中国石油大学(北京)新能源与材料学院李叶青: 微生物甲烷化技术(绿色甲烷)可实现在天然气管道中存储太阳能和风能
2022-03-09 10:57 来源：全球氢能 点击：309
目前备受关注的氨氢储能和液态阳光（甲醇）储能，其本质是电转X（Power-to-X）工艺，即将可再生能源产生电力-电解水制绿氢-绿氢+CO2或者N2获得绿色甲醇（“液态阳光”）或者绿氨，实现可再生能源的存储、分配和利用。这一概念最早由德国学者在上世纪初提出，即模拟光合作用，将太阳能和风能，通过电解水制氢，H2/CO2进行甲烷化反应生产甲烷CH4（合成天然气SNG）并注入/存储于发达的天然气管网中。虽然SNG燃烧后仍会产生碳排放，但由于其生产过程中消耗了CO2，整体上实现了CO2的循环利用，是一种净零排放的零碳绿色天然气。该过程被称作电转气Power-to-Gas（PtG）工艺，或者电转甲烷Power-to-Methane，并获取了一系列的专利授权。在PtG工艺提出后，众多学者受到启发，相继提出了Power-to-eFuels、Power-to-Liquids、Power-to-Ammonia、Power-to-Chemicals，即电转燃料、电转液、电转氨、电转化工品等工艺概念。
截至2019年全球约有146个电解水制氢工业示范项目，其中60个项目是包含H2/CO2甲烷化工艺的电转甲烷项目。在H2/CO2甲烷化技术方面，目前实现商业化的公司仅有德国的Man Energy和Electrochaea。前者采用化学法甲烷化（高温高压、镍基催化剂），是德国大众旗下子公司。后者采用生物法甲烷化（低温低压、厌氧菌生物催化剂），其投资方除知名风险投资公司外，还包括能源巨头法国燃气集团下属STORENGY、大型油服公司美国贝克休斯和可再生能源服务商瑞士Energie360o。
中国石油大学（北京）新能源与材料学院李叶青团队早在2015年即成功开展了H2/CO2生物法甲烷化的实验室验证，以厌氧菌群做为生物催化剂催化合成甲烷。该团队的技术应用范围广泛，原料气不限于H2/CO2，可利用沼气、氢气、合成气、热解气等作为气源。在半连续运行100余天过程中未发现失稳现象，甲烷含量大于92% （H2:CO2=4:1）；系统最大处理能力为12.6 m3/m3/d （原料配比H2:CO:CO2=5:4:1，5L反应器，连续运行1个月），容积甲烷产率为3 m3/m3/d （原料配比H2:CO:CO2=5:4:1）。目前团队已着手进行放大中试，将通过引入气体分布等手段将甲烷化效率提高到对标世界顶尖公司的水平。项目团队正联合北京中研正达绿色科技有限公司与相关企业和政府接洽落地，为未来大规模推广做准备。
李教授团队提出了风光、电网、碳捕集、燃气管网和交通能源系统耦合的综合能源碳中和网络，交通能源系统除了纯电动车和氢燃料电池车外，还引入了CNG/LNG车，后者与燃料电池车相比技术成熟用户接受度高，且无需额外的基础设施建设，更适合我国国情，采用来自电转甲烷工艺的绿色天然气，同样可以实现重型公路交通领域的脱碳。
绿色SNG与绿色甲醇和绿氨同样值得大力推广。目前绿氢的储运难题严重制约了其规模化发展。避免储运的唯一办法是就地在线电网制氢，然而我国煤电比例过高，电网制氢比煤制氢碳排放高60%-100%。根据彭博新能源BNEF的数据，目前不受地域限制（比如盐穴、枯竭气田等）且具备中等规模（至少几周时间）的纯氢储氢方式仅有液氢，储氢成本目前最高可达4.57美金/公斤，未来最低的估计为0.95美金/公斤（约人民币6元/公斤）。根据亚联高科的实地考察，浮云到佛山仅130公里的真实运氢成本，在战略协议最低价的基础上尚且高达14元/公斤，这并不包含储氢和各环节的转化能耗。如此高昂的储运成本，会导致绿氢至规模用户成本过高，从而抑制绿氢需求，反过来导致绿氢生产规模化和成本降低路径受阻。至用户成本高抑制需求，需求不足抑制生产，即绿氢面临“蛋生鸡鸡生蛋”的问题。那么最终的解决方案只能是通过Power-to-X链条将氢转化为不需要额外储运基础设施的绿色甲烷、甲醇或者氨，通过零碳的X代替绿氢渗透至对应的需要脱碳的行业。
尽管天然气听起来跟民生更为接近，比起甲醇和氨有天然的劣势，但事实并非如此。
绿色甲烷的优势
01 每kWh成本与氨和醇接近
