中国气候多样区域热泵辅助直接空气捕集的逐时天气驱动技术经济评估

《Carbon Capture Science & Technology》：Hourly weather-driven techno-economic assessment of heat pump-assisted direct air capture across climatically diverse regions of China

　　

摘要
固体吸附剂直接空气捕集（DAC）的区域性能反映了天气、空气密度、电气化再生和电价之间的非线性相互作用，然而这些因素通常被分开评估或使用时均输入进行评估。本研究开发了一个用于温度-真空变温吸附（TVSA）DAC与电驱动高温热泵耦合的逐时技术经济框架，并将其应用于中国五个气候对比鲜明的地点，共同捕集阶段目标为50 tCO₂/a。研究人员将2010–2025年的逐时ERA5温度、相对湿度和地表气压与基于过程的TVSA关键性能指标代理模型耦合。随后采用一阶气压修正和与天气相关的热泵模型来计算捕集性能、能源使用、水共吸附、设备容量和直接空气捕集平准化成本（LCOD）。2025年的逐时负荷还匹配到当期的省级分时（TOU）电价，且不进行负荷转移。固定价格LCOD表现出有限的年际变率，变异系数为0.33–1.57%，且区域经济排序在16个天气年中保持稳定。然而，时间聚合引入了系统性向下偏差：月均和年均气象分别使LCOD低估2.81–6.89%和3.92–12.1%，而年均值使额定热泵容量和峰值电负荷分别低估高达46.4%和48.5%。在2025年逐时案例中，单位电耗范围为1.64–2.19 MWhe/tCO₂，固定价格LCOD介于4740至6610 CNY/tCO₂之间。被动TOU电价将最低成本地点从惠州转变为吐鲁番，其中LCOD降至4690 CNY/tCO₂。这些发现证明了逐时、天气和地点解析的技术经济分析对于DAC及其他电气化碳去除技术的区域规划和部署的价值。

论文解读

**1. 研究背景与意义**

实现深度脱碳需要同时快速减排温室气体，并采用二氧化碳去除（CDR）手段来抵消难以减排部门的残余排放。直接空气捕集（DAC）作为一种工程化的CDR路径，能够直接从环境空气中分离CO₂，在与持久封存结合时可提供净大气CO₂去除。与点源捕集不同，DAC不受集中排放源约束，可灵活地与低碳能源和CO₂运输或封存基础设施协同布局。这一灵活性对中国尤为重要，因为中国各地区能源系统、气候条件和电价结构差异显著，DAC可为实现碳中和路径中的其他负排放选项提供补充。然而，固体吸附剂DAC的性能对温度和相对湿度高度敏感，地表气压也通过影响摩尔空气通量而引入区域效应。尽管已有研究分别考察了天气变化、热泵集成、自适应运行等单个因素，但将年际天气变率、气象时间聚合、气压依赖的生产率与容量规模、环境温度依赖的热泵电耗以及区域分时电价结合起来进行技术经济评估的研究仍不充分。为此，本研究开发了一个天气解析的DAC技术经济框架，应用于中国五个气候对比鲜明的地点，系统量化气候、海拔、电气化热供应和电价如何共同塑造区域DAC性能与选址结果。

**2. 主要技术方法**

研究人员采用了以下关键技术方法：首先，从已发表的一维TVSA循环模型（基于Aspen Adsorption，采用胺功能化吸附剂Lewatit? VP OC 1065）导出了基于过程的DAC关键性能指标（KPI）代理模型，该模型描述了比再生热需求、比过程电耗、相对生产率和水分共吸附比随温度和相对湿度的非线性变化。其次，引入一阶气压修正，将气压对摩尔空气通量的影响纳入相对生产率校正，据此计算满足年捕集目标所需的额定DAC容量。再次，建立了环境温度依赖的高温热泵模型，基于修正卡诺关系和第二定律效率计算逐时性能系数（COP），并确定热泵额定容量。最后，构建了技术经济模型，结合资本支出、固定运维成本和电价情景（固定价格和省级分时电价）计算LCOD。气象数据采用2010–2025年ERA5逐时数据（0.25°×0.25°网格），电价采用相应省份2025年月度-小时级TOU电价表。

**3. 研究结果**

**3.1 天气驱动DAC性能与经济的年际稳健性**
基于2010–2025年16个天气年的逐时模拟，所需DAC容量的变异系数范围为0.27%（惠州）至2.13%（吐鲁番），固定价格LCOD的变异系数为0.33%（攀枝花）至1.57%（吐鲁番）。在全部16个天气年中，固定价格LCOD排序保持稳定：惠州始终最低，其次是吐鲁番、鄂尔多斯、攀枝花和格尔木。格木德因低气压环境导致压力校正后的生产率下降、所需DAC容量最大；惠州受益于接近标准大气压和较高的有效生产率。

