PTX技術在可再生能源大規模儲能和消納中的應用分析

宋鵬飛，張超，肖立，王修康，侯建國，王秀林

（中海石油氣電集團技術研發中心，北京 100028）

全球能源正加速向低碳、零碳方向轉型和演進，大力發展可再生能源已經成為全球能源革命和應對氣候變化的主導方向和一致行動。國際能源署預測未來五年是全球可再生能源加速增長的新階段，2022—2027年全球可再生能源發電裝機容量將增長近75%，達到2400 GW，其中90%以上為風能和太陽能，并將占據全球電力增量的90%以上，其中中國增量將占全球增量的近一半。尤其是光伏發電，其累計裝機容量將在2024年超過水電、2026年超過氣電、2027年超過煤電，成為全球占比最大的電力裝機來源，同時也成為全球大多數國家成本最低的發電來源[1-2]。

電力系統的深度脫碳是實現雙碳目標的關鍵。中國正在加速構建高比例可再生能源并網和多種能源形式并存的新型低碳電力系統[3]。近年來，中國可再生能源呈現大規模、高比例、市場化和高質量發展的特征，每年風能新增裝機占全球一半以上，太陽能新增裝機占全球的1/3。2022年，中國風電、光伏新增裝機達到1.25 × 108kW，總裝機在整體電力裝機中的占比分別達到14.3%、15.3%，風電、光伏發電量達到1.19 × 1012kW·h，占全社會用電量的13.8%[4-5]。預計到2030年，中國風電、太陽能發電總裝機容量將達到1200 GW，在總能源消費中的占比升至16.5%[6-7]，到2050年將超過5000 GW[8]。

電力系統必須時刻保持供需平衡，由于電能的大規模存儲極其困難，且成本高昂，而可再生能源又具有隨機性、寬功率波動性和間歇性等特點，且在空間上有較大的資源稟賦差異性，因此未來高比例可再生能源電力的新型電力系統需要解決大規模、長周期、低成本儲能，及大規模不穩定電力的消納與削峰填谷的難題[9-11]。解決這一系列難題的關鍵在于統籌發展不同功能定位的儲能。目前主要的儲能方式中，受環境、空間、技術和經濟性等因素的綜合制約，抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、儲冷、儲熱，以及鋰電池和鉛蓄電池等電化學儲能都各自有其局限性，難以滿足季節性儲能需求[12-13]。氫儲能在放電時間和容量規模方面比其他儲能方式有明顯優勢，已成為解決可再生能源長周期、大規模儲能問題的重要研究方向之一。

氫儲能，即將可再生能源電力通過電解水轉換為氫氣或將制取的氫氣進一步轉化為氫基化學品進行儲能，已成為全球可再生能源應用的重要方向之一。狹義的氫儲能指就地制氫儲氫后，再通過燃料電池或燃燒氫氣發電來實現儲能。這種氫儲能方式的主要設備包含電解槽、儲氫罐和燃料電池等裝置，其能源轉換效率（30%～45%）遠低于電化學儲能效率（80%～90%），且系統成本約為1.3 × 104CNY/kW，遠高于其他儲能方式[14]。廣義的氫儲能是“電-氫”單向轉換，電制氫存儲氫氣（Power-to-Hydrogen，PTH），或者轉化為氣態甲烷（Power-to-Methane，PTM）、液態甲醇、氨和油品等化學衍生物（Power-to-Liquids，PTL），以上技術可以統稱為綠電制合成化學品（Power-to-X，PTX）技術。

1 可再生能源氫儲能

氫能具有能源樞紐、零碳和高能等優勢，儲存和運輸穩定，且可以與碳和氮等其他元素結合制成穩定、高能量密度的氫基燃料。預計到2050年，氫氣在全球能源消費中的占比將達到12%～22%，達到3.23 × 108～4.57 × 108t，綠氫產量較藍氫產量高58%～126%[15-20]。氫能已成為未來能源轉型的明確發展方向，而可再生能源電解水制氫是未來氫源獲取的主要方式。中國已經完成了氫能產業的“1 + N”政策體系搭建，現已有21個省份、50多個地級市發布了其氫能產業規劃與政策。氫能已成為未來能源轉型的明確發展方向。新疆、內蒙古、山西和寧夏等省都提出重點發展大規模離網式可再生能源電解水制氫，打造風光制氫一體化和綠氫基地的目標。可以預期的是，未來中國可再生能源和電解制氫產業將高速發展，全產業鏈成本也將持續降低。目前堿性和質子交換膜（PEM）電解槽的投資成本正在分別以每年9%和13%的速率快速下降，氫燃料電池和儲氫罐成本也分別以每年11%～17%和10%～13%的速率下降[21]。