对于最重要的三个X，甲烷、甲醇和氨（甲醇采用CO2加氢），其成本结构中的合成步骤相差不大，比如合成氨设备成本高，但是氮分离比甲烷和甲醇需要的碳捕集成本低，结果是总体上三者合成成本接近。能效（不考虑余热利用）相差也不大，氨会低一些。因此，总体上单位kWh可再生电力生产的单位kWh产品的成本基本一致的。三者在涉及能源领域的应用，比如交通、供暖、储能等，每吨价格没有实际意义，kWh价格更有意义且三者接近
02 绿色甲烷的用途广，应用技术成熟
通过对比工业、交通和发电/储能等潜在脱碳领域的应用潜力，如下表，可以发现：
氢是王者，几乎主要排放的任何领域都可以用氢脱碳。甲烷和甲醇差不多，甲烷更成熟、应用面略广；仅有甲醇在化工原料上（MTO）的应用以及氨在化肥上的应用是甲烷不具备的；氨在能源上的应用仍处于非常初期的阶段。
03 绿色甲烷的市场容量足够大
2021年全国交通用气量509亿立方米，假设全部由绿色SNG替代，则对应绿氢消耗量为1834万吨；全国的氨和甲醇产能用绿氢约2100万吨，即交通用气量对应耗氢堪比全国合成氨和甲醇总产能用氢。
04 绿色甲烷在重型交通领域具备经济性
如下表对比可以发现，绿色甲烷在重卡领域应用潜力很大。以Power-to-X的效率为50%、电价0.15元/kWh、电耗占生产成本的60%（合成步骤占40%），可粗略估算产品成本为0.15/50%/60%=0.5元/kWh，折合7000元/吨。LNG加气站比较成熟，参与LNG重卡生产和研发的车企也较多，产品线成熟，消费端客户接受度高。
05 电-氢-甲烷-LNG重卡：
公路运输脱碳的低成本路径
考虑电价0.15元/kWh，绿氢生产成本可以低至10元/公斤。但绿氢至规模用户的成本仍高达0.84元/kWh，而变成SNG的至规模用户成本仅为0.53元/kWh，无需补贴即可满足车用LNG经济性。而绿氢用于车用绿色甲烷，则仅需满足周边有天然气管网即可；甚至没有管网，直接压缩成LNG运输给加气站的成本也非常低廉（500公里距离每公斤仅0.35元）。
以消耗500万吨每年绿氢为例，10元/公斤生产成本为基础。在缺乏纯氢管网和盐穴储氢的情况下，根据德国某机构的测算，以广东省（1/2德国面积）为例，满足50万吨/年的大量用绿氢、2000座1000公斤加注能力的加氢站，成熟的液氢体系，才有可能做到平均储运成本18元/公斤。加上加注和生产各10元，加注口成本才能做到38元/公斤，加氢站依然需要3块钱左右的补贴。以每辆FCEV 5吨/年耗氢，全国需要100万量FCEV计算，需要投资建设13000座加氢站，按照10年计算，粗略估算投资+加氢站补贴（车无补贴）需要4240亿（不含电解水）。
假如500万吨绿氢变成绿色SNG，对应140亿立方米，投资建设H2+CO2甲烷化装置，加补贴10年总投资只需要1172亿（不含电解水）。无需补贴即可达到5元/方左右（7000元/吨），这个对于LNG重卡和CNG车是完全具备经济性的价格，不需要新增任何加气设施和车辆购置。
06 绿色甲烷在季节性大容量储能领域潜力巨大，
比抽水蓄能更具优势
氢是可再生能源向脱碳部门渗透的载体，承担着储能和分配的作用。然而储氢相当困难，用氢储能就更困难了。如前所述，三种X折合每千瓦时的生产成本基本一致，也就是说其储能的成本基本一致。天然气发电非常成熟，却没有在储能上得到重视。
另外，天然气可以通过成熟的管网渗透到用户终端，电转甲烷相当于用可再风能和太阳能给天然气管网充电！另外，甲烷地质储能也大有挖掘潜力。根据中国电建集团、武汉岩土力学研究所和中国科学院大学联合发表的调研结果，相较于抽水蓄能和压缩空气储能，电转气地质储能的储能容量更高，储能时间可变范围更广，能量密度更高，且投资成本相当；中国的天然气储气库建设处于初级阶段，未来十年将是中国储气库建设的高峰期，结合碳交易市场的迅速发展，电转甲烷储能技术在中国或将迎来较大发展机遇。国外学者评述电转甲烷技术综合了多项功能属性，包括获取零碳天然气、调节电网平衡、提供长期储能和促进能源脱碳，是一种值得重点开发的具备颠覆性潜力的新能源技术。
项目合作联系人：
北京中研正达绿色科技有限公司
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参考文献
1.Li Yeqing et al. Biomethanation of syngas at high CO concentration in a continuous mode. Bioresource Technology, 2022
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