迈向碳中和能源系统：利用电转甲烷技术改造现有联合循环电厂实现碳循环与能量储存

《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》：Retrofitting existing combined cycle power plants to enable carbon circularity through Power-to-Methane energy storage

为应对高比例可再生能源并网带来的间歇性与电网稳定性挑战，研究人员评估了一种创新的电转甲烷至电力(PtMtP)系统，用于将现有天然气联合循环电厂(CCPP)改造为季节性储能设施。该研究对比了常规空气燃烧耦合胺吸收(MEA)或变压吸附(PSA)碳捕获(CC)、以及富氧燃烧(OC)三种技术路径。结果表明，结合胺吸收技术的CC配置是经济效益最优的选择。研究证实，利用现有CCPP基础设施实施PtMtP系统，不仅能提供同步可再生能源发电以保障电网稳定，还能实现碳循环利用，为高比例可再生能源电力系统的可靠运行提供了一种可行的储能解决方案。

　　

随着欧盟雄心勃勃的能源转型战略推进，可再生能源在电力结构中的占比不断攀升。然而，风光等可再生能源发电固有的间歇性与季节性波动，对电网的稳定与可靠运行构成了严峻挑战。为了填补可再生能源发电的“空窗期”，确保电力供应稳定，我们需要强大的储能系统。传统的储能方案，如抽水蓄能或电池，在大规模、长周期（尤其是季节性）储能方面面临成本、地理或技术限制。与此同时，欧洲遍布着庞大的天然气基础设施，包括管道网络和用于发电的天然气联合循环电厂(CCPP)。能否利用这些现有资产，为可再生能源的大规模应用铺平道路？一个名为“电转X”(Power-to-X)的技术家族为此提供了灵感。其核心思想是利用过剩的可再生电力，通过电解水生产“绿氢”，再将其转化为易于储存和运输的化学燃料。其中，将氢气与捕获的二氧化碳(CO₂)反应生成合成甲烷（即“电转甲烷”，Power-to-Methane）备受关注，因为它能完美兼容现有的天然气设施。这听起来像是一个完美的闭环：用“绿电”制“绿气”，再用“绿气”在已有的电厂里发电。但这条路真的走得通吗？将现有的、正在逐渐被淘汰的化石燃料电厂改造为基于可再生能源的、近乎零碳的储能电站，在技术和经济上是否可行？这正是来自西班牙萨拉曼卡大学的研究团队在发表于《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》上的研究中所要探索的核心问题。

为了回答这个问题，研究团队提出并深入评估了一个完整的“电转甲烷至电力”(Power-to-Methane-to-Power, PtMtP)循环系统。他们构建了详细的数学模型，对三种不同的技术配置进行建模和优化。这三种配置共享一个核心流程：利用可再生能源电力电解水制取氢气，将捕获的CO₂与氢气在甲烷化反应器中合成甲烷，然后将合成甲烷送入现有的CCPP中燃烧发电，并捕获燃烧产生的CO₂重新用于合成甲烷，形成一个近乎闭合的碳循环。三种配置的主要区别在于CCPP的燃烧方式及对应的CO₂捕集技术：一是常规空气燃烧(CC)结合基于单乙醇胺(MEA)的化学吸收法捕集CO₂；二是常规空气燃烧(CC)结合基于沸石13X的变压吸附(PSA)法捕集CO₂；三是用纯氧替代空气进行富氧燃烧(OC)，此时尾气主要是CO₂和水，可通过冷凝等简单方式实现CO₂提纯，无需复杂的分离过程，但需要将部分尾气CO₂循环回燃烧室以控制温度。研究采用了非线性规划(NLP)方法，以最大化净发电量为目标对系统进行优化。随后，进行了全面的技术经济评估，包括资本支出(CAPEX)和运营支出(OPEX)分析，并计算了储能电力的生产成本。最后，研究团队以西班牙现有的、规模不等的CCPP为案例，评估了在该国部署此技术所需的投资成本和电力成本。

