《International Journal of Hydrogen Energy》：Demand response business model for on-grid hydrogen projects in a centralized operation of the electrical system
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制氢灵活性资源协同优化与电力系统整合研究。基于混合整数线性规划模型，分析四类电解槽（PEM/碱式/SOEC/AEM）与可再生能源、火电及储能的协同调度，发现集中式需求响应机制可降低制氢成本达30%。研究显示协同优化能有效提升可再生能源消纳能力，同时通过电网侧价信号平衡经济性，为氢能规模化整合提供决策支持。
Vicente Barrios|Joaquín Lazo|David Watts
智利天主教大学电气工程系，Vicu?a Mackenna 4860，Macul，Santiago，7820436，智利
摘要
随着可变可再生能源的发展，并网电解器作为一种可控负载，为电网提供了极具前景的灵活性资源。本研究分析了如何通过集中式需求响应（DR）方案将不同的电解技术整合到电力系统调度中，该方案与每小时的价格和附加费用相协调。采用混合整数线性规划模型来优化热能和可再生能源的发电、储能以及四种具有不同效率和运行范围的电解器的使用。结果表明，对于高灵活性技术，协调运行可使氢气生产成本降低多达30%。在系统层面，DR方案略微增加了总发电成本，从而在发电者和氢气生产者之间创造了经济盈余转移。此外，敏感性分析突显了附加费用对每种技术竞争力的重要影响。总体而言，集中式DR不仅提升了氢气的经济效益，还改善了可再生能源的整合，为监管机构、运营商和开发商提供了可行的见解。
引言
全球为缓解气候变化而作出的努力加速了可再生能源的部署，促使各国重新设计监管框架，以支持脱碳同时满足不断增长的电力需求[1]。这种快速扩张重塑了电力系统，但也暴露了由可再生能源的间歇性和地域性所带来的运营挑战，包括明显的空间和时间不平衡，导致电力削减和资源利用效率低下[2]。这些情况给输电网络带来了越来越大的压力，扭曲了市场信号，并凸显了现有监管和运营方案的结构局限性[3]。与此同时，氢能行业也迅速发展，项目数量从2020年的228个增加到2024年5月的1572个，反映了技术进步以及氢能开发从欧洲扩展到北美、南美和亚洲的情况[4]。预计到2030年，氢气需求将从2020年的每年89百万吨增长40%，到2040年达到每年245至270百万吨，到2050年则可能达到每年469百万吨，主要驱动因素是其在交通、工业和供暖领域的应用[5]。
在这种背景下，绿色氢气作为一种增强系统灵活性的工具脱颖而出。通过将电解器作为可控负载运行，电力系统可以吸收可再生能源的过剩产能，减少电力削减并提高运营效率。然而，尽管具有这种潜力，当前的监管和建模框架很少将电解器视为完全灵活的资源，大多数方法也没有考虑将氢气生产与系统条件协调起来的机制。解决这一差距需要能够明确捕捉不同电解技术之间的差异、电网连接成本的影响以及将大型可控负载整合到系统调度中的运营影响的模型。
本文开发了一种由系统运营商运营的集中式需求响应方案，并评估了灵活的电解技术如何提升氢气的经济效益和整体系统效率。所提出的框架通过单元承诺模型实现，这是一种标准运营工具，能够在满足技术约束的前提下确定发电计划的最小系统成本[6]。为了解决文献中发现的局限性，本文在基于单元承诺的氢能灵活性研究中引入了具体的方法论改进。主要贡献有三个方面：
•在安全约束的单元承诺框架内整合集中式DR机制：所提出的混合整数线性规划（MILP）模型直接协同优化了热能单元、可再生能源发电和电池储能以及电解器，确保在ISO的集中调度下严格满足每日氢气生产目标。
•明确的技术区分：该模型超越了通用的氢气负载建模，捕捉了四种不同电解技术（PEM、碱性、SOEC和AEM）的特定运营约束——即功率范围、最小稳定负载、效率和状态转换（切换）成本。
•纳入全面的网络价格信号：该模型将节点边际成本和区域附加费用（电网使用费）主动纳入DR决策过程，这是以往系统级调度公式中经常忽略的关键经济因素。
补充数学建模的是概念分析，它指出了有效整合并网氢气项目的关键机会和障碍。这些元素共同提供了一个综合视角，展示了氢气如何在更大范围内支持电力系统的灵活性，特别是在像智利这样可再生能源渗透率和氢能发展迅速的地区。
本文的其余部分结构如下：第2节回顾了关于需求响应机制、减少电力削减策略以及将基于氢气的灵活性逐步整合到电力系统模型中的文献。第3节介绍了集中式需求响应框架以及用于评估电解器和电力系统协调运行的单元承诺公式。第4节介绍了智利案例研究，并报告了数值结果，强调了整合灵活电解技术的运营和经济影响。第5节进行了总结。
节选内容
文献综述
随着可再生能源整合程度的提高，需求响应（DR）已成为提升现代电力系统灵活性和平衡供需的核心工具。DR通常分为基于价格的机制（通过动态电价或实时定价影响消费）和基于激励的机制（奖励效率或性能）[7]。大多数研究集中在前者上，而基于激励的机制相对较少被探索。在基于价格的DR中，Li
集成单元承诺和需求响应模型
本节介绍了一个与集中式DR方案相结合的安全约束单元承诺模型，用于绿色氢气的生产。该混合整数线性规划模型协同优化了发电计划、储能运营以及电解器在每小时时段内的可控需求。系统模型包括热能单元、可再生能源单元、固定需求、电池储能系统（BESS）、电解器和输电网络。该模型确定单元的承诺和调度
仿真与分析
本节描述了用于并网氢气生产的集中式需求响应模型的实施过程，概述了用于评估电解器、可再生能源发电、热能单元和储能资产协调运行的参数设置、测试系统和仿真工作流程。选择智利作为案例研究，是因为其互联系统结合了高比例的可再生能源和传统发电方式，同时存在显著的节点费用（即附加费用）。
结论
绿色氢能的快速发展对电力系统提出了新的要求，这些系统必须能够整合能够与可变可再生能源互动的大型可控负载。尽管电解技术提供了显著的灵活性，但大多数系统级模型和政策并未有效协调这一资源，导致其大部分潜力未被充分利用，限制了降低成本、提升可再生能源整合程度和改善运营效率的机会。本研究开发了一种
CRediT作者贡献声明
Vicente Barrios：撰写——审稿与编辑、初稿撰写、可视化、方法论设计、调查研究、资金获取、概念构思。Joaquín Lazo：撰写——审稿与编辑、验证、监督。David Watts：撰写——审稿与编辑、验证、监督、资源调配、项目管理、方法论设计、调查研究、资金获取、概念构思。
利益冲突声明
作者声明他们没有已知的财务利益冲突或个人关系可能影响本文的研究结果。
致谢
作者感谢ANID-Subdirección de Capital Humano/Doctorado Nacional/2021-21210320、Conicyt-Fondecyt 1221943以及Conicyt-FONDAP（SERC智利）的支持和资助。
