《Energy》：Dynamic Techno-economic Assessment of Carbon Capture and Utilisation for E-methanol Production Integrated in a Local Danish Energy System
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本研究针对丹麦当地能源系统中集成碳捕集与利用（Carbon Capture and Utilisation, CCU）的电子甲醇（e-methanol）生产路径进行了动态技术经济评估（Techno-Economic Analysis, TEA）。研究人员以Th
本研究针对丹麦当地能源系统中集成碳捕集与利用（Carbon Capture and Utilisation, CCU）的电子甲醇（e-methanol）生产路径进行了动态技术经济评估（Techno-Economic Analysis, TEA）。研究人员以Thisted Varmeforsyning（当地区域供热公司）的废弃物转化能源（Waste-to-Energy, WtE）工厂为实际案例，开发了基于EnergyPRO的动态小时级模型，模拟2030年场景下系统运行。该模型采用混合整数线性规划（Mixed Integer Linear Programming, MILP）求解器，在技术和经济约束下优化系统调度。优化后的甲醇平准化成本（Levelised Cost of Methanol, LCOMeOH）为1,288 �/tMeOH，其中电解槽运营支出（Operating Expenditure, OPEX）占60%，电解槽资本支出（Capital Expenditure, CAPEX）占18%。成本结构分析表明，电力成本是决定系统经济性的主导因素。敏感性分析显示，电力现货价格±50%的变化导致LCOMeOH相应变化约±21%，电力关税完全豁免可降低LCOMeOH约17%，而二氧化碳（CO?）税收抵免的影响相对有限。系统层面，CCU路径每年将51.5 ktCO?和7.73 ktH?转化为36.2 kt甲醇，使该工厂从净电力出口者（+13,285 MWh/a）转变为大型电力消费者（-419,732 MWh/a），同时区域供热供应量增加30%，覆盖91%的供热需求，外部热源需求减少70%，余热利用率达94%。优化后的系统配置包括约93 MW电解槽容量、14 tH?缓冲存储、159 tCO?缓冲存储和460 MWh蓄热容量。研究表明，电转甲醇（Power-to-Methanol, PtMethanol）路径不仅是碳利用方案，更是对当地能源系统的结构性重构，其可行性在很大程度上取决于电力获取成本和政策框架。
## 论文解读
### 一、研究背景与问题
在全球向净零排放能源系统转型的背景下，直接电气化虽已成为减排的核心路径，但部分行业仍因技术和运营约束而难以实现全面电气化。废弃物转化能源（Waste-to-Energy, WtE）热电联产（Combined Heat and Power, CHP）工厂是北欧和中欧地区综合废弃物管理与区域供热系统的重要组成部分，通过回收不可回收废弃物的能量来减少垃圾填埋量及其相关排放。然而，废弃物燃烧过程会产生大量二氧化碳（CO?）排放，其中部分源自塑料等化石基废弃物组分。
碳捕集、利用与封存（Carbon Capture, Utilisation and Storage, CCUS）技术被视为减少难以通过其他措施消除的点源CO?排放的关键路径。在当前全球仅有四座大规模WtE工厂运营碳捕集设施、且尚无WtE工厂实现地质封存储运链的背景下，WtE碳捕集项目在实践中与利用路径紧密相关。然而，现有研究大多聚焦于捕集过程本身，对碳捕集改造与区域供热系统互动的建模研究有限。WtE工厂嵌入在更广泛的能源系统中，与热用户、供热需求和电力市场存在运行交互。此外，多数技术经济评估（Techno-Economic Analysis, TEA）依赖年度平均能源价格假设，而非高分辨率调度建模，这对分析受短期电价波动强烈影响的电转X（Power-to-X, PtX）路径而言可能不足。因此，在同时考虑高分辨率电力价格动态、当地区域供热系统集成以及PtX技术运营影响的情况下，对WtE工厂CCU路径的评估仍存在研究空白。本研究通过丹麦Thisted Varmeforsyning实际案例的动态TEA填补了这一空白。
