基于废弃物能源化的电转甲烷系统用于区域天然气网络的技术经济评估

《Energy Reports》：Techno-economic assessment of Waste-to-Energy-based Power-to-Methane systems for regional gas networks

　　

电转甲烷（PtM）提供了一条通过将捕获的CO₂和氢气转化为合成天然气（SNG）从而将可再生电力整合到天然气网络中的途径。废弃物能源化（WtE）电厂由于其持续的CO₂排放和高温废热的可利用性，构成了PtM有吸引力的锚点。研究人员提出了一个系统级的技术经济评估，针对在瑞士天然气配气网络中部署基于WtE的PtM系统，使用了一个以混合整数线性规划（MILP）公式化的逐时、多节点优化模型。该分析考虑了WtE电厂的CO₂捕获、通过电解的氢气生产、甲烷化、运输基础设施以及短期和季节储存。评估了多种情景，包括基于电网的PtM、具有氢进口的全可再生能源配置，以及在不同CO₂价格水平下将本地SNG生产与天然气进口相结合的混合系统。使用甲烷平准化成本（LCOM）评估成本。结果表明，SNG生产主要受可再生电力可用性而非CO₂供应的限制。甲烷的季节储存通过允许在高可再生能源可用性时期生产同时满足冬季需求，显著降低了系统成本。全可再生能源配置实现了0.13–0.24 CHF/kWh的LCOM值。这一结果依赖于通过规划的欧洲氢骨干网（EHB）的低碳氢进口以及部署季节液化天然气（LNG）储存。相反，在当前CO₂价格下，结合天然气进口与本地SNG生产的混合系统完全依赖甲烷进口，只有在更高的碳价格水平下SNG才变得经济可行，尽管总系统成本增加。在所有案例中，运营支出主导了总系统成本，主要由电力和进口驱动。总体而言，结果强调了低碳电力可用性、储存整合和政策信号在决定基于WtE的PtM技术经济性能中的核心作用。这些发现为旨在脱碳区域天然气网络的能源转换系统的设计和规划提供了见解。

**论文解读：基于废弃物能源化的电转甲烷系统技术经济评估**

**研究背景、问题与意义**
现代废弃物焚烧厂（即废弃物能源化（WtE）电厂）在提供电力和区域供暖的同时，避免了垃圾填埋产生的甲烷排放，对短期气候影响尤为关键。然而，这些电厂仍排放CO₂（包括生物源和化石源），促使碳捕获、利用与封存（CCUS）技术的发展。电转甲烷（PtM）技术通过将捕获的CO₂与氢气（H₂）反应生成合成天然气（SNG），为可再生电力整合入气网提供了一条路径。WtE电厂因其持续稳定的CO₂排放和高温废热，成为PtM的理想锚点。现有研究多集中于单个电厂的工艺优化或国家层面的潜力估算，缺乏考虑区域多节点、运输基础设施、季节储存及小时级供需匹配的系统级优化。本文针对这一空白，以瑞士苏黎世湖区域的实际天然气配气网络为案例，开展了系统的技术经济评估，旨在揭示系统级交互（如管道投资与分布式甲烷化之间的权衡）对经济性的影响。研究成果发表在《Energy Reports》。

**关键技术方法**
研究人员构建了一个以混合整数线性规划（MILP）公式化的逐时多节点优化模型，采用Calliope框架（v0.6.10）并调用Gurobi求解器（v10.0.0）求解。模型涵盖以下主要技术单元：CO₂捕获（来自WtE电厂烟气）、氢气生产（固体氧化物电解池[SOEC]利用废热，质子交换膜[PEM]电解用于径流式[RoR]水电站）、催化甲烷化（Sabatier反应）、管道运输（H₂与CO₂管道）、短期储存（压缩H₂、电池）及季节储存（液化天然气[LNG]储存）。研究区域为EnergiNova AG公司的供气辖区（苏黎世湖周边），选取5座WtE电厂和2座RoR水电站作为节点。模型以最小化年化总成本为目标，决策技术容量、选址及逐时调度，并从多个情景（电网供电、全可再生+氢进口、可再生+天然气进口并配合不同CO₂税）评估甲烷平准化成本（LCOM）。

**研究结果**
**3.1 案例1：基于电网电力的SNG生产**
通过模拟当前需求（~3.2 TWh/yr）和2050年预期需求（~1.2 TWh/yr）两个情景发现，LCOM高达0.42–0.44 CHF/kWh，远高于沼气参考价（0.20 CHF/kWh）。尽管人为提高天然气进口成本，模型仍大量进口（约60%和38%需求）。SNG生产集中在春夏，冬季因废热优先供应区域供暖而产量下降。CO₂全年充足，但可再生电力（此处指电网电力，碳强度89 gCO₂-eq/kWh）是主要限制。投资成本（CAPEX）中氢气管道占约50%，电解槽占33%。与纯天然气进口基准线相比，该系统可减少23%–41%的排放。

