1
电转气技术及其成本特性
1.1
电转气技术
多能源互联系统利用信息技术和能源转换技术，实现电力系统、天然气系统和智能交通系统的耦合，进而提高能源开发和利用效率并减少对环境的负面影响。电力系统和天然气系统传统上通过将天然气转化为电能的燃气机组（Natural Gas Fired Plant，NGFP）相连接。日渐成熟的电转气（Power-to-Gas，PtG）技术则实现了电能向天然气的转换，从而使得电力系统和天然气系统得以闭环互联，拓展了电力-天然气互联系统在能源协调优化方面的应用前景。
PtG指利用电能将水和二氧化碳转化为氢气或天然气的过程。PtG一般通过两步实现：第一步消耗电能对水进行电解，常用的电解水技术主要包括碱性水电解氢（Alkaline Water Electrolysis，AWE）和质子交换膜水电解氢（Proton Exchange Membrane Electrolysis, PEME）两种方法，其它电解水方法尚处于研发阶段，如固体氧化物电解池（Solid Oxide Electrolyser Cell，SOEC）等；第二步通过催化反应使得电解的氢气甲烷化得到天然气，其基本原理是Sabatier催化反应，常用的催化方式主要包括化学甲烷化（Chemical Methanation，CM）和生物甲烷化（Biological Methanation，BM）两类。
1.2
PtG技术特性及成本分析
已投运的PtG示范工程的整体效率约为60%左右，每个具体的PtG示范工程转换效率取决于其所采用的PtG技术。不同PtG技术手段对应不同的投资成本、运行成本和使用寿命。表1对现阶段较为成熟的AWE、PEME、CM和BM这四种技术，从转化效率（Eff）、使用寿命（Lif）、固定投资成本（Cin）等角度进行了对比。此外，表1以现阶段容量较大的AWE&CM;型和容量较小的PEME&BM;型PtG厂站为例，分析了PtG厂站的整体运行效率及根据寿命折算后的年金（CA）及日平均成本（Cd）。需要指出，表1列出的成本中并没有考虑燃料成本（对PtG厂站而言为购电成本）和其它成本（如购买二氧化碳的费用、设施更换成本等）。
表1 PtG技术特性与成本对比
由于AWE和CM的技术相对更加成熟，现阶段采用AWE和CM的PtG厂站单位容量的CA和Cd均明显低于采用PEME和BM技术的厂站。从投资回报的角度考虑，PtG厂站平均每天的运行收益要足以支付其日均成本Cd和燃料成本（购电费用），才具备经济可行性。
2
PtG应用场景分析
PtG技术可被视为储存电能的一种手段，其对电力系统的主要作用与储能设备类似，如参与系统调频和调峰、消纳富余的风电和光电、提供系统备用等。考虑到PtG转化的天然气可以被天然气系统消耗，其亦可在电力-天然气系统联动、PtG与NGFP协调等方面发挥作用。根据PtG技术的特性，对下列PtG潜在的应用场景逐个进行探讨，并分析其潜在的经济效益。
2.1
参与电力-天然气系统的日常调度运行
PtG厂站在电力-天然气系统的日常运行通过从电力系统购入电力和电量，并将转化得到的天然气进行存储或在天然气市场出售。在这种场景中，PtG厂站的收益来自在天然气市场中出售电转天然气的收益，成本来自PtG的投资成本及购买电力的成本。
2.2
参与电力系统的优化运行
从电力系统调度运行/市场运营的角度出发，PtG厂站作为电力负荷和具备的储能性质可用于减小电力系统运行成本/增加社会剩余。PtG厂站对电力系统优化运行的贡献除了受限于其自身特性外，还依赖于电力系统的物理约束，如潮流约束、机组启停约束等。
2.3
消纳间歇性可再生能源的发电出力
消纳间歇性可再生能源的富余发电出力，平衡可再生能源发电出力波动，被广泛认为是PtG技术最适宜的应用场景。PtG厂站的作用主要体现在下述两个方面：①在风力发电、光伏发电等出力过剩时段，消纳部分电量并转化为天然气进行储存，可减少弃风/弃光电量，提高可再生能源的发电利用率；②弥补风力发电、光伏发电出力波动，尽可能避免火电机组启停和减少系统备用容量需求，进而改善系统运行的经济性。
需要指出，可再生能源发电公司作为实际受益方，需要向提供电力消纳服务和备用服务的PtG公司提供合理的补偿。下面讨论两种可再生能源发电公司与PtG公司的联动模式：