### 二、研究设计与关键技术方法
研究人员以丹麦Thisted Varmeforsyning当地区域供热公用事业公司旗下的小型WtE工厂（2024年处理约55 kt城市废弃物，年供热产量151,117 MWh）为实际案例，构建了2030年部署场景的CCU电子甲醇（e-methanol）路径动态TEA模型。研究采用以下几种关键技术方法：
**第一，动态小时级建模与混合整数线性规划（Mixed Integer Linear Programming, MILP）优化。** 研究使用EnergyPRO 5商业软件构建动态小时级模型，以2024年实际运行数据（WtE工厂小时级CO?排放剖面、区域供热需求曲线）和2024年丹麦西部电价区（DK1）现货市场价格序列为输入，通过MILP求解器在满足技术约束（容量限制、存储水平、需求要求）的前提下最小化总可变成本，优化全年系统调度。
**第二，系统设计优化。** 采用单因素轮换法（One-at-a-time, OAT），以最小化年度净成本为目标（年化CAPEX与OPEX之和减去甲醇销售收入，甲醇市场价值假设为830 �/t），逐一分析电解槽容量、H?缓冲存储容量、CO?缓冲存储容量、蓄热容量和电池存储容量五个内部设计变量的最优配置。
**第三，敏感性分析。** 同样采用OAT方法，评估电力现货价格（整体缩放小时价格序列以保留波动模式）、总CAPEX、CO?税收抵免（基于该厂2024年实际数据推导基础税率约7.9 �/tCO?，并测试四倍和十倍于此基础税率的情景）以及电力关税豁免四个外部经济和政策参数对系统经济稳健性的影响。
**第四，成本分解与系统级运营指标分析。** 以甲醇平准化成本（Levelised Cost of Methanol, LCOMeOH）为主要经济产出指标，辅以电力平衡、热调度和存储利用率等运营指标，全面评估PtMethanol路径对WtE工厂在当地能源系统中角色的改变。
### 三、主要研究结果
#### 3.1 经济结果：LCOMeOH成本结构
优化后的动态EnergyPRO模型得出LCOMeOH为1,288 �/tMeOH，对应年化总成本46.6 M�（其中年化CAPEX 14.5 M�，OPEX 32.1 M�）除以年甲醇产量36.2 kt。成本分解显示，电解槽OPEX（主要为电力采购）是最大成本项，占LCOMeOH的60%；电解槽CAPEX为第二大贡献项，占18%；碳捕集单元和甲醇合成单元的年度化成本各占4%；系统其余部分电力采购占3%；所有其他组件合计约占10%。在电解槽OPEX内部，现货市场电力采购占71%，国家电网关税占26%，地方配电网（Elv?rk）关税占2%，电力税和水采购各约占1%。该成本结构表明，通过电网连接的电解制氢是系统的绝对瓶颈，未来电解槽技术成本下降或获取低成本电力将对LCOMeOH产生决定性影响。
#### 3.2 系统级效应：WtE工厂能源角色的转变
PtMethanol路径对当地能源系统产生了深刻的系统性影响。系统每年捕集并利用原本将排放至大气的80-90%碳（其中约一半为生物源碳），将51.5 ktCO?和7.73 ktH?转化为36.2 kt甲醇。该工厂从净电力出口者（+13,285 MWh/a）转变为大型电力消费者（-419,732 MWh/a），净电力平衡变化主要由电解槽需求驱动。同时，区域供热供应量增加30%，从151,117 MWh/a增至196,774 MWh/a，反映了对电解槽、碳捕集和甲醇合成余热的回收利用。外部热源需求从64,786 MWh/a减少至19,129 MWh/a，降幅达70%，但仍需主动冷却13,262 MWh/a的季节性剩余热量。