**3.2 2025参考年逐时气象运行窗口**
五个城市在2025年经历截然不同的气象运行条件。格尔木年均气温?1.20°C、年均气压0.620 bar，为最冷且气压最低的地点；惠州最暖（23.00°C），处于暖湿运行区间；攀枝花年均相对湿度最高（77.31%）；吐鲁番最干燥（34.34%）。格尔木和鄂尔多斯有2008小时和652小时触发KPI图低温边界，分别占全年22.92%和7.44%。

**3.3 气象时间分辨率对DAC性能和选址的影响**
以2025年为参考，年均气象使DAC容量低估2.75–9.75%、年电耗低估2.39–10.50%、LCOD低估7.55%（格尔木）至11.75%（吐鲁番）。月均气象低估LCOD 2.75–5.92%。年均气象使热泵额定容量低估22.61–44.90%、峰值电负荷低估24.23–47.63%。在全部80个城市-年案例中，两种聚合表示均低估逐时结果。更重要的是，年均气象在全部16年中将最低成本地点误选为吐鲁番而非惠州，表明逐时分辨率对设备选型和选址结论至关重要。

**3.4 热泵辅助DAC系统逐时技术性能**
2025年逐时基线显示，单位总电耗范围为1.64 MWhe/tCO₂（吐鲁番）至2.19 MWhe/tCO₂（攀枝花）。热泵电耗占总电耗的67.7–75.1%。热泵季节性能因子（SPF）从格尔木的1.82变化至惠州的2.39。额定热泵热容量范围为21.77–25.41 kWth，最大逐时电负荷为16.02–17.31 kWe。不同地点的峰值设计负荷与典型高负荷之间的差距不同，说明年电耗、热容量规模和并网需求应作为独立性能指标分别评估。

**3.5 固定电价情景下的LCOD**
在统一电价626 CNY/MWhe下，LCOD范围为4740 CNY/tCO₂（惠州）至6610 CNY/tCO₂（格尔木）。年化DAC资本支出是主导成本项，占LCOD的46.1–54.5%。吐鲁番虽然电耗最低，但较低的有效生产率使其所需DAC容量（58.3 tCO₂/a）大于惠州（49.3 tCO₂/a），导致LCOD比惠州高约245 CNY/tCO₂。这表明区域DAC经济由生产率、装机容量和能源消耗的共同影响决定，而非仅由电耗强度决定。

**3.6 省级分时电价对区域DAC经济的影响**
应用省级TOU电价后，负荷加权电价从格尔木的412 CNY/MWhe到惠州的651 CNY/MWhe不等。TOU电价使格尔木、攀枝花、鄂尔多斯和吐鲁番的有效电成本降低，而惠州略有增加。LCOD变化为：格尔木从6607降至6207、攀枝花从5638降至5482、惠州从4745升至4798、鄂尔多斯从5194降至4857、吐鲁番从4990降至4686 CNY/tCO₂。区域电价结构使最低LCOD地点从惠州转变为吐鲁番，这一逆转反映了电价暴露而非运行调度变化。

**3.7 敏感性与不确定性分析**
DAC单位资本支出对LCOD影响最大，±50%变化引起五城平均LCOD ±36.03%的变化。气压修正指数γ从1降至0使格尔木LCOD降低30.15%，但惠州仅降低0.68%，该敏感性集中体现在高海拔地点。热泵第二定律效率从0.50降至0.40使LCOD增加3.33–4.66%，升至0.60则降低2.22–3.11%，但不改变区域排序。低温处理和水管理成本对LCOD影响可忽略。

**4. 讨论与结论**

本研究开发的框架可转移至其他区域，但定量结果受限于所代表的DAC工艺、热泵公式、气压修正和技术经济假设。局限性包括：KPI代理模型针对特定吸附剂和循环构型；气压修正为一阶近似；热泵模型为系统级估计；评估仅限于捕集阶段50 tCO₂/a的共同比较基础。未来工作应解决气压解析的DAC行为、吸附剂降解、动态DAC-热泵运行与储能以及工业规模全链条成本核算。本研究得出结论：年际天气变率相对于持久空间差异较小，固定价格LCOD变异系数低于1.6%；时间分辨率至关重要，月均和年均气象系统性地低估了DAC容量、电耗、LCOD、热泵容量和峰值电负荷，年均处理甚至改变了选址结论；物理选址绩效由耦合效应而非单一气候指标决定，气压校正的生产率对高海拔部署尤为关键；经济选址进一步受电力市场结构影响，被动应用省级TOU电价可在不改变逐时运行的情况下将最低LCOD地点从惠州转变为吐鲁番。稳健的区域DAC评估需要将逐时气候、气压、设备规模和电价结构联合评估。