《Next Energy》：A comparative techno-economic assessment of utility-scale power-to-gas-to-power pathways involving green hydrogen: An Indian case study
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本研究呈现了一项考虑不确定性的技术经济评估，涉及八种公用事业规模的电转气转电（power-to-gas-to-power）配置，包括六种绿色路径和两种低碳路径。研究人员开发了一个统一的系统级框架，用于评估往返效率（RTE）和平准化电力成本（LCOE），并识别在
本研究呈现了一项考虑不确定性的技术经济评估，涉及八种公用事业规模的电转气转电（power-to-gas-to-power）配置，包括六种绿色路径和两种低碳路径。研究人员开发了一个统一的系统级框架，用于评估往返效率（RTE）和平准化电力成本（LCOE），并识别在印度特定条件下影响路径成本竞争力的因素。采用确定性分析、敏感性分析和蒙特卡洛（Monte Carlo）分析来量化参数不确定性的影响，这些参数包括电解器能耗、氢存储回收率、发电效率、电解器资本成本、液化与存储成本以及电价。结果表明，目前绿色路径的平准化电力成本（LCOE）是传统调峰电厂的3-5倍，而低碳替代方案的成本与之相当。电解器相关成本占总平准化电力成本（LCOE）的60%-92%。敏感性分析表明，电解器效率提高20%和电堆资本成本降低20%分别使平准化电力成本（LCOE）降低13%-18%和3%-8%。蒙特卡洛（Monte Carlo）模拟进一步揭示了绿色路径性能的显著不确定性：在90%置信水平下，往返效率（RTE）范围为8%-53%，平准化电力成本（LCOE）范围为0.4-0.8美元/千瓦时。结果强调了电解器性能改善和成本降低在提升绿色路径经济竞争力中的关键作用。
**论文解读：基于印度案例的公用事业规模电转气转电路径技术经济比较评估**
**研究背景与问题**
印度提出到2070年实现净零排放目标，电网深度脱碳是关键，但当前电力部门温室气体排放占全国40%以上。太阳能和风能等可变可再生能源（VRE）的快速扩张虽使印度提前五年达成2030年清洁燃料装机容量目标，却也带来了负荷与VRE出力长期不匹配的挑战。长时储能（10-100小时）和季节性储能（500-1000小时）系统被设计用于解决此问题。抽水蓄能受地理条件限制，压缩空气储能体积能量密度低，电池储能系统（BESS）在长时储能中因容量与功率耦合导致材料与成本高昂。绿氢（green hydrogen）因其可扩展性、成本下降潜力及较低生命周期环境影响，成为长时储能的关注焦点。印度于2023年启动国家绿氢使命，但绿氢在电力部门的可行性研究相对不足。为此，本研究对利用绿氢进行储能和公用事业规模发电的多种路径进行系统比较技术经济评估，以填补该领域空白。
**研究内容与结论**
研究人员开发了统一的系统级框架，对八种公用事业规模电转气转电（P2G2P）路径进行技术经济评估，包括六种绿色路径（仅使用绿氢）和两种低碳路径（绿氢或绿氨与化石燃料混烧）。通过往返效率（RTE）、平准化电力成本（LCOE）、确定性敏感性分析和蒙特卡洛分析，全面评估从可再生能源制氢、存储到再发电的完整价值链。结论显示：绿色路径的LCOE是传统调峰电厂的3-5倍，而低碳路径成本与之相当；电解器相关成本占总LCOE的60%-92%；电解器效率提升20%可降低LCOE 13%-18%，电堆资本成本降低20%可降低LCOE 3%-8%；蒙特卡洛模拟表明，在90%置信水平下，绿色路径的RTE范围为8%-53%，LCOE范围为0.4-0.8美元/千瓦时。该研究为印度及类似地区选择P2G2P路径提供了关键经济依据，论文发表在《Next Energy》。