#### 3.3 动态运行特征
年度热调度结果显示，PtMethanol系统深度集成于供热供应中，覆盖了91%的热需求。冬季余热可直接满足需求，而夏季供热负荷较低时，即使有蓄热设施，仍出现无法吸收而必须排放热量的时段。电力价格驱动的电解运行方面，电解槽对电价信号响应强烈，优先在低价时段运行，在高价时段减少或停止运行。H?缓冲存储在电解槽波动输出与甲醇合成连续进料之间发挥解耦作用，CO?缓冲存储则缓冲捕集与利用之间的不匹配。蓄热系统通过时间转移热生产与热需求，在高电价时段放电，平滑供热供应，从而增强电解槽的电价响应灵活性。
#### 3.4 系统设计优化
单因素轮换法参数分析揭示，电解槽容量是最有影响力的设计变量。初始基准配置为74 MW时，增大容量可集中低价时段运行以降低单位氢气平均电力成本，但超越某一点后，增加资本支出抵消运营收益，最优电解槽容量为93 MW。H?存储容量为14 tH?时达到最低LCOMeOH，CO?存储因相关CAPEX和OPEX较低而对LCOMeOH影响较小，最优值为基准假设的50%。蓄热容量最优值为460 MWh（基准为230 MWh），但LCOMeOH对其敏感性很低。电池存储在所测试的所有情景中均未被选为成本有效，其资本支出超过利用电价时间差异可获得的节省。
#### 3.5 敏感性分析
LCOMeOH对电力相关参数最为敏感。电力现货价格±50%的变化导致LCOMeOH变化约±21%（至1,017-1,557 �/tMeOH）；总CAPEX降低50%可使LCOMeOH降低近16%（至1,087 �/tMeOH）；CO?税收抵免的影响相对有限——基础税率四倍仅降低不到4%，十倍也仅降低不到9%（至1,176 �/tMeOH）；而电力关税减免是高效的政策杠杆——50%关税削减使资金缺口降低约8%，完全豁免降低约17%（至1,072 �/tMeOH）。
### 四、讨论与结论
讨论部分指出，尽管深度热集成改善了系统整体性能，但监管和制度障碍仍制约着热集成的经济效益。丹麦非营利原则要求市政区域供热公用事业将热集成产生的系统级节省以更低价格传递给消费者，不能留存以抵消CCU项目资本投资，形成了"分体激励"问题。废弃物热价上限行政令进一步限制了余热的经济价值。此外，WtE烟气50/50的化石/生物源CO?混合特性可能导致所产燃料在法律上被归类为混合产品，对收入预测引入不确定性。RFNBO（Renewable Fuels of Non-Biological Origin，非生物来源可再生燃料）授权法案的额外性和时间相关性规则要求2030年起实现可再生电力发电与消费的小时级匹配，可能需专用购电协议（Power Purchase Agreement, PPA）。政策层面，研究强调需从孤立项目级支持转向战略性国家层面能源系统规划，在可再生电力发电强劲且热需求充足的区域战略部署PtX，并推进CO?运输管道或氢骨干网等共享基础设施的区域规划。概念的可转移性高度依赖情境：大型集中式WtE设施在CAPEX方面可获得更好规模经济，但OPEX因高度电力密集而受电网容量和电力物理可用性制约；热集成的经济优势完全受区域供热网络规模限制，夏季基荷较高或供应恒定工业热负荷的网络可吸收更高比例的余热。
研究结论明确指出：优化系统的LCOMeOH为1,288 �/tMeOH，可能仍高于甲醇市场价值；成本结构以氢生产为主导，主要瓶颈为氢生产成本及获取足够低成本电力；敏感性分析确认电力价格和关税结构是经济性能的主要决定因素，碳定价影响有限；PtMethanol集成从根本上重构了当地能源系统，使WtE工厂从净电力出口者转变为大型消费者，同时增加区域供热贡献并将外部热源供应减少70%，但季节性余热仍是挑战；系统灵活性主要由电解槽容量和存储集成驱动，电池存储在所研究条件下不具成本效益；动态建模对此类评估至关重要，因为系统依赖电价响应的电解槽运行以及热生产、存储和需求之间的小时级平衡；更广泛而言，PtMethanol不应被理解为独立的绿色甲醇路径，而是重塑当地能源系统并依赖电力、热力和碳基础设施协调发展的部门耦合战略。该论文发表于《Energy》期刊。