主要研究结果

1. 工艺运行参数

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  CCPP效率：在基准的400 MW规模下，基于常规燃烧(CC)的两种配置（胺吸收和PSA）的联合循环效率分别达到65.57%和66.12%，处于典型CCPP效率范围(55%-63%)内。而富氧燃烧(OC)配置的效率仅为48.54%，显著较低，这主要是因为其燃气轮机发电量较低，且需要燃烧更多的甲烷以达到相同的净发电量。
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  PtM环节效率：考察从电力输入到甲烷输出的整体效率（包括电解、碳捕集和甲烷化），胺吸收、PSA和OC配置的效率分别为24.38%、23.64%和22.39%。其中，电解槽是主要的能耗单元，尤其在OC配置中因其甲烷需求量大而导致电解槽能耗最高。
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  全局效率：整个PtMtP循环的往返效率（最终输出电力与输入的总能量之比）分别为：胺吸收配置21.65%，PSA配置25.93%，OC配置18.24%。PSA配置表现最佳。

2. 经济性结果

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  电力生产成本：在400 MW规模、并假设电解产生的氧气能够全部售出的理想情景下，基于常规燃烧结合胺吸收技术的配置电力生产成本最低，约为445美元/兆瓦时(MWh)；基于PSA的配置约为428美元/MWh；而富氧燃烧配置的成本最高，约为665美元/MWh。如果不考虑氧气销售收入，生产成本将大幅上升至650-750美元/MWh区间。
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  投资构成：氢能生产环节（主要是电解槽）是最大的投资项，占CAPEX的最大份额。OC配置因需氢量最大，其电解槽投资也最高。碳捕集环节的投资复杂度为：胺吸收 > PSA > OC的冷凝分离。
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  规模效应：生产成本随电厂规模增大而显著降低，体现了规模经济效应。
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  利用现有资产的价值：与新建CCPP相比，对现有CCPP进行改造可使电力生产成本降低约10%，突显了利用现有基础设施的显著成本优势。
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  敏感性分析：研究发现，电力生产成本对两个因素极度敏感。一是输入电价：当可再生能源电价降低时，储能电力成本可大幅下降，在极低电价下可接近300美元/MWh。二是氧气销售收入：能否售出电解副产的氧气对经济性影响巨大，在完全不出售的场景下，常规燃烧配置的成本优势会大幅缩小。

3. 案例研究：西班牙CCPP

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  研究以西班牙现有的30座CCPP（包含从单台机组到多台机组的多种规模）为对象，评估了改造为PtMtP系统的潜力。结果显示，所需新增投资（不包括现有CCPP本身）在2778至2836美元/千瓦之间，改造后系统的电力生产成本在327至346美元/MWh之间。其中，由大型机组（如800 MW级别）组成的电厂，尽管新增投资绝对值高，但由于规模效益，其单位电力生产成本最低。

研究结论与重要意义

本研究通过系统性的技术经济分析，证实了将现有天然气联合循环电厂改造为基于电转甲烷技术的季节性储能电站，在技术上是可行的，并且在特定条件下具备经济吸引力。研究得出以下核心结论：

1. 1.
   技术路径选择：在评估的三种配置中，常规空气燃烧(CC)结合胺(MEA)吸收法捕集CO₂的技术路径在经济效益上最具优势，尤其是在能够销售副产氧气的情况下。而富氧燃烧(OC)路径由于系统效率较低、投资需求高，在经济性上不具竞争力。
2. 2.
   经济性驱动力：该系统的经济性高度依赖于低廉的可再生能源电力价格和副产氧气的有效商业化。这表明，PtMtP系统最适合在可再生能源高度过剩、电价极低甚至为负的时段运行，以实现能量的跨季节转移和价值增值。
3. 3.
   现有基础设施价值：改造利用现有CCPP和天然气基础设施，可以显著降低部署大规模储能系统的资本支出，为高比例可再生能源系统的平稳过渡提供了一条现实且节约成本的路径。
4. 4.
   系统价值：除了储能功能，经改造的PtMtP系统能够提供可调度的、同步的、碳中性的电力，这对于维持以波动性可再生能源为主的电网的频率稳定和运行可靠性至关重要。它实现了近乎闭环的碳循环，避免了二氧化碳排放，是一种有潜力的碳捕获与利用(CCU)方案。

这项研究的意义在于，它首次对完整的、与现有电厂整合的、避免使用化石天然气、并考虑了多种技术选项的PtMtP路径进行了全面评估。它不仅为政策制定者和能源公司提供了一种具体的、可加速能源转型的资产再利用方案，也为未来电网在迈向100%可再生能源的过程中，如何确保其坚韧性与安全性提供了关键的技术见解和决策依据。尽管当前储能电力成本仍高于直接的可再生能源发电，但随着电解槽等关键设备成本的持续下降以及碳定价机制的强化，电转甲烷储能技术有望在未来的低碳能源体系中扮演重要的季节性“电力银行”角色。