【未来能源研究所】整合可变可再生能源和储能，实现绿色制氢-2025.2_42页_1mb

总结：

本研究探讨了整合可变可再生能源（VRE）与长期储能系统（LDES）以促进绿色氢气生产的系统设计与政策优化。通过开发一个综合决策模型，分析了在不同政策激励和能源配置下氢气生产成本及环境效益的变化。模型目标是通过优化容量投资与系统运行，最小化氢气生产综合成本，包括电力成本、资本支出、CO₂排放社会成本及税收抵免收益。

美国当前氢气生产主要依赖化石燃料，年产量约为1000万吨。为实现2030年目标及DOE“Hydrogen Shot”计划中将绿色氢气成本降至每公斤1美元，需加强可再生能源与储能的协同利用。研究分析了11种场景，涵盖仅电网供电、电网与VRE/LDES结合，以及不同政策组合（碳定价、税收抵免、联合政策），特别关注LDES资本成本对投资决策的影响。

关键发现包括：

1. 税收抵免显著降低成本：通过Section 45V PTC（绿色氢气生产税收抵免）和Section 48 ITC（可再生能源与储能投资抵免），氢气生产成本从无政策情况下每公斤10.62美元降至0.96美元。
2. 储能作用与挑战：LDES（如10小时储能）可稳定电网供电，减少对化石燃料的依赖，但其高初始成本是推广障碍。降低LDES成本（如33%或20%）可提升投资吸引力，同时减少电解槽需求容量，提高运行效率。
3. 离网系统的经济性：离网场景（如BL+VRE+S）通过优化VRE和储能的协同使用，降低了电力成本和排放，但需注意VRE的边际成本及储能的复杂性。
4. 政策协同效应：税收抵免和碳定价的联合政策（如BL+VRE+S+SCC+TC）效果最佳，既满足环境目标，又最大化经济收益。不考虑碳定价时，税收抵免足以实现可持续性目标。
5. 区域差异需关注：加州的模型结果显示，离网系统可将成本控制在1美元/公斤以内，但其他地区需根据电价、排放强度和可再生能源资源特性调整配置。

研究强调，政府支持（如IRA中的税收政策）和技术创新（如低成本LDES）是推动绿色氢气发展的关键。同时，需进一步评估储能成本、能源资源波动性及跨区域投资差异，以完善系统设计并确保长期可行性。未来方向包括扩展模型以涵盖电网连接的可再生能源项目、分析更多区域案例，以及细化技术参数的敏感性研究。