负电价下工业供热中蓄热式储热与热泵的技术经济对比评估

《Sustainable Energy Technologies and Assessments》：Techno-economic assessment of thermal energy storage vs. heat pumps for industrial heating under negative electricity prices

　　

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  负电价可使蓄热技术成为工业供热领域的有竞争力选择。
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  蓄热技术在高温度蒸汽生产方面最具竞争力。
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  热泵与蓄热系统耦合可降低热水成本。
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  成本图谱将技术选择与价格深度、频率和投资关联起来。

引言

当电力供应超过需求时就会出现负电价，这通常是由于风能和太阳能等可再生能源产生的不灵活发电所致。在高可再生能源渗透率的电力市场中，这一现象已变得越来越普遍[1]、[2]。它在根本上改变了工业供暖这一主要耗能领域的经济格局。这两种技术体现了效率与灵活性之间的根本权衡。热泵以远大于1的性能系数（COP）提供热量[3]，因此能高效地将电力转化为热量，但它没有内部储能，因此必须在需要热量时消耗电力，即使电价很高也不例外。电蓄热系统（ETS）的往返效率要低得多（充电和放电损失以及静态热损失），但它可以解耦热量的生产和需求[4]。它在低电价或负电价时段充电，在高电价时段放电，从而避免昂贵的电力，并且在负电价下甚至在充电时还能获得收入。因此，先验地来说哪一种技术在生命周期上更便宜并不明显：答案取决于热泵的效率优势与蓄热系统的灵活性优势的相对权重，而这又取决于负电价的频率和深度、热泵的COP以及两个系统的相对资本成本。在负电价下需要进行定量比较以解决这一权衡。

许多研究在标准分时电价下比较了热泵与蓄热系统的经济表现，但这些电价中不含负电价。Buonomano等人[4]开发了一种在可变电价下工业热泵-蓄热系统的优化模型，表明蓄热可使热泵更频繁地在高效范围内运行，从而将电力成本降低多达30%。Padullés等人[5]证明在日前价格预测下，工业热泵与分层蓄热耦合的最优调度可使运行成本降低17.3%。Markussen等人[6]将高温热泵与电锅炉、氢锅炉和生物质锅炉进行了比较，发现整合日间蓄热可将供热平准化成本降低多达15%。Jensen等人[7]和Ommen等人[8]系统地界定了工业热泵的技术和经济运行区间，强调了COP和温升的重要性。Marina等人[9]估算了欧洲工业热泵市场潜力，识别出累计供热容量为23 GW。Kanwal等人[10]对美国工业热泵进行了空间技术经济分析，得出结论认为经济可行性强烈依赖于当地的电力-天然气价格比和COP。Zuberi等人[11]评估了美国食品制造业中的工业热泵应用，指出高昂的前期成本是一个障碍。Barberis等人[12]分析了带蓄热的多联产能源片区中的热泵集成，报告了天然气消耗减少和热电联产小时数增加。Zhang等人[13]优化了带蓄热的PVT辅助CO?热泵，实现了13.27%的投资回报率和6.8年的回收期。Eisapour等人[14]将混合太阳能地源热泵系统与钻孔蓄热进行比较，表明在20年后加入太阳能集热器可使季节性能系数提高15%。Song等人[15]对空气源热泵进行了技术经济分析，实现了10%的运行成本节省。这些研究普遍认为由于COP高，热泵更为经济，而蓄热只有在峰谷价差足够大时才具有竞争力。然而，负电价的出现——储能在充电时可以产生收入——可能会从根本上颠覆这一传统局面。尽管已有研究广泛考察了热泵（HP）和蓄热系统（TES）在传统分时电价下的性能，但很少有研究系统评估了在高可再生能源渗透率驱动下新兴的负电价场景中的生命周期竞争力。

负电价现象的研究主要从电力市场设计、可再生能源弃电和需求响应的角度展开。Halbrügge等人[16]证明活跃消费者的跨时段负荷转移可以引发负电价，而当灵活性可用时，负电价意味着系统总成本更低。Müsgens等人[17]分析了德国未来过剩发电问题，显示如果不增加需求灵活性，到2027年可能出现多达15 GW的供应过剩并造成严重的市场扰乱。Radke和Müsgens[18]发现同时增加储能容量和更具灵活性的可再生能源发电，二者都必不可少才能减少负电价小时数。Ates等人[19]提供了实证证据，表明可再生能源运营商越来越对负电价信号作出弃电响应。若干研究还考察了负电价下储能的作用。Li等人[20]提出了一种储能投标优化策略，明确考虑了负电价，利用双层规划模型通过在负电价时段充电来提高盈利性。Toufani等人[21]评估了将梯级水电站改造为抽水蓄能，发现在负电价更频繁时收益更大。Li等人[22]开发了与光伏整合的储能配置双时间尺度动态模型，在市场出清过程中纳入了负电价。Kaushal等人[23]比较了能源社区内同址部署的可再生能源与电池储能的多种能量管理方案，表明在负电价条件下储能可显著降低购电成本和弃电。然而，很少有研究考察负电价如何影响热泵与蓄热之间的选择。

