中国风电与小水电富余能源制氢的经济可行性评估：基于LCA-TEA的多场景分析

　　针对中国可再生能源消纳与低碳转型需求，研究人员通过生命周期评估(LCA)和技术经济分析(TEA)，量化评估2015-2024年风电/小水电(SHPs)富余能源制氢潜力。研究表明：3%-5%富余电量可日产氢7.66/5.95 MNm3 ，风电制氢收益达36.22-518.93 USD/kg，为碳中和目标下氢能基础设施布局提供关键数据支撑。

　　

在全球气候危机加剧的背景下，中国作为全球最大的能源消费国和CO₂
排放国，面临着严峻的减排压力。根据国际能源署(IEA)数据，2015-2024年间全球每年需减少14亿吨CO₂
当量排放，而能源领域贡献了76%的温室气体排放。尽管中国大力发展风电、光伏等可再生能源，但弃风弃水问题依然突出——这些被白白浪费的绿色能源，能否转化为推动碳中和的"绿色氢能"？这正是张筱玮团队在《International Journal of Hydrogen Energy》发表的研究要解决的核心问题。

研究团队采用地理信息系统(QGIS)空间分析技术，对中国南方地区44个小水电站(SHPs)和主要风电场的富余能源进行量化建模。通过建立质子交换膜电解(PEM)制氢的数学模型，结合生命周期评估(LCA)和技术经济分析(TEA)方法，模拟了3%和5%富余电力制氢的两种情景。研究特别关注氢能在交通燃料、天然气管道掺混和储能系统三大应用场景的经济可行性。

【Surplus energy】
空间分析显示中国南方小水电站集群总装机达771.72 MW，占区域电力结构的12.81%。每日可产生9340 MWh富余电力，相当于5.95 MNm³
氢气的电解产能。风电场的富余能量更为可观，单日最高可达16,000 MWh，可转化7.66 MNm³
氢气。

【Conclusion】
经济模型测算显示，风电制氢的收益区间为36.22-518.93 USD/kg，小水电制氢则为263.96-342.42 USD/kg。这种差异主要源于风电的间歇性特征导致的电解槽利用率波动。研究特别指出，将氢气以20%比例掺入天然气管网，可降低运输成本并提升系统灵活性。

该研究的突破性发现在于首次量化验证了中国可再生能源制氢的商业化潜力。通过将分散的富余能源转化为可存储的氢能，不仅解决了可再生能源消纳难题，还为钢铁、化工等难减排行业提供了脱碳路径。值得注意的是，研究团队发现沿海地区利用海水淡化副产氢气的模式，可进一步降低生产成本。这些结论为中国制定氢能产业政策提供了关键数据支持，特别是对"十四五"规划中氢能基础设施的布局具有重要指导意义。

当然，研究也揭示了现存挑战：电解槽效率提升、高压储运技术突破和政策激励机制完善，将是实现氢能经济规模化的关键。正如作者张筱玮在讨论部分强调的，这项研究为全球最大的能源消费国探索出了一条兼具环境效益和经济效益的能源转型路径，其方法论框架也可为其他发展中国家所借鉴。