**主要技术方法**
研究人员采用统一系统级框架，以往返效率（RTE）和平准化电力成本（LCOE）为核心指标，结合确定性分析、敏感性分析和蒙特卡洛（Monte Carlo）分析。参数不确定性涵盖电解器能耗、氢存储回收率、发电效率、电解器资本成本、液化与存储成本及电价。所有分析基于印度特定条件，技术参数来源于同行评审文献和行业数据库，经济参数以2024年美元计，并使用化学工程工厂成本指数（CEPCI）调整。
**研究结果**
**往返效率比较**
通过Sankey图分析，研究人员发现使用燃料电池（FC）发电的绿色路径往返效率（RTE）比使用燃气轮机（HFGT）的路径高8%-10.4%，这是因为燃料电池的电化学能量转换效率高于燃气轮机的燃烧过程。液化路径在氢气生产-液化-存储阶段损耗最大。低碳路径中，氢气混烧路径因燃气轮机效率高于燃煤电厂而具有更高RTE。
**成本比较**
LCOE对比显示，绿色路径的LCOE比当前最贵技术（如天然气调峰电厂）高3-5倍，而低碳路径（氨混烧与氢气混烧）的LCOE与现有技术相当。对于相同存储技术，采用燃料电池可降低LCOE约28%-29%；对于相同发电技术，地上1天存储成本最低，其次为30天存储，低温存储最贵。子系统成本分解表明，氢生产子系统贡献LCOE的60%-92%，液化子系统贡献19%-20%，而压缩和存储子系统贡献较小（2.2%-6.2%）。
**敏感性分析**
蜘蛛图分析显示，发电效率、存储质量回收率、电解器能耗和电解器容量因子等直接影响氢生产系统规模的技术参数，以及电解器电堆成本这一经济参数，对LCOE影响最大。电价单独影响较小，表明综合技术进步对降低资本支出和固定运营支出至关重要。
**蒙特卡洛分析**
累积分布图表明，低碳路径在所有参数范围内LCOE最低，且标准差最小。绿色路径中，燃料电池路径的LCOE显著低于燃气轮机路径。1天存储-氢气燃气轮机（1-DS-HFGT）路径与液氢-1天存储-燃料电池（Liq.-1-DS-FC）路径的LCOE分布几乎一致，前者因低燃烧效率需更大电解器，后者因燃料电池抵消了额外资本支出。液氢-1天存储-氢气燃气轮机（Liq.-1-DS-HFGT）路径在所有参数组合下均过于昂贵。混烧比例分析表明，氨混烧路径对混烧比例变化更敏感：当比例从10%升至80%时，氨混烧LCOE从0.07美元/千瓦时升至0.42美元/千瓦时，而氢气混烧从0.10美元/千瓦时升至0.25美元/千瓦时；低比例下氨混烧成本更低，高比例下氢气混烧因天然气热值高和燃气轮机效率高而更具优势。
**总结与结论**
讨论部分指出，往返效率（RTE）和LCOE不能完全反映电网系统与环境影响，未来需扩展至系统设计优化、动态响应模拟、价值叠加评估及生命周期评估。研究结论部分翻译如下：
本研究开发了一个统一的考虑不确定性的技术经济框架，用于对八种公用事业规模电转气转电（P2G2P）路径进行同类评估，涵盖从可再生能源驱动的氢气生产、存储到再发电的完整价值链。该框架在一致的技术和经济假设下实现绿色氢路径与低碳路径的直接比较，为识别路径性能的主导驱动因素提供了系统基础。以燃料电池（FC）供能的绿色路径的往返效率（RTE）比以燃气轮机供能的路径高8%-10%，这些技术优势也转化为燃料电池供能绿色路径平准化电力成本（LCOE）降低28%-30%。然而，与当前技术相比，绿色路径的LCOE比最贵的天然气调峰电厂高3-5倍；相比之下，将绿氢或绿氨分别与天然气和煤混烧的低碳路径的LCOE与现有技术相当。子系统成本分解表明，氢生产子系统是最大贡献者，占LCOE的60%-92%。敏感性分析也表明，影响氢生产系统规模的因素对LCOE影响最大。因此，在技术参数中，发电效率、存储质量回收率和电解器能耗对LCOE影响最显著；同样，电解器电堆成本是影响LCOE的最重要经济因素。值得注意的是，电价单独对LCOE影响不大，凸显了降低这些路径资本支出和固定运营支出的综合技术进步的关键作用。蒙特卡洛分析获得的各路径LCOE分布表明，低碳路径在所有参数范围内LCOE低于绿色路径；绿色路径中，燃料电池供能路径的LCOE显著低于燃气轮机供能路径。