据我们所知，尚无先前研究在负电价下对整个生命周期内系统比较过蓄热（TES）与热泵（HP），包括资本成本和运行成本。本研究填补了这一空白。焦点在于TES：其最优容量、调度和生命周期成本是主要产出。HP仅用作对比基准。核心问题是尽管TES的往返效率较低，在什么条件下TES会比HP更经济。蓄热包括显热蓄热、潜热蓄热和热化学储能。其中，以水为介质的显热蓄热在60–180 °C的工业温度范围内是最成熟且成本最低的方案，也是本研究建模的技术。热泵同样按热源、工作温度和制冷剂分类；工业热泵通常被归类为常规型（供温低于约100 °C）或高温型（HTHP，供温高于约100 °C）。本研究考虑覆盖上述三种供温的蒸汽压缩式工业热泵，并有意将TES与HP置于同一系统边界，以便直接比较它们的生命周期成本。本文作出三项贡献。1) 量化负电价深度、概率、热泵COP以及两种技术之间投资比对TES经济优势的综合影响。2) 提供三种工业供热应用（热水、低压蒸汽、高压蒸汽）在现有和未来技术水平下的定量决策图谱。3) 识别TES成为优选技术的阈值条件。这些结果为负电价频繁地区的工业用户和政策制定者提供了实用指导。

本文其余部分组织如下。第2节介绍方法。其中包括热泵和蓄热的组件模型、负电价模型、带有资本回收因子的经济评估框架，以及用于最优储能设计与调度的双层优化方法。第3节呈现结果与讨论。它涵盖当前技术水平下的三种供热场景。随后的未来情景分析考察了热泵COP的提升和设备成本的下降如何影响不同负电价特征下的经济比较。

章节摘录

系统描述

经济高效的供热是制造业的关键问题，尤其在负电价环境下更是如此。通常考虑的两种竞争技术是热泵（HP）和电蓄热系统（ETS），如图1a所示。热泵以大于1的性能系数（COP）提供热量，但缺乏灵活性，它必须在高价时消耗昂贵的电力。相比之下，蓄热系统效率较低但提供运行灵活性：它可以

热水场景

热水场景下最优充电功率因子 ${\mu }^{?}$ 随负电价深度 $p_{\text{neg}}$ 和负电价概率 $\rho$ 的变化，如图3所示。在固定负电价概率 $\rho$ 下，当负电价绝对深度 $\mid p_{\text{neg}}\mid$ 变小，即套利空间缩小时，最优充电功率因子下降。在固定负电价深度下，最优充电功率因子随负电价概率增加先升后降。这

未来情景分析

上一节基于当前技术水平和成本参数，分析了负电价对热泵与电蓄热系统经济性的影响。然而，随着热泵性能系数的改善以及两种技术投资成本的下降，它们的相对经济性将发生变化。COP直接决定热泵的运行电力成本，而投资比 λ 反映了初始投资差距

结论

本文针对负电价下工业供热情形，对TES和HP进行了全面的技术经济比较。结果表明，两种技术的经济竞争力对负电价特征、HP的COP和投资比高度敏感。具体而言，对于高温供热应用以及负电价频繁出现的市场，TES成为优选方案，挑战了以往认为TES仅为一种（次要或补充）技术的传统观点。

CRediT作者贡献声明

刘梓健：撰写——原稿撰写，可视化，验证，软件，方法论，概念设计。王松辰：撰写——审阅与编辑，撰写——原稿撰写，资金获取，形式分析，数据整理。郭怡：撰写——审阅与编辑，验证，资源。吴海峰：项目管理，调研。范帅：撰写——原稿撰写，形式分析。

利益冲突声明

作者声明不存在已知的可能影响本论文所报告工作的竞争性财务利益或个人关系。

致谢

本研究受国家重点研发计划（项目编号：2025YFE0117100）资助。

刘梓健 | 王松辰 | 郭怡 | 吴海峰 | 范帅