《International Journal of Hydrogen Energy》：Decision-making tool for onshore vs. offshore hydrogen production from offshore wind
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本文推荐一项关于海上风电制氢的优化研究。为解决可再生能源波动性与能源储存需求，研究人员构建了Python for Power System Analysis (PyPSA)模型，对比分析了陆上与近岸氢生产的成本效益。研究发现，氢价与电价相对比值是决定最优生产位置与模式的关键：当氢价高于电价2.5倍时，推荐采用近岸氢生产并通过60公里管道运输；反之，则推荐在岸上使用可逆系统生产。该研究为结合高效可逆固体氧化物电池 (rSOC) 与海上风电的系统规划提供了决策工具。
随着全球向“净零”排放目标迈进，可再生能源的大规模扩张已成为必然趋势。然而，风能、太阳能等资源具有间歇性和波动性，给电网的稳定运行带来了巨大挑战，同时也催生了庞大的能源存储需求。在此背景下，“绿氢”——利用可再生能源通过电解水制取的氢气——脱颖而出。它不仅是理想的能量储存载体，更能替代化石燃料应用于钢铁、航空等难以电气化的“硬脱碳”领域。海上风电凭借其资源丰富、发电稳定的优势，被普遍视为未来可再生能源发电的主力军之一。那么，一个关键问题随之而来：利用海上风电生产“绿氢”，究竟应该在海上平台就地生产，还是通过海底电缆将电力输送到陆上再进行制氢？哪种方案在经济上更划算？
为解答这一核心问题，来自英国普利茅斯大学的研究团队在《International Journal of Hydrogen Energy》上发表了一项研究，题为“海上风电制氢的陆上与近岸生产决策工具”。他们开发了一个基于Python for Power System Analysis (PyPSA)的优化模型，旨在为结合高效可逆固体氧化物电池 (rSOC) 与海上风电的系统，找到最具成本效益的配置方案。研究不仅比较了陆上与近岸生产，还深入分析了不同的运营模式（如纯发电、纯制氢、部分制氢与再发电等）以及市场价格波动对系统经济性的影响。
为了开展这项研究，研究人员主要采用了以下关键技术方法：首先，他们基于PyPSA开源框架构建了包含风力发电、电力需求、氢生产/储存/运输、电网交互等模块的能源系统优化模型。模型能够以小时为时间分辨率，优化基础设施（如电解槽容量、电缆/管道容量、储氢设施大小）的投资和全年8760小时的运行调度。其次，研究采用了详细的成本建模方法，收集并处理了截至2030年的各类关键设备（如rSOC系统、海底电缆、氢气管道、海上平台、地质储氢盐穴等）的资本支出 (CapEx) 和运营支出 (OpEx) 数据，并考虑了学习率和通胀等因素。第三，他们为可逆固体氧化物电池 (rSOC) 设定了多种运行模式（从高效电解模式到高功率燃料电池模式）及其对应的非线性效率曲线，并计入了海水淡化、氢气压缩等辅助系统的能耗。最后，研究利用英国Celtic海地区的历史风速数据和电力市场价格数据，驱动模型进行模拟，并通过敏感性分析考察了氢价与电价的不同比值、价格波动模式对优化结果的影响。
研究结果
1. 模型框架与情景设定
研究设定了五种基本能源利用情景，从“仅发电”到“发电、制氢并完全将储存的氢再发电”，覆盖了全部可能的能源流转路径。模型的核心创新在于不预先指定氢生产地点，而是在优化过程中自动选择陆上或近岸，并同时优化相关的基础设施容量。图1清晰地展示了所有可能的能源（电力和氢气）传输路径组合。
2. 成本效益分析的核心结论
模拟分析得出了清晰的成本权衡规律。总体结论是，氢价与电价的相对比值是决定最优方案的决定性因素。当氢价达到电价的2.5倍或更高时，模型倾向于推荐在海上进行专门的氢气生产。这是因为，对于一段60公里的距离，通过一条氢气管道运输氢气的成本，低于通过一条海底电缆运输同等能量电力的成本。在这种情况下，在海上直接将风电转化为氢气，再通过管道输送到岸上，是更经济的选择。
反之，当电价相对于氢价处于较高水平时，模型则推荐在陆上使用可逆的氢生产系统。这是因为，即使有部分氢气需要作为气体储存，系统也需要一条海底电缆连接来输送电力以满足岸上需求或在电力市场高价时售电。此时，在陆上利用rSOC系统的灵活性，根据实时电价在电解（制氢）和燃料电池（发电）模式之间切换，能够最大化收益。
3. 敏感性分析揭示的复杂影响
研究进一步通过敏感性分析发现，电力价格的波动性对系统设计和运营有显著影响。在电价波动剧烈的年份，可逆系统 (rSOC) 的价值更高，因为它能更灵活地捕捉高电价时发电售电、低电价时制氢储存的机会。相比之下，氢气的储存方式也是一个重要成本变量。使用盐穴等地质储氢方式的成本远低于高压储氢罐。模拟表明，只有在使用低成本地质储氢的前提下，大规模、长期的氢能储存才具有经济可行性。此外，可逆固体氧化物电池 (rSOC) 自身的资本成本对未来项目的经济性有直接影响。尽管目前其成本较高且技术成熟度 (TRL) 较低，但研究指出其高效率（尤其是在利用燃料电池废热提升电解效率时）和材料优势，使其在未来成本下降后具有巨大潜力。
4. 可逆固体氧化物电池 (rSOC) 运行模式的优化选择
模型允许rSOC在多种效率-功率组合下运行。结果表明，系统并非总在额定功率下运行。在电解模式下，当电力充足且价格低时，系统可能运行在超高效率但低功率的模式；当需要快速消纳过剩电力时，则可能切换到高功率模式。在燃料电池模式下，则根据电力需求和价格选择不同的发电功率点。这种多模式运行的灵活性是rSOC相比单一功能电解槽或燃料电池的潜在优势。
研究结论与意义
本研究的核心结论是：对于结合海上风电的氢生产系统，最优的“陆上vs.近岸”决策并非固定不变，而是强烈依赖于氢与电的市场价格信号。 研究提出了一个明确的决策阈值：当氢价与电价之比超过2.5时，近岸氢生产并通过管道输送更具成本优势；否则，陆上可逆生产系统是更佳选择。
这项研究的意义在于，它超越了简单的静态技术经济比较，提供了一个动态的、基于市场价格的决策支持工具。该工具能够帮助项目开发者、政策制定者和投资者，在规划海上风电-氢能一体化项目时，综合考虑技术成本、地理位置、能源市场价格波动等多种因素，做出更科学、更经济的投资和设计决策。研究也凸显了可逆固体氧化物电池 (rSOC) 技术在未来高比例可再生能源系统中的潜在价值，尤其是在需要同时满足电力供应和能源/原料储存需求的场景下。尽管面临成本和寿命的挑战，但其高效率和高灵活性的特点，使其成为实现风光氢一体化系统优化运行的关键技术候选之一。
