25.48美元。这项研究有助于加深人们对混合系统的理解，但未能充分解决可再生能源的季节性变化问题。Hassan等人[21]使用HOMER Pro软件对一种系统进行了优化，比较了碱性水电解槽和质子交换膜电解槽的性能。他们的研究结果显示，与质子交换膜电解槽相比，碱性水电解槽的氢气生产成本更低，年度产氢量也更高，这表明电解槽类型的选择对系统经济性有着重要影响。然而，对于那些具有显著间歇性和波动性的风能-太阳能混合系统而言，负载灵活性和动态响应能力才是选择电解槽时的首要考虑因素。与碱性水电解相比，质子交换膜电解槽具有更好的部分负载适应能力、更快的负载调节速度，而且更能适应波动较大的可再生能源电力[22]。这些特性使得质子交换膜电解槽能够有效应对风能和太阳能发电量的波动，减少电力削减，从而在不同的运行条件下保持稳定运行[23]。鉴于本研究中考虑的可再生能源资源存在明显的季节性和日变化规律，因此选用质子交换膜电解技术作为核心技术，以适配系统特点并提升整体技术经济性能[24]。王等人[25]专注于可再生能源-氢能系统的协同运行与调度。他们引入了电池储能系统以及基于Dung Beetle Optimizer-Gated Recurrent Unit的風能-太阳能发电预测模型。他们的方法提高了氢气生产量，减少了系统的启停频率，降低了系统成本，从而使碳排放量减少了多达5.71%。最优调度对于最大化风能-太阳能-氢能系统的经济效益和运营效率具有重要意义。已有许多研究致力于开发优化模型以提升系统性能。Chang等人[26]开发了一种“风能-太阳能-氢能-能源”多能耦合系统，提出了一个旨在实现最大经济收益的最优调度模型。他们的研究结果表明，氢能储存技术不仅能增加系统收入，还能减少水力发电站的漏水量，在雨季、正常季节和干旱季节，系统收入分别增加了17.36%、1.48%和4.39%。Zhang等人[27]提出了一种源-荷协同优化策略，旨在降低电解槽运行时间的标准差。这一策略提高了系统的稳定性，减少了维护频率，进而提升了系统的整体可靠性。Wen等人[28]应用多目标粒子群优化算法来优化能源储存系统的配置。他们的案例研究表明，通过上层优化和下层优化，氢气生产的波动幅度降低了24.65%，能源储存成本降低了14.08%，电力削减率降低了0.74%。Hao等人[29]提出了一种针对包含风能、太阳能、水能、氢能以及能源储存设施的多微电网系统的多时间尺度分布式调度策略。他们的方法成功考虑了不同时间尺度上的能源供需不确定性，提升了可再生能源的吸收能力。Sharafi等人[30]通过仿真与优化分析了六种系统组合，确定了最具成本效益的配置方案，以此降低能源平准化成本（LCOE），而这对于实现风能、太阳能向氢能转换系统的经济可持续性至关重要。研究表明，利用太阳能-风能制氢系统能够减少能源系统中的碳排放。Zhang等人[31]对中国北方离网型风能-太阳能-氢能系统进行了运行模拟，发现风能与太阳能的容量比例在2.0到2.75之间时，不仅能最大化绿色氢气的产量，其在碳排放方面的表现也远优于化石燃料制氢方式。Wang等人[32]设计了一种集成风能-太阳能发电、氢气储存与运输以及燃气轮机的混合系统；通过多目标优化，该系统实现了经济效益、运行稳定性与低碳排放之间的平衡，从而证明了氢能作为能源存储介质在能源转型中的关键作用。Pehnt等人[33]采用动态生命周期评估方法，指出在温室气体排放和资源消耗方面，可再生能源技术远远优于传统系统。风能和太阳能等可再生能源的成本一直在持续下降，这为它们大规模替代化石能源奠定了坚实的经济和技术基础。此外，包括风能-太阳能制氢、能源存储以及直接利用绿色电力在内的技术，是实现能源系统深度脱碳的关键路径。经济分析，尤其是LCOH分析，对于评估风能-太阳能制氢系统的可行性至关重要。许多研究都致力于通过系统优化来降低LCOH。Loiy等人[34]采用多目标优化方法，从技术经济性能和生命周期温室气体排放两方面对系统进行评估。他们的研究结论表明，混合系统在降低LCOH和碳强度（CI）方面表现最佳，凸显了成本与环境影响之间的权衡关系。Kang等人[35]提出了一种混合整数规划优化算法，通过优化氢气生产系统的容量来降低LCOH。他们的研究发现，质子交换膜电解槽的成本是决定绿色氢气生产整体经济性的关键因素。风能和太阳能制氢的效率在不同区域系统中存在差异。Salma等人[36]构建了一个综合框架，结合高精度能源预测与技术经济建模，用于评估比利时弗兰德斯地区的绿色氢气生产潜力。研究结果显示，风能驱动的氢气生产具有最低的LCOH（6.63欧元/千克）。ALK技术成本最低，而PEM技术则能更好地适应间歇性电源的特点。Ru等人[37]为中国七个地区建立了氢能分配优化模型，其中考虑了电价、技术进步以及氢能产业的发展趋势。研究结果表明，中国的氢气生产成本有了显著下降。Hanqiao等人[38]评估了各种制氢技术，并通过量化城市层面的碳排放，来确定各地区的节能降碳潜力。