《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》：Technoeconomic assessment of an Allam-cycle-based oxygen storage system under market-driven operation
编辑推荐：
本工作对基于Allam循环（Allam cycle）的储能系统开展了技术经济评估，在西班牙电力市场条件下进行评价，其中氧气被生产、储存并随后用于将发电与空气分离解耦。分析比较了两种配置：传统的Allam循环和Allam-储存系统，并以参考天然气联合循环（NGC
本工作对基于Allam循环（Allam cycle）的储能系统开展了技术经济评估，在西班牙电力市场条件下进行评价，其中氧气被生产、储存并随后用于将发电与空气分离解耦。分析比较了两种配置：传统的Allam循环和Allam-储存系统，并以参考天然气联合循环（NGCC）作为基准。研究了代表近期西班牙市场条件的三种天然气（NG）价格情景，并通过基于蒙特卡洛（Monte Carlo）的不确定性分析考虑了两种资本支出（CAPEX）水平。Allam-储存配置采用峰谷策略，在低价时段购买电力生产氧气，在高价时段售电。在所有情景下，集成储存始终改善了性能，将平准化度电成本（LCOE）降低最多13.1%，并将盈利能力指数（PI）提高最多13.0%。与包含碳税（65.29 �/tCO2）的NGCC相比，尽管CAPEX高出47%–79%，两种Allam系统均实现了更好的技术经济性能，PI改善幅度高达59%。最优储存容量范围为25至29小时，具体取决于燃料价格。尽管在当前市场条件下仍不盈利，但氧气储存的加入增强了技术经济性能和市场适应性，使Allam循环能够利用价格波动，并可能为未来的高可再生能源电力系统做出贡献。
**论文解读：基于Allam循环的氧气储存系统在市场驱动运行下的技术经济评估**
**研究背景与问题**
直接燃烧超临界二氧化碳（sCO
2）动力循环因其高热效率、高功密度和近零排放潜力，被视为下一代能源系统的有前途路径。其中，Allam循环作为天然气（NG）燃烧的氧燃料动力循环，结合了高效与相对简单的工艺配置，受到广泛关注。然而，随着全球可再生能源渗透率提高，电力系统对灵活、高效的可调度技术需求日益迫切。波动电价和可再生能源间歇性要求发电系统能高效运行、灵活响应市场信号并提供可靠容量。Allam循环通过将其空分单元（ASU）与动力块解耦，可在低价时段生产并储存氧气，在高价时段发电，转变为氧燃料辅助储能系统。尽管已有研究评估了氧气储存对Allam循环灵活性和经济性的影响，但尚缺乏对ASU与动力块完全解耦的热力学后果、与统一NGCC基线的经济对比，以及在真实小时电价下基于套利的工厂级性能的系统性评估。因此，本研究旨在填补这些空白，为直接燃烧sCO
2动力循环在低碳未来电力系统中的应用提供综合评估框架。
**研究内容与结论**
研究人员对基于Allam循环的储能系统进行了技术经济评估，在西班牙日前市场（DAM）条件下，比较了常规Allam循环、Allam-储存系统与参考NGCC三种配置。考虑了三种NG价格情景（45.2、48.2、54.7 �/MWh）和两种CAPEX水平（基于蒙特卡洛分析的50%和95%分位数）。研究得出以下关键结论：Allam-储存配置在所有情景下均优于常规Allam，LCOE降低最多13.1%，PI提高最多13.0%；与包含碳税（65.29 �/tCO
2）的NGCC相比，尽管CAPEX高出47%–79%，Allam系统仍实现更好的技术经济性能，PI改善高达59%；最优储存容量随燃料价格升高而减小，范围在25–29小时；尽管当前市场条件下所有Allam配置均不盈利，但氧气储存显著增强了运营灵活性和市场适应性，使其能够利用电价波动并降低对不利燃料成本的暴露。该研究发表在《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》。
**关键技术方法**
研究人员采用多环境耦合计算框架：利用MATLAB建立低温空分单元（ASU）的详细热力学模型，基于逐级质量、平衡、求和与热量（MESH）平衡公式；使用Thermoflex商业软件模拟Allam循环动力块，基于REFPROP数据库的sCO
2工质属性；通过Excel接口实现MATLAB与Thermoflex的双向数据交换，迭代至收敛。经济评估基于组件级成本估算，采用文献中的成本关联式（如Weiland等），并引入蒙特卡洛不确定性分析。市场驱动调度由内部Python工具执行，包含资源型储能系统（RESS）、交易、运营和经济分析四个模块，交易模块根据电价和边际成本生成买卖订单，识别最优交易对。西班牙DAM电价数据来源为OMIE（2024年）。
