中国科学院上海高等研究院唐志永研究员和陈倩倩副研究员所带领的工程科学团队，在绿色氢气供应链的系统优化和技术-经济性评估研究中取得重要进展，研究成果以“Optimal design and techno-economic assessment of low-carbon hydrogen supply pathways for a refueling station located in Shanghai”为题近日发表在能源领域一区期刊《Energy》（IF =7.147）。论文第一作者为我院职工陈倩倩和顾宇。
在我国提出碳达峰和碳中和目标的大背景下，氢气因其燃烧的清洁性和高效性受到广泛关注，成为车用燃料实现低碳清洁化的重要替代品。然而，目前全球96%以上的氢气仍采用传统的化石燃料重整工艺制得，每年因氢气生产排放的二氧化碳约为8.2亿吨。因此，实现制氢—输氢—加氢整个氢气供应链的低碳化非常重要。基于此，研究团队以位于上海燃料电池汽车（FCV）供氢基地，规模为500 kg/天的加氢站为评估基准，设计并优化了四条可能的低碳氢气供应路线（Fig. 1），从整体供应链的角度评估了可再生氢气作为车用燃料的技术-经济可行性。其中，路线I和路线Ⅱ是位于上海加氢站的现场制氢-加氢系统（Fig.1a），分别由独立的（路线I）和并网的（路线Ⅱ）风-光-储微电网系统供能；路线Ⅲ和路线Ⅳ是位于青海省可再生能源丰富地区的场外制氢系统（Fig.1b），分别由独立的（路线Ⅲ）和并网的（路线Ⅳ）风-光-储微电网系统供能制氢, 通过液氢运输至上海加氢站加氢。
针对多能互补的制氢系统，研究团队使用HOMER Pro^？软件设计并优化了风-光-储发电系统耦合电解水制氢的综合能源系统。结果表明，风电提供了制氢用电量的52.6%~66.4%，光伏发电提供了约33.6%~47.4%。电解池作为主要的耗电设备，占总用电量的57%以上。对于并网路线（路线Ⅱ和路线Ⅳ），综合能源系统弃电量减少了近50%（Fig. 2）。对于制氢阶段的经济性，路线Ⅳ的总净现成本（NPC）和平准化能源成本（LCOE）均表现出最佳的经济竞争力，其NPC值仅为路线I的一半。
就整个氢气供应链而言，路线Ⅳ同样是最具经济竞争力的氢气供应方式，其氢气的平准化成本（LCOH）为43.09 RMB/kg，略低于路线Ⅱ, 相比路线I和路线Ⅲ，分别下降12.4%和15.4%（Fig. 3a）。敏感性结果表明，当电解槽寿命较短（7～12年）时，路线Ⅳ的总LCOH成本竞争力会进一步上升（Fig. 3b）。这表明，目前基于可再生能源丰富地区（青海省）的并网风-光-储综合能源系统生产氢气，并通过液氢卡车输送到中国东部沿海地区（上海）的加氢站或是一个可行的解决方案。
该工作获得了壳牌前瞻科学项目的资助。
全文链接：https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.121584

Fig. 1 Framework of on-site Route I& Ⅱ (a) and off-site Route Ⅲ& Ⅳ(b) hydrogen supply routes

Fig. 2 Power balance of hybrid energy system for hydrogen production

Fig. 3 LCOH cost of Route I ~ Ⅳ(a) and Effect of electrolyzer’s life time on LCOH cost (b)