他们指出，基于可再生能源的水电解技术面临着较高的经济成本挑战。Zishan等人[39]采用多储能（氢能与电池）及多种可再生能源的模型，对区域内的绿色氢能与灰色氢气生产进行了优化。研究结果显示，可再生能源资源丰富的地区其生产成本可降低5美元/千克，而氢气存储则是最具成本效益的解决方案。Olusegun等人[40]采用混合PESTLE–TOPSIS（政治、经济、社会、技术、法律和环境）方法，对欧盟、美国、中国和澳大利亚的氢能政策进行了比较评估。分析显示，欧盟因拥有完善的监管体系以及协调一致的氢能战略，获得了最高的综合得分（0.872）。然而，现有的风能-太阳能氢能混合系统模型在实际工程应用中仍存在诸多局限。大多数研究采用的都是高度理想化的可再生能源发电模式，忽视了现实中风能和太阳能资源所具有的强间歇性、波动性以及难以实现负荷峰值的特性，这往往导致对系统稳定性和氢气生产效率的预测过高。传统模型还常常简化电解槽和能源存储设施等核心组件的动态响应特性，未能充分考虑到部分负荷条件下的效率下降、启停损耗以及速率限制等问题，从而影响了运行模拟的真实性。此外，许多研究仅关注日前或短期优化，难以体现可再生能源发电与氢气需求之间的长期季节性失衡问题。另外，大多数优化框架更注重降低短期运营成本，而非全生命周期的经济效益，因此由此产生的调度策略往往难以在实际工程项目中实施[41]、[42]。尽管有不少研究将自身的分析称为“区域性”分析，但“区域”这一概念通常是指国家或地区层面，且氢气生产成本是通过汇总或具有代表性的全国性参数来评估的。在这种情况下，LCOH反映的是全国的平均状况，而非各国国内在可再生能源资源分布和电价方面的巨大差异。如表1所示，现有大多数研究都是在国家层面评估基于风能和太阳能的氢气生产情况，隐含地假设在一个国家范围内风能、太阳能资源以及电价都是均匀的。然而，在中国这样地理和经济差异较大的国家，不同省份的风能和太阳能潜力以及可再生能源电价存在显著差异，这就可能导致氢气生产成本的巨大差别。尽管如此，能源系统在不同地区之间仍存在着明显的空间异质性[43]。可再生能源资源禀赋、电力市场价格、工业基础设施以及政策落实情况在全国范围内分布不均，各省之间的差异尤为明显。使用全国平均参数往往会在氢气平准化成本（LCOH）的估算中引入偏差。相比之下，基于省级层面的分析更符合地理发展不平衡的现实情况，有助于把握可再生能源南宫NG利用中的边际成本差异。这样的分析方法为区域技术经济评估和产业布局规划提供了更为严谨准确的理论基础[43]。因此，本研究采用了省级层面的评估框架。现有研究已经为基于风能和太阳能的氢气生产系统的技术经济性能提供了宝贵的见解。不过，在开展区域成本评估时，仍然存在一些实际局限性。首先，在许多被称为“区域性”分析的研究中，氢气生产成本是基于国家层面来评估的，所使用的风能、太阳能资源以及电价数据均为全国平均值。这种方法掩盖了国内不同地区在可再生能源潜力以及电力市场状况方面的差异，而在中国，这种差异在各省份之间尤为明显。其次，现有区域评估中对电价的处理往往过于简单化。人们通常采用固定的或假设的电价，而很少使用能更好反映近期市场状况的实际省级可再生能源电价。这降低了在真实区域运行环境下对LCOH进行准确估算的可能性。为了解决这一局限性，本研究通过在中国范围内开展省级层面的分析，引入了最新且具有区域特征的可再生能源电价，从而提升了区域分析的精细度。通过从全国平均假设转向省级经济状况，本研究能够更准确地评估区域LCOH水平，并突出体现国内不同地区在风能-太阳能制氢方面的差异，如表1所示。本研究通过开发一种集成可再生能源发电、抽水蓄能以及燃气轮机的风能-太阳能制氢系统，来弥补这些不足。研究中对夏至和冬至时期的情况都进行了详细模拟。在真实的运行条件下，对该系统的经济性能、氢气产量以及碳减排效益进行了评估，同时还通过敏感性分析研究了电价波动以及碳交易和补贴政策的影响。此外，研究还对中国各地的氢气生产成本进行了区域对比，确定了低成本区域，并探讨了可再生能源可用性及政策机制对项目经济可行性的影响。本研究的贡献可归纳为以下几点：1）绿色氢气生产的区域成本差异：本研究的一个重要贡献在于分析了中国各地的绿色氢气生产成本。研究指出新疆是成本最低的地区（23.77元人民币/立方纳米），而全国范围内采用PEM技术的平均生产成本为28.81元人民币/立方纳米。这凸显了区域可再生能源资源在决定绿色氢气经济可行性方面的重要性。2）电价敏感性分析：本文对电价波动对氢气平准化成本（LCOH）的影响进行了详细的敏感性分析。研究显示，电价每上升0.1元人民币/千瓦时，氢气生产成本就会上升0.47元人民币/千克，这体现了能源价格在氢气生产经济性中的作用极为重要。3）经济与环境协同效应：研究通过量化年度碳排放减少量（321.5吨），以及碳交易和绿色氢气补贴带来的益处，展现了该系统在经济与环境方面的协同效应。这些因素共同使得该系统的投资回收期从7.2年缩短至7.05年，既提升了盈利能力，又有助于实现碳中和目标。