《Energy and Climate Change》：Scenario-based mapping of state-level green hydrogen potential in Mexico: Policy-relevant insights from a multi-technology framework
安德烈亚·纳瓦罗·希门尼斯（Andrea Navarro Jiménez）
中国重庆大学煤矿灾害动力学与控制国家重点实验室，重庆 400044
摘要
墨西哥的能源系统仍然高度依赖化石燃料，而在直接电气化难以实现的情况下，绿色氢能可以助力脱碳。本研究构建了一个空间筛选框架，通过结合太阳能和风能资源、土地适宜性、水资源可用性以及电网接入情况，以及2025至2060年间碱性水电解（AWE）、质子交换膜（PEM）和固体氧化物电解（SOEC）技术的发展路径，来估算墨西哥32个州的绿色氢气生产潜力及氢气厂门成本（LCOH）。该框架定义了“并网”边界，即电解槽使用的是该州平均批发电价或购电协议（PPA）价格购买的电网电力（无需现场发电）。在此边界下，2030年的全国平均LCOH分别为：AWE 5.35美元/千克，PEM 5.37美元/千克，SOEC 4.46美元/千克；到2060年，这些成本分别降至4.80美元/千克、4.84美元/千克和3.47美元/千克。各州之间存在显著差异：北部地区（尤其是奇瓦瓦州、科阿韦拉州和索诺拉州）的生产潜力最高，而瓦哈卡州的成本最低，墨西哥城则成本最高。敏感性分析表明，电价和系统效率是主要成本驱动因素，资本支出影响次之。政策重点在于：（i）在潜力大且靠近电网的地区优先部署和审批项目；（ii）通过清洁电力合同和电价/补贴改革降低电力成本；（iii）协调优先走廊的互联升级和水资源供应（必要时包括再利用/海水淡化）。总体而言，该框架识别出了有助于加速实现墨西哥中期减排目标的次国家级热点区域和短期着力点。
引言
墨西哥的能源系统仍以化石燃料为主。2023年，石油和天然气提供了84%的一次能源（其中国内石油产量占63%），天然气发电量占总发电量的61%，而风能和太阳能的贡献仅略超过10%。2025年的最终能源使用中，石油产品占比高达59%，主要集中在交通运输（41%）和工业（29%）领域；自2000年以来，能源进口量增长了257%，占总供应量的近14%。墨西哥承诺到2030年将温室气体排放量减少到2005年水平的35%以下，但现有政策与1.5°C减排目标并不吻合[1]。这些情况凸显了墨西哥对进口的依赖性，以及绿色氢能在难以电气化领域实现脱碳和利用国内可再生能源方面的战略重要性[2]。
多项墨西哥国内和国际上的公告表明相关进展势头强劲，但也指出竞争力取决于特定走廊和物流条件，而不仅仅是资源本身。哥本哈根基础设施合作伙伴（通过Helax）宣布在特万特佩克地峡地区部署可再生能源加电解槽项目，旨在出口氨[3]；阿斯兰能源资本（Aslan Energy Capital）在索诺拉州的ANEM项目计划每年生产约60万吨氢气，覆盖约3.5万公顷土地[4]。AMH2和SENER提出了一个全国性的氢能发展计划（包含18个项目，总投资约210亿美元），旨在推动氢能产业链的发展[5]。与现有研究一致，选址时同时考虑储能和运输/转换至需求中心的因素通常是决定成本和可行性的关键[6,7]。墨西哥丰富的太阳能和风能资源以及现有的能源基础设施为这一计划提供了支持，同时全球清洁能源市场也在不断扩大（2022年绿色氢市场价值达38亿美元）[8]；然而目前氢气供应仍主要依赖化石燃料；例如新莱昂州的Ikal Solar项目计划通过25.7亿美元的投资每年生产12.4万吨氢气[9]。尽管如此，墨西哥仍面临诸多结构性挑战——缺乏专门的氢能发展战略、生产/分配基础设施不完善，监管框架不健全[10]——不过官方规划提出了以可再生能源为主导的电力结构，并计划在短期内增加风能、太阳能和储能设施，如果相关政策和电网条件得到落实，这些项目有望早日落地[11]。因此，在监管和电网条件明确之前，这些公告应被视为参考性信息。
在这种政策背景下，当有协调一致的跨部门政策支持时，绿色氢能可以在难以电气化的领域（如重型运输和工业）推动脱碳[12]。已发布的基准研究表明，应采用多种技术组合：碱性水电解（AWE）作为成熟且成本较低的基线技术；质子交换膜（PEM）适用于快速响应和需要高纯度氢气的场景；固体氧化物电解（SOEC）则在具备高温热源/蒸汽的条件下更具效率[13-15]。将这些技术纳入空间分析框架，可以更好地权衡选址和政策的考量——AWE/PEM对电价和利用率最为敏感，而SOEC在具备工艺热源的情况下更具优势[16]。