國際能源署預測，2022—2027年全球可再生能源新增產能的2%（約50 GW）將用于制氫，其中中國在工業和交通脫碳及電解槽產業快速發展的推動下，到2027年將有超過18 GW的可再生能源用于制氫[1]。中國氫能聯盟預計，到2030年中國氫氣年需求量將達到約3715 × 104t，在終端能源消費中占比約5%；2060年氫氣的年需求量將達到約1.3 × 108t，在終端能源消費中占比達到20%（圖1）[22-23]。屆時氫氣的生產結構和消費結構見圖2，其中生產端75%的氫氣來自綠氫，消費端90%的消費在工業和交通領域。

圖1 2030—2060年中國氫氣預測需求及其在終端消費中的占比Fig. 1 China’s hydrogen prediction demand and its share in terminal consumption from 2030 to 2060

圖2 2060年中國氫氣的生產結構（內環）和消費結構（外環）Fig. 2 Production structure (inner loop) and consumption structure (outer loop) of hydrogen in China in 2060

綠氫還是全球能源結構向可再生能源為主轉型的關鍵媒介，其作為零碳能源可在電力、交通、化工、冶金和建筑等領域中應用，推動這些高碳行業實現深度脫碳[24-26]，從而形成可再生能源、電網和下游氫氣市場協同、共贏的局面。氫能產業的快速發展和長期向上的需求趨勢，將帶動可再生能源制氫和氫儲能的發展[27]。

氫儲能具有承擔儲能和消納的雙重特性，從而成為實現不穩定電力跨季節、跨空間和大規模儲能的最優方案之一[28]，并可有效化解波動性電力上網難、上網價格低和時空分布不均衡的難題。中國已有超過20個省份發布了新能源強制配置儲能的相關政策[29]。在這些政策中，儲能配置比例基本在5%～20%，時間在1～4 h，一些省市規定制氫裝機運行容量視同配建儲能容量。由于氫氣密度低，僅為0.083 kg/m3，單位體積能量密度為11.8 MJ/m3，僅為天然氣的1/3，增壓至70 MPa后，密度也僅為40 kg/m3[30-31]，高壓儲運氫氣的難度大、成本高，因此在較高體積能量密度下儲存和消納氫氣是構建氫儲能系統的關鍵。

PTX技術通過化學合成的方式，將綠氫與CO2或N2結合轉化為便于儲存、運輸和使用的綠色甲烷、綠色甲醇、綠氨、綠色油品和化工品等（圖3）[32-33]，獲得與化石能源相當的質量能量密度及體積能量密度，從而利用已有能源基礎設施，實現大規模儲存、運輸和利用。PTX可作為可再生能源大規模、跨區域傳輸方案，實現比運輸電力和氫氣更高的效率[34]。以液氨運輸為例，在常規的氨運輸中，通常選擇冷卻和加壓存儲的組合，液氨的氫體積密度是液氫本身的1.5倍，運輸距離為1 × 104km時，其運輸成本約為16.7 CNY/kg（2030年），且有望在2050年下降至4.7 CNY/kg，遠低于氫氣的運輸成本[35]。以下重點對電制甲烷、甲醇和氨這3條技術路線進行闡述。

2 PTX技術及其應用分析

將CO2通過加氫化學轉化為高能量密度的合成燃料，是一種理想的CO2循環利用技術，產品主要為C1、C2和其他烴類化合物，其中C1產品主要包括甲醇、CO和甲烷等[36]。綠電制合成燃料中，電制甲烷、電制甲醇和電制油品也屬于CO2加氫轉化技術范疇，但其中的氫氣來自于可再生能源電解水制氫。

甲烷、甲醇、氨和油品可與氫氣靈活轉換，利用其能量密度高、易于大規模儲運等優點，可以利用甲烷、甲醇、氨和油品的輸運與高壓輸電聯絡線，共同構建區域間的多元化能源輸送和消納渠道，與綠電-綠氫系統協同互濟，深度參與綠電消納和跨區域能量傳輸及系統調度[37]。

2.1 綠電制綠色甲烷

電網和天然氣網是能源領域中兩個基礎設施，是最完善、規模最大和終端普及率最高的能量傳輸載體和配送網絡[38]。通過電制氫和電制甲烷技術，能夠實現兩個巨大能量網絡的連通，與天然氣管道摻氫、天然氣發電（燃氣輪機發電及分布式）、天然氣摻氫發電、氫燃料電池發電（固定式及分布式），以及天然氣高溫燃料電池（SOFC）發電等形成能夠儲能和調峰的閉環（圖4）。PTM包括CO2甲烷化和固體氧化物電解池共電解CO2和水蒸氣制甲烷兩種技術路線。

