1. 定义四种电解水制氢系统
论文构建了四种不同配置的电解水制氢系统 (WE1-WE4)，以适应不同省份的资源禀赋。
点击下方卡片查看系统配置与优缺点。
WE1: 网电制氢
Grid Hydrogen Production
WE2: 光伏+网电
PV + Grid Combined
WE3: 定比例可再生
Fixed Renewable Penetration (50%)
WE4: 离网制氢
Off-grid (100% RE)
WE1: 网电制氢系统
电力完全来自电网。电解槽容量根据每小时产氢量直接计算。
2. 现状分析：成本与碳排的空间差异
中国幅员辽阔，各省份的资源禀赋（光照、电价）和电网清洁度（碳因子）差异巨大。
论文计算了 31 个省份的数据，发现了显著的“北低南高”成本分布和“北高南低”碳排分布。
💰 平准化氢成本 (LCOH) 分布范围 单位: $/kg H2
注：WE4 (离网) 目前成本最高，因为需要配置大量的储能和储氢罐以保证稳定供氢。
🌿 全生命周期碳排放 (LCCE) 单位: kg CO2/kg H2
惊人发现：在河北等煤电大省，WE1 (网电制氢) 的碳排放甚至高于煤制氢 (CG, ~22.7 kg)。
最佳绿氢潜力区： 得益于丰富的光照和清洁的电网，这里是目前 WE1/WE2 碳排放最低的区域。
WE2 优于 WE1： 在北京、山东、广东等18个省份，配置光伏 (WE2) 比单纯用网电 (WE1) 更经济。
政策红利： 实施分时电价可使 WE1 成本降低 $0.18-0.90/kg，极大提升经济性。
未来展望 (2025-2050)
离网制氢 (WE4) 何时能打败化石燃料制氢？
点击时间轴，查看不同年份的预测格局。
2025: 起步阶段
当前，化石燃料制氢（煤制氢、工业副产氢）成本最低。离网电解水 (WE4) 成本高昂 ($7.3-14.8/kg)，主要受限于储能成本。
相对成本示意图
* 预测基于设备成本下降曲线（PV、电解槽、电池）及碳税增长假设。
4. 研究方法与复现指南
本研究的核心是一个**混合整数线性规划 (MILP)** 模型，旨在最小化 LCOH。 如果您想复现此研究，请遵循以下技术路线。
数据收集 (Inputs)
- 光伏数据: 使用 NREL PVWatts Calculator 获取 31 个省份逐时发电数据。
- 电价数据: 各省电网公司的销售电价表（含单一制与分时电价）。
- 碳因子: 中国各省电网平均二氧化碳排放因子。
构建优化模型 (MILP)
- 目标函数: Min LCOH (平准化氢成本)。
- 决策变量: PV容量、电解槽容量、储能容量、逐时运行功率。
- 关键约束: Hydrogen_Supply(t) = 1 kg/h (可靠性约束)
求解与分析 (Solver)
- 平台: Matlab + Yalmip 工具箱。
- 求解器: Gurobi (处理大规模 MILP 问题效率最高)。
- 输出: 各省最优配置方案 (IC_PV, IC_EL, IC_EES) 及对应的 LCOH/LCCE。
LCOH = (总投资成本 + 全生命周期运维成本 + 购电成本 + 碳税成本) / 全生命周期总产氢量