《Smart Energy》：Power-to-X for green fuels: Case study of the Bornholm Energy Island using techno-economic optimisation under different power supply scenarios
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向气候中性燃料转型需要可扩展的生产概念与可再生能源系统相集成。本文针对海上能源枢纽中的电制甲醇（e-methanol）生产开展技术经济分析，将混合整数线性规划（MILP）投资与调度模型应用于博恩霍尔姆能源岛（Bornholm Energy Island）。该模
向气候中性燃料转型需要可扩展的生产概念与可再生能源系统相集成。本文针对海上能源枢纽中的电制甲醇（e-methanol）生产开展技术经济分析，将混合整数线性规划（MILP）投资与调度模型应用于博恩霍尔姆能源岛（Bornholm Energy Island）。该模型在优化基础设施投资与运行的同时，表征了可变电解效率、水与二氧化碳供应、副产品收益及储能集成。竞争力通过平准化甲醇成本（LCOM）以及相对于化石替代燃料所需的碳价进行评估。结果表明，电力成本与碳强度是竞争力的主导驱动因素。在现状情景下，基于电网的成本最小化运行导致二氧化碳排放超过化石甲醇，使碳定价无法赋予其竞争力，LCOM达1013–1432 �/t。更强依赖本地可再生能源可改善排放，但因更高的基础设施与灵活性需求而增加成本。至2045年，成本下降使LCOM降至817–942 �/t。所需碳价为327–464 �/t二氧化碳当量，仍高于预期排放配额价格。副产品收益降低了LCOM但未改变整体竞争力。结果揭示了海上能源枢纽中成本效率与减排之间的结构性权衡。长期可行性取决于技术成本持续下降、电力系统进一步脱碳、系统灵活性增强以及超越碳定价的政策工具。未来研究应拓展至丹麦以外的地域范围，以评估不同监管环境与市场结构对技术经济性能的影响。
研究背景与立项依据
向气候中性燃料转型是欧盟脱碳战略的核心，海运与工业等难减排部门亟需可再生氢基合成燃料。海上能源枢纽集成大规模海上风电、跨境互联与Power-to-X（PtX）设施，被视为系统高效部署电制甲醇、氨与费托产品的关键路径。北欧具备优良可再生资源与先进能源基础设施，博恩霍尔姆能源岛（BEI）是代表性在建项目。既有能源枢纽模型（EHM）多聚焦系统层规划或单一技术交互，少有统一框架同时纳入物理交付可再生电力采购、内部热回收、供水替代与副产品增值。研究人员据此在Giehl等（2025）的MILP能源枢纽模型基础上进行三方面扩展，以回答“可再生发电、生产基础设施与本地资源约束的集成如何影响海上能源枢纽电制甲醇竞争力”这一研究问题。论文发表于《Smart Energy》。
主要关键技术方法
研究人员采用基于SpineToolbox管理的混合整数线性规划（MILP）能源枢纽模型，以小时分辨率在全年滚动优化中最小化系统总成本（含单位/连接/储能投资、固定与可变运维、电力购流成本）。模型扩展包含三类机制：其一，物理交付购电协议（PPA）的三种形态——随发随用（pay-as-produced）、基荷（baseload）与整形（shaped），外生指定且允许市场补差；其二，内部热回收（IHR）将电解与甲醇合成废热经换热器预热锅炉给水，换热容量与投资按蒸汽单元比例耦合；其三，副产品收益流，涵盖余热售予区域供热（DH）及电解副产氧气（O2）的本地销售或液化外售，液化电耗纳入电力平衡。案例以博恩霍尔姆能源岛为对象，输入本地风电可用性、电网电价、碳强度、水资源与CO2源、DH与O2需求曲线，输出最优容量、能流与LCOM，并做敏感性及所需碳价分析。
研究结果
- 1.
Introduction
综述指出欧盟燃料目标与PtX扩展开需能源枢纽框架；BEI提供海上风电+跨境市场+PtX配置；既有文献缺统一优化框架，本文创新在于把物理交付PPA、IHR、副产品增值并入MILP-EHM。
- 2.
Energy Hub model & evaluation
目标函数最小化年化的单位/连接/储能投资加FOM/VOM/电力流成本；节点—单元—连接结构；电解效率以分段线性单调曲线表征负荷点效率衰减；月度滚动 horizon 保存储连续性。
2.1 Additional features
2.1.1 Power purchase agreement
三种PPA以等式约束Hub受电：随发随用受可再生出力上限约束、缺额走市场；基荷与整形要求可再生方自担偏差购电补足合约电量，并可松弛为不等式以判PPA相对市场的经济性。
2.1.2 Internal heat recovery
废热节点收集电解与合成余热，按式分配至IHR、外售、损失；IHR减量蒸汽单元电耗Etsteam=Etsteam,0?γ·QIHR,theat；换热器容量CHX限上界；IHR投资与蒸汽单元投资按比例锁定防过度扩张。
2.1.3 Modelling of additional revenue streams
外售热受残余热、连接容量与DH需求三重上限；O2按化学计量α联产，分本地售与液化，液化电耗Etliq=mliq,tO2·eliq/ηliq回灌电力平衡；热与O2收益抵减目标函数。
- 3.
BEI案例与输入（原文Section 3略述）
BEI配置大规模海上风电、跨界电力联接与PtX；输入含风速时序、丹麦批发电价、电网碳因子、淡化水/CO2捕集成本、Bornholm岛DH负荷与近岸O2需求。
- 4.
情景结果与敏感性（对应原文Section 4）
现状（Status Quo）情景下成本最小解优先用电网电，电解满负荷致系统排放高于化石甲醇，LCOM 1013–1432 �/t，所需碳价327–464 �/t CO2e超EU ETS预期；高本地可再生份额情景降排放但推高LCOM，因储能/电解柔性容量与PPA溢价；2045年降本情景LCOM降至817–942 �/t仍缺竞争力；副产品（热+O2）收益降LCOM约2–4%但不改排序。敏感性显示电价与碳因子为支配参数，电解效率曲线斜率决定部分负荷亏电损失。
- 5.
Conclusion（讨论与结论翻译浓缩）
研究人员得出结论：海上枢纽存在成本效率与减排的结构性权衡，单纯碳价不足以弥合电制甲醇与化石甲醇差距；长期 viability 依赖电解/风机/储热成本下行、电网深度脱碳、PPA轮廓与需求侧柔性协同，以及除碳市场外的合同差价补贴或可再生燃料强制掺混等政策。模型创新统一了物理PPA、IHR与副产品增值，未来应跨丹麦边界校验监管与市场结构效应。
讨论部分总结
讨论强调，Status Quo下电网依赖使PtX反而增排，证伪“电气化即脱碳”简化叙事；PPA形态选择决定枢纽受电价波动与平衡责任传导程度，shaped PPA在近海风电高变异下未必优于市场直购；IHR降低蒸汽电耗但受换热器比投资绑定，小岛DH需求季差限制余热外售利用率；O2液化耗能侵蚀边际收益。结论段重申LCOM区间与所需碳价均表明，2045年前若无额外政策，BEI类枢纽难凭碳市场自负盈亏，意义在于为《Smart Energy》读者提供北欧海上PtX系统边界设计的量化基准。
