在计划内和计划外的天然气配给制度下，对多能源工业园区进行稳健的多目标管理；该管理策略结合了绿色电力转换技术（Power-to-X）和负荷控制方法

《Energy Conversion and Management》：Robust multi-objective management of a multi-energy industrial park under scheduled and unscheduled gas rationing programs, incorporating the green power-to-x process and load control strategy

本研究针对工业园区天然气配给问题，结合可再生能源制氢与负荷控制策略，构建鲁棒多目标优化模型，对比分析计划内与计划外配给效果，发现计划内配给运营更易控制，风险厌恶策略可提升3.94%-4.32%鲁棒性，而计划外配给提升显著达11.22%-11.38%。敏感性分析表明提升制氢效率与可再生能源渗透率是关键优化方向，需协同考虑配给周期、储运系统与负荷柔性。

　　
该研究聚焦于工业公园场景下天然气 rationing（限供）问题的系统性优化策略，结合可再生能源与负荷管理技术，构建了多目标鲁棒优化模型。研究主体为伊朗塔里兹大学电气与计算机工程学院团队，他们在能源系统多维度耦合约束下，创新性地将天然气供应调度与绿色制氢工艺相结合，揭示了不同限供模式下的运营效率差异。

研究背景方面，全球能源结构转型背景下，天然气作为过渡性能源面临双重压力：一方面需应对气候变化的减排要求，另一方面要保持工业系统的稳定运行。特别是在地缘政治风险加剧和基础设施薄弱的地区，天然气供应波动对工业生产的影响呈指数级放大。现有文献多集中于单一能源系统（如电力或水）的限供策略，缺乏对多能源耦合系统（电力、热力、氢能）的综合研究。该研究首次将工业公园作为研究载体，其典型特征是多用户群、多能源耦合、多服务层（电力/热力/氢能）和高度依赖天然气，这种场景更能反映实际系统的复杂性。

方法论创新体现在三个维度：首先构建了多能源工业园区数字孪生体，整合了可再生能源（风光）、燃气轮机、吸收式制冷机、电热泵及绿电制氢系统；其次开发了双周期决策机制，将预约限供（基于历史数据预测）与突发限供（应对实时不确定性）纳入统一框架；最后采用p-robust优化理论，通过建立不确定参数的区间约束，将传统鲁棒优化从单约束扩展到多约束耦合场景。特别值得关注的是ε约束法的应用，该技术有效平衡了多目标优化中的帕累托前沿，使决策者可根据风险偏好选择最优方案集。

研究发现揭示了几个关键规律：在预约限供场景下，风险厌恶型策略使系统整体鲁棒性提升3.94%-4.32%，这得益于提前规划的缓冲机制；而突发限供时提升幅度达到11.22%-11.38%，表明实时响应机制的价值。但研究同时指出，绿电制氢系统的综合效率（约58%-62%）与天然气需求强度（工业负荷中天然气占比达72%）形成结构性矛盾，单靠扩大制氢产能难以根本解决问题。敏感性分析表明，制氢工艺效率提升1%可降低天然气需求4.7%，而光伏出力稳定性提高10%可使氢气日产量增加8.3%，这为技术路线优化提供了量化依据。

在策略层面，研究证实负荷控制具有显著杠杆效应：通过分时激励、动态电价和优先级调度，可使工业用电柔性提升达18%-22%，相当于减少30%-35%的天然气消耗。特别在电力市场交易环节，采用日前市场+实时市场双轨制，能有效对冲价格波动风险，降低17.8%的购气成本。值得注意的是，储氢设施与电力存储系统的协同优化可使系统调节能力提升40%，但建设成本增加约25%，这为政策制定者提供了成本效益分析框架。

研究还构建了多维度评估体系，从经济性（购气成本、设备投资）、环境效益（碳排放强度降低23%-29%）、社会公平性（用户满意度差异控制在8%以内）三个层面验证策略有效性。通过建立包括16项技术指标、9类约束条件、3级用户优先级的评价矩阵，首次量化揭示了不同限供模式对工业园区全生命周期成本的影响规律。例如，预约限供下设备利用率可提高19%，但会牺牲约8%的市场交易收益；而突发限供虽能保持市场活跃度，但需额外投入12%的安全储备资金。

在技术路径优化方面，研究提出分级渗透率策略：对于年用气量低于5000立方米的中型园区，建议优先发展分布式光伏+储氢系统（渗透率15%-20%）；对于大型园区（年用气量超2亿立方米），需构建风光制氢+燃气调峰+储能协同的多元体系（综合渗透率25%-30%）。特别强调储氢设施与电力系统的动态匹配，当风光出力波动超过15%时，储氢系统需具备8小时以上的调节周期，这要求配套建设不低于15%容量比的可调储氢装置。

研究还发现传统鲁棒优化存在过度保守的缺陷，当将p-robust参数从传统0.1调整至0.05时，系统成本可降低9.3%，但需以15%的可靠性折损为代价。通过建立多目标优化模型，在保证天然气供应可靠性的前提下，成功将工业用户的综合用能成本降低21.6%，其中电热泵替代燃气锅炉的节能贡献率达38.4%。

政策启示方面，研究建议建立三级限供响应机制：一级（常规状态）采用市场定价调节；二级（预约限供）实施日前申报+动态补偿制度；三级（突发限供）启用应急储气+虚拟电厂调度。同时提出"效率优先"的资源配置原则：对能效比提升超过2.5的改造项目（如燃气锅炉改电热泵）应优先实施，而净增成本超过8%的项目需进行全生命周期评估。

研究局限性主要体现在系统边界设定上，未充分考虑与邻近工业园区的能源互济。未来研究可拓展至区域级多园区协同优化，同时需验证极端天气下风光发电稳定性对制氢系统的影响阈值。此外，氢气储存的安全标准（如压力容器耐压等级）和运输成本（占终端成本的12%-18%）尚未完全纳入模型，这为后续研究指明方向。

在工业实践层面，研究验证了分阶段实施的可行性：初期（1-3年）重点提升可再生能源渗透率至15%-20%，中期（4-6年）建设区域性氢能枢纽，后期（7-10年）实现天然气需求降低30%-40%。典型案例显示，某伊朗工业公园通过实施该策略，在2023年天然气价格波动期间，用能成本下降19.8%，设备停机时间减少37%，用户投诉率下降42%，验证了策略的有效性。

该研究对能源转型期的工业系统管理具有重要参考价值，其方法论框架可延伸至其他传统能源密集型行业（如化工、冶金）。建议后续研究关注氢能基础设施的规模化效应（当前单套电解槽投资约$1200/kW，规模化后可降至$800/kW），以及碳交易机制对绿电制氢经济性的影响。政策制定者可借鉴其评估体系，建立涵盖能效提升、技术创新、市场机制的三维政策工具包，有效引导能源系统向低碳高效转型。