1）通过双边合同实现PtG公司与可再生能源发电公司的协调。PtG公司可以和可再生能源发电公司签订适当的双边合同，商定在可再生能源发电出力无法被系统消纳时PtG公司将多余的电力电量转化为天然气，而由可再生能源发电公司提供一定经济补偿。
2）可再生能源发电公司参与PtG厂站的投资建设，类似核电厂和抽水蓄能电厂的配套建设。可再生能源发电公司的投资回报则主要包括：减少可再生能源发电在其它储能、电压支持设备方面的支出；减少弃风弃光带来的额外售电收益；减少可再生能源发电在电力市场中购买备用容量、无功支持等辅助服务的费用。
2.4
为电力系统提供辅助服务
由于PtG采用的技术手段不同，PtG厂站的启停速度可以从分钟级到小时级不等。启停响应速度较快的PtG厂站可以为电力系统提供调频、旋转备用、非旋转备用等辅助服务。在竞争的电力市场环境下，提供辅助服务可以为PtG厂站带来额外收益。
1）调频服务
在调频服务市场中，PtG厂站可以提供向上调频（减少用电负荷）/向下调频（增加用电负荷）的服务。考虑到PtG厂站的负荷性质，在提供向下调频服务时的收益包括调频服务收益和转换的天然气收益；提供向上调频服务的收益则主要是调频服务收益，而转换的天然气量减少会给PtG厂站带来一定的损失。对于向上/下调频容量费用相同的调频市场，提供向下调频服务对PtG厂站更为有利。对于存在调频能量价格的调频市场，当向上调频服务的能量价格远高于电能市场的价格时，PtG厂站提供向上调频服务的收益可能就高于提供向下调频服务。
2）备用服务
响应速度较慢的PtG厂站可能无法达到提供调频服务的标准，但可以提供备用服务。PtG厂站提供备用服务的策略与调频市场的策略类似，区别在于提供备用服务时，PtG厂站需要根据调度指令上调出力（即减少用电负荷），而不需下调出力（即增加用电负荷）。考虑到备用市场的价格相对较低，PtG厂站提供备用服务的收益较为有限。
2.5
与NGFP协调优化调度
从技术方面看，电-气-电的转化效率大约为30%~40%。在采用固定上网电价的机制下进行电-气-电的转化，即使不考虑网损等因素，PtG消耗的单位电量成本通过NGFP只能得到最多40%的补偿，因此是不经济的。在电力市场环境下，PtG和NGFP联合调度可以利用电能市场的价格差获取经济收益。
PtG和NGFP的协调优化可以实现两者共赢。然而，如何对PtG和NGFP联合在电能市场和辅助服务市场的收益进行分配是值得研究的问题。可能的三种解决思路分别为：①PtG和NGFP在各个市场中的独立收益分别归PtG和NGFP所有；②由PtG和NGFP共同贡献所获得的收益，根据事先约定好的方法对各自的贡献进行核算并分配相关收益；③根据事先约定的条款和各自的装机容量、运行水平等因素，当出现收益分配严重不均衡情况时，由收益高的一方对收益低的一方进行适当补偿。
2.6
其它可能的应用场景
利用PtG的能量转换属性所具备的储能功能，其可能在下述方法得到应用：①参与电-气-热-冷等多能源系统的协调优化；②参与智能交通系统的运行：③缓解电力/天然气网络的阻塞问题。
3
PtG应用场景经济性测算
在PtG厂站的投资运行成本和应用场景分析基础上，参考欧盟和北美的电力/天然气能源价格数据，对装机容量为6MW的AWE&CM;型（Ⅰ型）和装机容量为1MW的PEME&BM;型（Ⅱ型）PtG厂站在不同应用场景的运营经济性进行理想化的测算。
3.1
PtG参与电力-天然气系统日常调度运行
由于现阶段天然气的价格很低，而电价相对较高，PtG厂站难以在电力-天然气市场获得收益，经济理性的PtG厂站将不投入运行。
若天然气价格固定为$30/MW·h，Ⅰ型和Ⅱ型PtG厂站可以回收运行成本的平均购电价格分别为−18.8$/MW·h和−73.3$/MW·h。若将电力市场价格也固定为$30/MW·h，Ⅰ型和Ⅱ型PtG厂站的效率分别需要达到222.7%和419.4%，才能收回其投资成本。
3.2
PtG参与电力系统优化运行
考虑到PtG的电力负荷特性，PtG厂站的启动会增加系统总的发电成本。在现有的能源价格和PtG技术条件下，额外的天然气售气收入也相对有限。因此从系统调度的层面分析，最优的经济调度/机组组合方案中PtG厂站都不会被调度机构调用。当天然气价格达到$63.51/MW·h时，PtG厂站才可能在不考虑Cd的情况下通过参与电力系统优化调度获得收益。即使调度机构把优化目标设定为最小化系统负荷峰谷差，PtG厂站也仅会在负荷低谷时段运行，其在天然气市场中的经济收益相当有限，难以弥补其高昂的投资成本。