**研究结果**
**3.1 工厂成本与边际成本**
常规Allam循环动力块比CAPEX为464.3 �/kWe，主要来自回热器（54.4%）。边际成本分析表明，常规Allam的边际成本主要受NG价格驱动，在NG价格为86.7 �/MWh时等于电价的100%分位数，为运行临界点。Allam-储存系统的边际成本同时受购电价格和NG价格影响，存在一个阈值，超过该阈值后储存系统成本高于常规配置，这是由于ASU解耦导致热集成损失（燃料热耗FHR增加3.10%）和ASU比能耗增加（储存比SR为1时，比能耗从0.3204升至0.3996 kWh/kgO
2）。
**3.2 储存容量优化**
通过分析不同储存容量下的年现金流动和运营小时数，发现系统在95%时间内低于总容量的51%（NG=45.2 �/MWh）至36%（NG=54.7 �/MWh），表明容量利用率低。将储存容量缩减至对应95%分位数后，年运营小时数减少不到2%，现金流动影响可忽略。通过LCOE和PI的Pareto分析，确定最优储存容量：NG=45.2 �/MWh时为29小时，NG=48.2 �/MWh时为29小时，NG=54.7 �/MWh时为25小时。
**3.3 系统运行**
年储存水平曲线显示，在低价月份（如3–4月）储存利用率低，但从年中开始，随着电价波动加剧，储存活动增强。以9月21日为例：在最低NG价格下，充电发生在下午低价时段（13–18时），放电在晚间高峰（20–24时），且储存有剩余；在最高NG价格下，仅3个放电时段（21–23时）经济可行。月发电量数据显示，储存集成使月发电量提升，尤其在低价月份，最高提升幅度达261.2%（NG=54.7 �/MWh时）。
**3.4 技术经济对比**
与NGCC（无碳税）相比，Allam配置CAPEX高46.6%–78.7%，经济指标较差。但引入碳税后，NGCC的容量因子下降82%，LCOE上升133%，而Allam-储存系统在几乎所有指标上优于NGCC：LCOE降低27.2%–32.0%（50%分位数CAPEX）和23.4%–26.9%（95%分位数），PI改善37%–59%（50%分位数）和28%–43%（95%分位数）。碳税敏感性分析表明，当碳税低于约40 �/tCO
2时，NGCC仍具经济优势；高于此值则Allam-储存系统更具竞争力。
**讨论与结论**
研究人员在讨论部分指出，尽管定量经济结果依赖于成本估算方法，但氧气储存始终改善Allam循环的技术经济性能和运营灵活性，使其能利用低价电时段并抵消高NG成本的影响。所有Allam配置在当前市场条件下仍不盈利，但储存集成降低了所需补贴并提高了PI。研究结论翻译如下：本工作对常规Allam循环、Allam储能系统与参考NGCC在三种典型西班牙天然气价格情景下进行了技术经济比较。对于Allam系统，进行了蒙特卡洛分析以考虑成本不确定性，评估了50%和95%分位数CAPEX案例，而NGCC则分别考虑有（65.29 �/tCO
2）和无碳税情况。常规Allam循环在西班牙电力市场内运行的最大NG价格约为86.7 �/MWh。储存系统采用峰谷策略，在低价时段购电生产储存氧气（充电），在高价时段售电（放电）。最优储存容量随燃料成本增加而减小，从45.2 �/MWh时的29小时降至54.7 �/MWh时的25小时。集成储存一致地改善了常规Allam配置的性能，增加了年发电量并改善了所有经济指标。在保守CAPEX和最不利NG价格下，LCOE和PI分别改善13.1%和13.0%，所需补贴减少26.1%。这些收益主要来自放电期间消除ASU寄生消耗（净功率输出增加20.4%）以及利用低价电时段生产氧气降低边际成本。与NGCC相比，无碳税时两种Allam系统竞争力较弱，但计入CO
2排放成本后，尽管CAPEX高出47%–79%，所有Allam配置均优于NGCC。在50%分位数CAPEX下，Allam-储存系统在三种NG情景下PI改善37%–59%；在95%分位数下，改善范围为28%–43%。碳价敏感性分析表明，在所有NG价格情景下，仅当碳税低于约40 �/tCO
2时NGCC仍具经济优势，更高碳价逐渐有利于Allam配置。尽管所有Allam配置在当前市场条件下仍不盈利，但氧气储存的加入一致地增强了技术经济性能并降低了对市场波动的暴露。储存集成不仅改善了财务指标，还增加了运营灵活性，使电厂能够利用低价电时段并抵消更高NG成本的影响。