本研究量化了2025至2060年间墨西哥32个州的绿色氢气生产潜力及氢气厂门成本（LCOH）。评估了两种电力边界情况：并网（州平均批发电价或PPA价格）和离网（专用光伏/风电LCOE）。主要结果基于并网边界，离网情况作为补充敏感性分析内容。氢气厂门成本是指电解槽设施本身的成本（包括电解过程和现场辅助设施），不包括下游的压缩、储存、运输、转换和最终使用环节。该空间筛选框架将资源质量、电网接入情况和水资源限制与各州的氢气生产潜力及LCOH进行关联，但不涉及小时级调度、平衡或氢气交付物流。与以往的国家级评估（如巴西[17]、德国[18]、澳大利亚[19]）不同，本研究使用高分辨率地理空间数据和未来预期的电解槽成本及性能趋势来分析次国家级差异[20]。通过一个统一的区域模型（国家容量上限为22太瓦、年产量1400万吨氢气[21]），量化了可行的生产潜力和LCOH，重点关注空间可行性和战略部署影响，而非整个系统的能源优化。
墨西哥的氢能发展受到空间异质性和基础设施差距的影响。北部地区虽然拥有丰富的太阳能和风能资源，但水资源和输电能力有限，这限制了短期内的部署[22]。企业公告也反映了这一趋势（例如阿斯兰能源资本在索诺拉州瓜伊马斯/普埃托佩尼亚斯科附近的ANEM项目），但这些信息仅供参考，因为项目具体状态、成本和时间表不在研究范围之内[23]。在下加利福尼亚南部，可能需要海水淡化；即便采用海水淡化，其成本占比也低于2%，说明水资源获取主要是选址限制因素[21]。因此，除非通过分散式规划和有针对性的支持措施，否则电网接入不均和水资源不足会导致区域间成本差异[24]。这些因素促使本研究采用州级空间筛选方法，来确定可行的生产区域和限制条件。
为应对这些挑战，本研究提供了一套基于决策的州级筛选结果，将氢气厂门成本和预测生产潜力与并网和离网电力边界下的约束条件（如电网接入、水资源限制、资源质量和土地适宜性）联系起来。这些结果有助于制定基于地理位置的政策，明确哪些地区适合短期内部署，以及哪些地区需要配套的基础设施（如互联升级、电网升级和合同机制）[25]。该分析仅关注供应端和厂门成本，未涉及平衡、储存和氢气交付物流，相关讨论仅用于说明成本和限制因素。
研究范围和系统边界
本研究对墨西哥32个州（根据INEGI划分）在2025年的绿色氢能技术潜力进行了评估，涵盖碱性水电解（AWE）、质子交换膜（PEM）和固体氧化物电解（SOEC）技术。分析结合了各州的可再生资源指标（太阳能和风能）、土地适宜性、水资源可用性以及电网接入情况，以预测基于情景的生产潜力和氢气厂门成本。
结果
本节总结了影响墨西哥绿色氢能部署的空间因素。研究重点不是详细列出所有数据点，而是突出了对政策和战略具有关键意义的主题。
讨论
研究表明，通过综合考虑太阳能和风能资源质量、土地适宜性、水资源获取和电网接入情况，可以精准识别墨西哥的绿色氢能“热点”区域。在筛选结果中，低氢气厂门成本和高生产潜力的地区主要集中在北部走廊（如奇瓦瓦州-索诺拉州-科阿韦拉州）；而在电网接入受限或水资源不足的地区，成本则较高。
结论
本研究构建了一个空间明确的评估框架，对墨西哥32个州在并网电力边界下的绿色氢能生产潜力和氢气厂门成本进行了多技术比较。结果显示，北部地区（尤其是索诺拉州、奇瓦瓦州、科阿韦拉州）持续成为“热点”区域，而水资源受限或电网接入有限的地区成本较高。敏感性分析表明，电价和利用率/效率是主要成本驱动因素，资本支出影响次之。
关于写作过程中使用生成式AI和AI辅助技术的声明
在撰写本文时，作者使用了ChatGPT来改进语法和可读性。作者对内容进行了必要的审查和编辑，并对出版物的内容负全责。
伦理声明
本研究未涉及人类参与者、人类数据、人体组织或动物的研究，因此无需伦理审批。
资金来源
本研究未获得任何公共部门、商业机构或非营利组织的资助。
CRediT作者贡献声明
安德烈亚·纳瓦罗·希门尼斯（Andrea Navarro Jiménez）：负责撰写、审稿与编辑、初稿撰写、数据可视化、验证、项目监督、软件选择、资源协调、方法设计、数据收集、概念构思及资金申请、数据分析、数据整理等工作。