3.3
消纳间歇性可再生能源发电出力
假设电力和天然气市场价格分别为$40/MW·h和$30/MW·h，可再生能源公司为PtG公司的补贴价格为$20/MW·h。这样，Ⅰ型PtG厂站在可再生能源发电出力高峰（例如风电出力处于高峰、系统负荷处于低谷, 需要弃风的时段）将电能转化为天然气仍然亏损$2/MW·h；而Ⅱ型PtG厂站这样做就可盈利$2.25/MW·h，但这部分收益仍然无法补偿其日运行成本Cd。假设在理想情况下，可再生能源发电在调度时段内一直处于出力高峰，Ⅰ型和Ⅱ型PtG厂站可以取得收支平衡的补贴价格分别为$58.8/MW·h和$113.3/MW·h。
如果可再生能源发电公司考虑投资兴建PtG厂站，其会系统地比较PtG技术的储能成本和其它储能设备/技术的相关成本。如果PtG投资成本能够在未来大幅下降，则这种模式会成为消纳可再生能源发电出力的可选方案。
3.4
PtG厂站为电力系统提供辅助服务
以价格较高的调频服务为例，对PtG在辅助服务市场的收益进行估算。若向上/向下调频容量可以独立竞标，PtG厂站单独提供向下调频服务的经济性最好。假设理想情况下，向下调频容量费用为$15/MW，在所有调度时段内PtG提供的向下调频服务均被调用。则Ⅰ型和Ⅱ型PtG厂站的总收入分别为$4752和$900，考虑Cd后的日运行收益分别为−$548和−$1400。若向下调频容量费用为$20/MW，Ⅰ型PtG厂站计及Cd后的日运行收益为$172。
若向上/向下调频容量不能分别竞标，则PtG厂站最理想的情况是其提供的向上调频容量不被调用，而向下调频容量均被调用。假设调频容量价格为$40/MW，Ⅰ型和Ⅱ型PtG厂站考虑Cd后的日运行收益分别为−$2996和−$1640。由此可见，虽然向上调频的容量费用较高，但PtG厂站必须在电能市场购买电能，这反而导致经济效益下降。
3.5
与NGFP协调优化调度
若不考虑PtG和NGFP在调频市场的作用，仅考虑峰谷电价对其运行经济性的影响，且假设调度日内峰电价和谷电价时段各为12小时，谷电价为$30/MW·h。则Ⅰ型和Ⅱ型PtG厂站与NGFP共同收回其投资及运行成本的临界峰电价分别为$119.2/MW·h和$87.8/MW·h，均远高于低谷电价的$30/MW·h，而实际市场中峰谷电价的差别通常较为有限。
考虑PtG和NGFP在调频市场的贡献，若向上/下调频服务可以分开申报，假设向上/下调频容量价格分别为$40/MW和$15/MW。理想的情况下，PtG将满载运行，而NGFP将空载运行，以最大化向上调节的调频容量。当向上调频容量不被调用时，Ⅰ型和Ⅱ型PtG厂站和NGFP的整体净收益分别为$5332和$5080；若向上/下调频服务统一申报时，当向下调频容量一直被调用时，PtG和NGFP的整体收入最大，Ⅰ型和Ⅱ型PtG厂站与NGFP的整体净收益分别为$1972和$520。
4
展望
在现有的PtG技术经济条件下，PtG的投资成本昂贵、运行效率不高、运行寿命有限，这些因素导致PtG尚未达到大规模商业化应用的程度。即使在相当理想的情形下，PtG仍难以在电力-天然气联合能源系统运行中获得经济收益。
在假设的理想条件下，PtG厂站参与提供调频服务以及PtG与NGFP的协调优化运行可能为PtG厂站带来经济收益。与PtG的其它应用场景相比，PtG厂站参与提供电力辅助服务可能获得的经济效益更大。另一方面，PtG厂站单纯参与电力-天然气系统优化运行以及为电力系统提供削峰填谷等服务的经济性则不乐观。此外，若电力市场中的发电上网电价和销售电价联动，则销售电价有时也会明显波动，PtG厂站可以利用电价波动套利，但同时面临风险。
PtG被广泛认为是为消纳可再生能源发电出力的有效手段，然而现阶段PtG通过消纳可再生能源发电出力获益目前尚不现实。随着PtG投资成本降低、运行效率进一步提高、竞争性能源市场的逐步开放和完善、适当程度的政策性的支持如引入碳排放指标等，PtG的经济性会得到改善。
在电力-天然气组成的能源系统基础上，进一步考虑冷、热和交通等其它与能源消耗相关的系统，可以在更大范围内提高一次能源利用效率。与PtG技术应用受到成本限制类似，需要从协调多能源系统的投资规划、运行优化策略、责任和利益分配等方面，对其经济可行性进行详细论证。
评论 (0)