（1）CO2甲烷化技術路線

可再生能源先通過電制氫，與工業捕集的CO2發生甲烷化反應，生成替代天然氣（E-gas或SNG），化學反應見式(1)，技術流程見圖5。CO2甲烷化反應是典型的強放熱反應過程，高壓、低溫有利于提高其轉化率，250～300 °C開始發生反應，約17%的化學能會以熱量的形式釋放。10 × 104kW·h綠電可以制備1.8 t綠氫，生產3.5 t甲烷產品，同時減排9.6 t CO2，既實現了大規模可再生能源的儲能與消納，又實現了碳減排。

圖5 CO2甲烷化技術路線Fig. 5 Technology pathway of CO2 methanation

（2）固體氧化物電解池共電解CO2和水蒸氣制甲烷技術路線

使用可再生能源電力，固體氧化物電解池（SOEC）能在陰極把CO2和水蒸氣電解轉化為CO和H2，同時在陽極產生O2（式(2)），是一種高溫（700～900 °C）CO2電轉化技術，燃料側除了電化學反應外，也會在溫度大于600 °C時在催化劑表面處發生逆水汽變換反應（式(3)）[39-40]，制出的CO和H2通過甲烷化反應生成甲烷（圖6）。SOEC共電解CO2和水蒸氣的最新研究方向，是直接在SOEC內部定向合成甲烷，不再經過合成氣和甲烷化的步驟，這將大大簡化工藝流程，提升該技術路線的經濟性，但技術難度較大，還不成熟，是未來研究的重點。在對帶壓管式SOEC共電解直接定向合成甲烷的研究中，甲烷的生成率約為39.5%，產率較低，需進一步提高定向合成的生成率[41]。SOEC電堆距離商業化實施仍面臨耐高溫材料選擇、單電池電解效率提升、電堆長期穩定運行和降低成本等挑戰[42]。

圖6 SOEC共電解二氧化碳和水蒸氣制甲烷技術路線Fig. 6 Technology pathway of methane production by SOEC with CO2 and water vapor co-electrolysis

相比PTH，PTM對儲存設備要求低，需要的儲存設備容積更小，且能利用已有天然氣工業的設備設施，與天然氣市場很好地動態匹配。PTM系統具備分秒級的快速響應能力，可增加電力系統的靈活性，尤其適用于未來高比例可再生能源的新型能源生產和消費結構場景。將“零碳天然氣”作為大規模可再生能源儲存、運輸、分配和利用的載體，PTM有利于實現電網、天然氣網、熱網和CO2市場的互聯、平衡和流通[43]。

2.2 綠電制綠色甲醇

甲醇是優質的液體燃料和大宗化工原料，有成熟的儲運基礎設施和穩定的下游用戶。甲醇還是高效的氫載體和能量載體，儲氫質量分數為12.50%～18.75%[44-45]。甲醇的公路運輸成本低于0.5 CNY/(km·t)[46]，遠低于高壓氫氣管束車運輸。到達市場的綠色甲醇既可直接應用于化工生產，也可通過甲醇重整等方式制氫。甲醇作為化工原料可以通過制烯烴（MTO）、芳烴（MTA）和烴類（MTH）等，進一步轉化為低碳烯烴、芳烴和汽油等高附加值化學品和燃料[47]。

CO2加氫制備甲醇過程包括直接轉化和間接轉化（CO2先經過逆變換轉變為合成氣再制甲醇）兩種路線。電制甲醇優選CO2直接加氫合成技術路線，工藝流程相對大幅簡化，是未來發展的主要方向。電制甲醇每生產1 t甲醇可以轉化1.37 t CO2，能夠實現CO2資源化循環利用及可再生能源制氫的大規模消納。CO2加氫直接制備甲醇中，可再生能源電解制出H2儲存至緩沖罐，與捕集的CO2在甲醇合成反應器中進行反應，反應溫度為200～300 °C，壓力為5～10 MPa，在Cu、Zn或Pd基催化劑作用下合成粗甲醇（式(4)）[48-50]，粗甲醇經過精餾提純后成為高純度甲醇產品。甲醇合成為放熱反應，因此低溫高壓有利于合成[51]。甲醇的選擇性、轉化催化劑的活性和穩定性是該技術的關鍵因素，而技術的經濟性受可再生能源電力成本、電解水制氫成本和CO2價格的影響較大。

中國已經完成了電制甲醇技術的開發和示范，2020年，中國科學院大連化學物理研究所的千噸級“液態陽光”示范項目在甘肅蘭州成功運行，將10 MW光伏用于兩臺1000 m3/h電解槽制氫，H2與CO2在ZnO/ZrO2催化劑作用下合成甲醇產品，產品規模1200 t/a[52]。據估算，未來項目規模放大至10 × 104t/a后，不考慮碳交易情況下，當電解制氫成本為11 CNY/kg，CO2價格為120 CNY/t時，制甲醇總成本為3000～3500 CNY/t。當可再生能源電價為0.2 CNY/(kW·h)時，電制甲醇可與煤制甲醇競爭，若考慮碳權交易和碳稅收益，經濟性還會進一步提升。

