目前備受關注的氨氫儲能和液態陽光（甲醇）儲能，其本質是電轉X（Power-to-X）工藝，即將可再生能源產生電力-電解水制綠氫-綠氫+CO2或者N2獲得綠色甲醇（“液態陽光”）或者綠氨，實現可再生能源的存儲、分配和利用。這一概念最早由德國學者在上世紀初提出，即模擬光合作用，將太陽能和風能，通過電解水制氫，H2/CO2進行甲烷化反應生產甲烷CH4（合成天然氣SNG）并注入/存儲于發達的天然氣管網中。雖然SNG燃燒后仍會產生碳排放，但由于其生產過程中消耗了CO2，整體上實現了CO2的循環利用，是一種凈零排放的零碳綠色天然氣。該過程被稱作電轉氣Power-to-Gas（PtG）工藝，或者電轉甲烷Power-to-Methane，并獲取了一系列的專利授權。在PtG工藝提出后，眾多學者受到啟發，相繼提出了Power-to-eFuels、Power-to-Liquids、Power-to-Ammonia、Power-to-Chemicals，即電轉燃料、電轉液、電轉氨、電轉化工品等工藝概念。
截至2019年全球約有146個電解水制氫工業示范項目，其中60個項目是包含H2/CO2甲烷化工藝的電轉甲烷項目。在H2/CO2甲烷化技術方面，目前實現商業化的公司僅有德國的Man Energy和Electrochaea。前者采用化學法甲烷化（高溫高壓、鎳基催化劑），是德國大眾旗下子公司。后者采用生物法甲烷化（低溫低壓、厭氧菌生物催化劑），其投資方除知名風險投資公司外，還包括能源巨頭法國燃氣集團下屬STORENGY、大型油服公司美國貝克休斯和可再生能源服務商瑞士Energie360o。
中國石油大學（北京）新能源與材料學院李葉青團隊早在2015年即成功開展了H2/CO2生物法甲烷化的實驗室驗證，以厭氧菌群做為生物催化劑催化合成甲烷。該團隊的技術應用范圍廣泛，原料氣不限于H2/CO2，可利用沼氣、氫氣、合成氣、熱解氣等作為氣源。在半連續運行100余天過程中未發現失穩現象，甲烷含量大于92% （H2:CO2=4:1）；系統最大處理能力為12.6 m3/m3/d （原料配比H2:CO:CO2=5:4:1，5L反應器，連續運行1個月），容積甲烷產率為3 m3/m3/d （原料配比H2:CO:CO2=5:4:1）。目前團隊已著手進行放大中試，將通過引入氣體分布等手段將甲烷化效率提高到對標世界頂尖公司的水平。項目團隊正聯合北京中研正達綠色科技有限公司與相關企業和政府接洽落地，為未來大規模推廣做準備。
李教授團隊提出了風光、電網、碳捕集、燃氣管網和交通能源系統耦合的綜合能源碳中和網絡，交通能源系統除了純電動車和氫燃料電池車外，還引入了CNG/LNG車，后者與燃料電池車相比技術成熟用戶接受度高，且無需額外的基礎設施建設，更適合我國國情，采用來自電轉甲烷工藝的綠色天然氣，同樣可以實現重型公路交通領域的脫碳。
綠色SNG與綠色甲醇和綠氨同樣值得大力推廣。目前綠氫的儲運難題嚴重制約了其規模化發展。避免儲運的唯一辦法是就地在線電網制氫，然而我國煤電比例過高，電網制氫比煤制氫碳排放高60%-100%。根據彭博新能源BNEF的數據，目前不受地域限制（比如鹽穴、枯竭氣田等）且具備中等規模（至少幾周時間）的純氫儲氫方式僅有液氫，儲氫成本目前最高可達4.57美金/公斤，未來最低的估計為0.95美金/公斤（約人民幣6元/公斤）。根據亞聯高科的實地考察，浮云到佛山僅130公里的真實運氫成本，在戰略協議最低價的基礎上尚且高達14元/公斤，這并不包含儲氫和各環節的轉化能耗。如此高昂的儲運成本，會導致綠氫至規模用戶成本過高，從而抑制綠氫需求，反過來導致綠氫生產規模化和成本降低路徑受阻。至用戶成本高抑制需求，需求不足抑制生產，即綠氫面臨“蛋生雞雞生蛋”的問題。那么最終的解決方案只能是通過Power-to-X鏈條將氫轉化為不需要額外儲運基礎設施的綠色甲烷、甲醇或者氨，通過零碳的X代替綠氫滲透至對應的需要脫碳的行業。
盡管天然氣聽起來跟民生更為接近，比起甲醇和氨有天然的劣勢，但事實并非如此。
綠色甲烷的優勢
01 每kWh成本與氨和醇接近
對于最重要的三個X，甲烷、甲醇和氨（甲醇采用CO2加氫），其成本結構中的合成步驟相差不大，比如合成氨設備成本高，但是氮分離比甲烷和甲醇需要的碳捕集成本低，結果是總體上三者合成成本接近。能效（不考慮余熱利用）相差也不大，氨會低一些。因此，總體上單位kWh可再生電力生產的單位kWh產品的成本基本一致的。三者在涉及能源領域的應用，比如交通、供暖、儲能等，每噸價格沒有實際意義，kWh價格更有意義且三者接近
02 綠色甲烷的用途廣，應用技術成熟
通過對比工業、交通和發電/儲能等潛在脫碳領域的應用潛力，如下表，可以發現：
氫是王者，幾乎主要排放的任何領域都可以用氫脫碳。甲烷和甲醇差不多，甲烷更成熟、應用面略廣；僅有甲醇在化工原料上（MTO）的應用以及氨在化肥上的應用是甲烷不具備的；氨在能源上的應用仍處于非常初期的階段。
03 綠色甲烷的市場容量足夠大
2021年全國交通用氣量509億立方米，假設全部由綠色SNG替代，則對應綠氫消耗量為1834萬噸；全國的氨和甲醇產能用綠氫約2100萬噸，即交通用氣量對應耗氫堪比全國合成氨和甲醇總產能用氫。