**3.2 案例2：全可再生SNG生产与低碳氢进口**
模拟2050年需求，允许通过欧洲氢骨干网（EHB）进口低碳氢，并部署LNG季节储存（总容量338 GWh）。结果显示LCOM降至0.16 CHF/kWh，低于沼气市场价。本地氢仅满足17%需求，其余依赖进口。最优架构从“分布式电解”转为“集中电解+分布式甲烷化”，仅在Hagenholz（拥有最大光伏潜力）安装SOEC，其他WtE节点通过EHB进口氢。季节LNG储存使甲烷生产集中在春夏，冬季靠储存供应。CAPEX中光伏（PV）占24%，公用事业级电池占47%（电池成本高但容量小），PtM技术占29%。

**3.3 案例3：可再生SNG生产与天然气进口**
允许进口天然气并施加不同CO₂税（120/480/1970 CHF/t CO₂）。当前120 CHF/t税下，SNG不具经济性，全部需求由进口甲烷满足。税率提高至480 CHF/t时，LCOM升至0.15 CHF/kWh，SNG满足23%需求，排放减少42%。税率极值1970 CHF/t下，SNG占比32%，但LCOM高达0.39 CHF/kWh。SNG生产仍受可再生电力容量限制：最高税率下全部可用光伏面积和78%径流式水电用于制氢。CAPEX主要由光伏（~40%）和电解槽（29%–32%）构成。

**3.4 灵敏度分析**
电网电价±40%仅等比改变LCOM（±10%），不改变SNG产量，表明生产受物理约束（热力、技术容量）而非电价。CO<sub>2>管道成本降低75%时LCOM变化不到±1.2%，且拓扑结构在有无管道间切换，但成本差异极小。氢进口价格±40%导致LCOM变化约±20%，是最敏感参数。甲烷需求±30%时，案例2的LCOM变化+49%（因全自产需增氢进口），案例3几乎不变（缺口由天然气进口填补）。

**3.5 模型验证**
通过与Sabatier化学计量和文献对比验证模型合理性。案例2的LCOSNG（0.16 CHF/kWh）落在文献报道范围（0.04–0.60 EUR/kWh）内，差异主要源于瑞士电网电价较高（0.19 CHF/kWh）。

**讨论与结论**
讨论部分指出：可再生电力可用性是低碳氢生产的主要瓶颈；CO2资源普遍过剩；季节LNG储存对降低LCOM至关重要；全区域系统呈现分布式结构，但CO2管道因成本高且本地供应盈余而未被部署。案例2（全可再生+氢进口）和案例3情景b（混合+480 CHF/t碳税）的LCOM均低于0.20 CHF/kWh，与工业沼气价格具有竞争力。运营支出（OPEX）主导总成本，主要来自电力、甲烷和氢进口。碳政策（如更高碳税）是促进本地SNG生产的关键杠杆。研究局限性包括：未考虑动态电价（如购电协议）、未进行全生命周期评估（LCA）。

**研究结论**
研究人员评估了基于废弃物能源化的电转甲烷系统为区域天然气网络供气的技术经济表现。结果显示，垃圾焚烧电厂的合成天然气生产有助于降低对天然气的依赖及相关CO2排放，但其部署主要受低碳电力可用性而非CO2或废热供应的约束。研究所采用的区域多节点方法揭示了无法从单电厂分析中获得的系统级发现：多个WtE站点上分布式SNG生产的成本最优性、CO2捕获与甲烷化的同址布置、对低压氢管道而非CO2运输基础设施的偏好，以及季节LNG储存在降低平准化成本中的关键作用。全可再生能源配置需要大量的氢进口或额外的可再生电力容量，而甲烷储存在平衡生产与需求的季节性错配中发挥核心作用。结合可再生电力、低碳氢进口和LNG储存的系统实现了最低的LCOM（案例2，在2050年预测需求下为0.13–0.20 CHF/kWh），与当前沼气价格相当。尽管在当前条件下天然气进口仍具成本效益，但更高的CO2定价将显著提升本地SNG生产的竞争力。总体而言，研究结果强调，基于WtE的PtM方案的可行性取决于低碳电力的可用性、充分的储存整合以及碳定价等政策信号。这些见解为增强区域能源自给和脱碳区域天然气网络的战略规划提供了支持。</sub>