2.3 綠電制綠氨

氨具有高能量密度和零碳的特點，在-33 °C、常壓下即可液化，也可在20 °C環境溫度和約0.9 MPa壓力下液化，氨的體積含氫量達到121 kg/m3，是液氫的1.7倍，是典型有機物儲氫介質甲基環己烷的2.6倍[53-55]，其儲氫量更遠高于高壓氣態儲氫方式（表1）。氨易于存儲和運輸，可用于制造氨水、硝酸、胺類、銨鹽、純堿、氮肥和制冷劑等，是一種重要的化工原料，具有完善的運輸、處理設施和下游市場，可與綠氫耦合形成全過程零碳的“氨-氫”能源體系[56]。氨還可以與CO2結合得到尿素，尿素既是一種重要的氮肥，也是一種穩定、無毒和易于儲存的載體。液氨作為氫載體具有很多優點，公路運輸液氨的成本僅為0.1 CNY/(kg·km)[57]，液氨管道基礎設施成本也僅為天然氣管道的50%、氫氣管道的25%[55]。1條年輸電量為500 × 108kW·h的1000 × 104kW特高壓直流通道，按熱量等價相當于年輸送150 × 104t氫氣或970 × 104t液氨[58]。

在溫度為350～500 °C、壓力為10～15 MPa的條件下，N2和H2可在鐵系或釕系催化劑作用下生成氨（式(5)）[62]。如果該合成過程的能源和原料制取都采用綠色能源，則產品可稱為“綠氨”。合成氨過程能耗大，需要穩定的電源，項目宜建在可再生能源電站附近，且需要配置大型儲能設施。當可再生電力價格分別為0.1 CNY/(kW·h)和0.2 CNY/(kW·h)時，合成綠氨的成本分別為2200 CNY/t和3600 CNY/t，若考慮碳稅，相比傳統煤制氨已具有競爭力[63]。如果到終端需要將氨轉化為氫氣，則合成和脫氫兩次轉化過程的總體效率約為35%，如果在發電、船舶動力和工業燃料等領域，直接用于氨燃氣輪機發電、氨燃料電池發電和氨內燃機，效率會大幅提升。未來，氨在航運業領域的應用前景廣闊，國際能源署預測，要實現2070年航運業零碳排放，2050年全球以綠氨為動力的船舶占比將達到58%[64]。電制氨也可作為高效的綠電轉化和消納方式，形成具有廣闊發展前景的氨產業鏈，但該過程仍需研究如何降低合成氨的溫度和壓力，進一步降低能耗和成本，以及降低氨泄漏造成的環境風險[65-66]。

3 結語與建議

雙碳目標正在促進中國能源低碳化的加速轉型，未來可再生能源在能源結構中的比例會越來越高，將面臨如何實現大規模可再生能源存儲和消納的巨大挑戰。PTX通過化學合成轉化，雖然在生產側造成了一定程度的效率降低，但通過氫基化學品的形式大幅提高了能量儲運和配送環節的效率，且在消費端能夠充分地與已有天然氣、甲醇、氨和油品市場融合，可以在全產業鏈充分利用已有的能源基礎設施和市場，支撐能源體系向高比例可再生能源轉型，降低能源轉型過程的社會成本和碳排放。

目前全球能源結構中，氫氣和氫基化學品燃料占比僅約0.1%，未來隨著可再生能源成本的下降和降碳收益的增大，預計到2030年和2050年將分別達到2%和10%，PTX有望成為可再生能源的戰略“伴侶”。中國PTX仍處于初期探索階段，存在技術不成熟、轉化過程能量損失高和產品成本較高等難題，但PTX發展已呈現加速態勢，除電制甲烷外，目前電制綠色甲醇、綠氨都已有示范項目。

建議從政策層面支持可再生能源的多元化消納，與CO2的捕集和規模化轉化利用相結合，推動電制氫、電制綠色甲烷、電制綠色甲醇、電制綠氨，以及電制綠色油品的技術發展，培育從制備、儲運到消納的產業鏈，為大規模可再生能源非電消納提供綜合解決方案。將PTX與風、光、儲、氫融合，形成互補、協同、智能化的一體化項目，平衡風、光的波動性。構建相關技術標準體系，有序推進PTX的技術開發和示范應用，探索可再生能源到電、氫氣、氧氣、甲烷和熱等“X”的多產品發展模式，并借助碳交易、天然氣交易市場，實現PTX合理的“綠色溢價”。