04 綠色甲烷在重型交通領域具備經濟性
如下表對比可以發現，綠色甲烷在重卡領域應用潛力很大。以Power-to-X的效率為50%、電價0.15元/kWh、電耗占生產成本的60%（合成步驟占40%），可粗略估算產品成本為0.15/50%/60%=0.5元/kWh，折合7000元/噸。LNG加氣站比較成熟，參與LNG重卡生產和研發的車企也較多，產品線成熟，消費端客戶接受度高。
05 電-氫-甲烷-LNG重卡：
公路運輸脫碳的低成本路徑
考慮電價0.15元/kWh，綠氫生產成本可以低至10元/公斤。但綠氫至規模用戶的成本仍高達0.84元/kWh，而變成SNG的至規模用戶成本僅為0.53元/kWh，無需補貼即可滿足車用LNG經濟性。而綠氫用于車用綠色甲烷，則僅需滿足周邊有天然氣管網即可；甚至沒有管網，直接壓縮成LNG運輸給加氣站的成本也非常低廉（500公里距離每公斤僅0.35元）。
以消耗500萬噸每年綠氫為例，10元/公斤生產成本為基礎。在缺乏純氫管網和鹽穴儲氫的情況下，根據德國某機構的測算，以廣東省（1/2德國面積）為例，滿足50萬噸/年的大量用綠氫、2000座1000公斤加注能力的加氫站，成熟的液氫體系，才有可能做到平均儲運成本18元/公斤。加上加注和生產各10元，加注口成本才能做到38元/公斤，加氫站依然需要3塊錢左右的補貼。以每輛FCEV 5噸/年耗氫，全國需要100萬量FCEV計算，需要投資建設13000座加氫站，按照10年計算，粗略估算投資+加氫站補貼（車無補貼）需要4240億（不含電解水）。
假如500萬噸綠氫變成綠色SNG，對應140億立方米，投資建設H2+CO2甲烷化裝置，加補貼10年總投資只需要1172億（不含電解水）。無需補貼即可達到5元/方左右（7000元/噸），這個對于LNG重卡和CNG車是完全具備經濟性的價格，不需要新增任何加氣設施和車輛購置。
06 綠色甲烷在季節性大容量儲能領域潛力巨大，
比抽水蓄能更具優勢
氫是可再生能源向脫碳部門滲透的載體，承擔著儲能和分配的作用。然而儲氫相當困難，用氫儲能就更困難了。如前所述，三種X折合每千瓦時的生產成本基本一致，也就是說其儲能的成本基本一致。天然氣發電非常成熟，卻沒有在儲能上得到重視。
另外，天然氣可以通過成熟的管網滲透到用戶終端，電轉甲烷相當于用可再風能和太陽能給天然氣管網充電！另外，甲烷地質儲能也大有挖掘潛力。根據中國電建集團、武漢巖土力學研究所和中國科學院大學聯合發表的調研結果，相較于抽水蓄能和壓縮空氣儲能，電轉氣地質儲能的儲能容量更高，儲能時間可變范圍更廣，能量密度更高，且投資成本相當；中國的天然氣儲氣庫建設處于初級階段，未來十年將是中國儲氣庫建設的高峰期，結合碳交易市場的迅速發展，電轉甲烷儲能技術在中國或將迎來較大發展機遇。國外學者評述電轉甲烷技術綜合了多項功能屬性，包括獲取零碳天然氣、調節電網平衡、提供長期儲能和促進能源脫碳，是一種值得重點開發的具備顛覆性潛力的新能源技術。
項目合作聯系人：
北京中研正達綠色科技有限公司
田經理 13521082572（微信同）
參考文獻
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2.Li Yeqing* et al. Characteristics of in-situ hydrogen biomethanation at mesophilic and thermophilic temperatures, Bioresource Technology, 2021
3.Li Yeqing* et al. Effects of temperature, hydrogen/carbon monoxide ratio and trace element addition on methane production performance from syngas biomethanation. Bioresource Technology, 2020
4.Li Yeqing et al. Pyrolysis gas as a carbon source for biogas production via anaerobic digestion. RSC Advances, 2017.
5.李葉青*等。 合成氣生物甲烷化影響因素研究。 中國沼氣，2017.
6.馬建力， 李琦， 陳祥榮， 等。 電轉氣地質儲能技術的經濟性分析[J]. 工程科學與技術， 2022, 54（1）： 117-127.
7.Sterner M, Specht M. Power-to-Gas and Power-to-X—The History and Results of Developing a New Storage Concept[J]. Energies, 2021, 14.
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