PTX技术在可再生能源大规模储能和消纳中的应用分析

宋鹏飞，张超，肖立，王修康，侯建国，王秀林

（中海石油气电集团技术研发中心，北京 100028）

全球能源正加速向低碳、零碳方向转型和演进，大力发展可再生能源已经成为全球能源革命和应对气候变化的主导方向和一致行动。国际能源署预测未来五年是全球可再生能源加速增长的新阶段，2022—2027年全球可再生能源发电装机容量将增长近75%，达到2400 GW，其中90%以上为风能和太阳能，并将占据全球电力增量的90%以上，其中中国增量将占全球增量的近一半。尤其是光伏发电，其累计装机容量将在2024年超过水电、2026年超过气电、2027年超过煤电，成为全球占比最大的电力装机来源，同时也成为全球大多数国家成本最低的发电来源[1-2]。

电力系统的深度脱碳是实现双碳目标的关键。中国正在加速构建高比例可再生能源并网和多种能源形式并存的新型低碳电力系统[3]。近年来，中国可再生能源呈现大规模、高比例、市场化和高质量发展的特征，每年风能新增装机占全球一半以上，太阳能新增装机占全球的1/3。2022年，中国风电、光伏新增装机达到1.25 × 108kW，总装机在整体电力装机中的占比分别达到14.3%、15.3%，风电、光伏发电量达到1.19 × 1012kW·h，占全社会用电量的13.8%[4-5]。预计到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到1200 GW，在总能源消费中的占比升至16.5%[6-7]，到2050年将超过5000 GW[8]。

电力系统必须时刻保持供需平衡，由于电能的大规模存储极其困难，且成本高昂，而可再生能源又具有随机性、宽功率波动性和间歇性等特点，且在空间上有较大的资源禀赋差异性，因此未来高比例可再生能源电力的新型电力系统需要解决大规模、长周期、低成本储能，及大规模不稳定电力的消纳与削峰填谷的难题[9-11]。解决这一系列难题的关键在于统筹发展不同功能定位的储能。目前主要的储能方式中，受环境、空间、技术和经济性等因素的综合制约，抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、储冷、储热，以及锂电池和铅蓄电池等电化学储能都各自有其局限性，难以满足季节性储能需求[12-13]。氢储能在放电时间和容量规模方面比其他储能方式有明显优势，已成为解决可再生能源长周期、大规模储能问题的重要研究方向之一。

氢储能，即将可再生能源电力通过电解水转换为氢气或将制取的氢气进一步转化为氢基化学品进行储能，已成为全球可再生能源应用的重要方向之一。狭义的氢储能指就地制氢储氢后，再通过燃料电池或燃烧氢气发电来实现储能。这种氢储能方式的主要设备包含电解槽、储氢罐和燃料电池等装置，其能源转换效率（30%～45%）远低于电化学储能效率（80%～90%），且系统成本约为1.3 × 104CNY/kW，远高于其他储能方式[14]。广义的氢储能是“电-氢”单向转换，电制氢存储氢气（Power-to-Hydrogen，PTH），或者转化为气态甲烷（Power-to-Methane，PTM）、液态甲醇、氨和油品等化学衍生物（Power-to-Liquids，PTL），以上技术可以统称为绿电制合成化学品（Power-to-X，PTX）技术。

1 可再生能源氢储能

氢能具有能源枢纽、零碳和高能等优势，储存和运输稳定，且可以与碳和氮等其他元素结合制成稳定、高能量密度的氢基燃料。预计到2050年，氢气在全球能源消费中的占比将达到12%～22%，达到3.23 × 108～4.57 × 108t，绿氢产量较蓝氢产量高58%～126%[15-20]。氢能已成为未来能源转型的明确发展方向，而可再生能源电解水制氢是未来氢源获取的主要方式。中国已经完成了氢能产业的“1 + N”政策体系搭建，现已有21个省份、50多个地级市发布了其氢能产业规划与政策。氢能已成为未来能源转型的明确发展方向。新疆、内蒙古、山西和宁夏等省都提出重点发展大规模离网式可再生能源电解水制氢，打造风光制氢一体化和绿氢基地的目标。可以预期的是，未来中国可再生能源和电解制氢产业将高速发展，全产业链成本也将持续降低。目前碱性和质子交换膜（PEM）电解槽的投资成本正在分别以每年9%和13%的速率快速下降，氢燃料电池和储氢罐成本也分别以每年11%～17%和10%～13%的速率下降[21]。

国际能源署预测，2022—2027年全球可再生能源新增产能的2%（约50 GW）将用于制氢，其中中国在工业和交通脱碳及电解槽产业快速发展的推动下，到2027年将有超过18 GW的可再生能源用于制氢[1]。中国氢能联盟预计，到2030年中国氢气年需求量将达到约3715 × 104t，在终端能源消费中占比约5%；2060年氢气的年需求量将达到约1.3 × 108t，在终端能源消费中占比达到20%（图1）[22-23]。届时氢气的生产结构和消费结构见图2，其中生产端75%的氢气来自绿氢，消费端90%的消费在工业和交通领域。

图1 2030—2060年中国氢气预测需求及其在终端消费中的占比Fig. 1 China’s hydrogen prediction demand and its share in terminal consumption from 2030 to 2060

图2 2060年中国氢气的生产结构（内环）和消费结构（外环）Fig. 2 Production structure (inner loop) and consumption structure (outer loop) of hydrogen in China in 2060

绿氢还是全球能源结构向可再生能源为主转型的关键媒介，其作为零碳能源可在电力、交通、化工、冶金和建筑等领域中应用，推动这些高碳行业实现深度脱碳[24-26]，从而形成可再生能源、电网和下游氢气市场协同、共赢的局面。氢能产业的快速发展和长期向上的需求趋势，将带动可再生能源制氢和氢储能的发展[27]。

氢储能具有承担储能和消纳的双重特性，从而成为实现不稳定电力跨季节、跨空间和大规模储能的最优方案之一[28]，并可有效化解波动性电力上网难、上网价格低和时空分布不均衡的难题。中国已有超过20个省份发布了新能源强制配置储能的相关政策[29]。在这些政策中，储能配置比例基本在5%～20%，时间在1～4 h，一些省市规定制氢装机运行容量视同配建储能容量。由于氢气密度低，仅为0.083 kg/m3，单位体积能量密度为11.8 MJ/m3，仅为天然气的1/3，增压至70 MPa后，密度也仅为40 kg/m3[30-31]，高压储运氢气的难度大、成本高，因此在较高体积能量密度下储存和消纳氢气是构建氢储能系统的关键。

PTX技术通过化学合成的方式，将绿氢与CO2或N2结合转化为便于储存、运输和使用的绿色甲烷、绿色甲醇、绿氨、绿色油品和化工品等（图3）[32-33]，获得与化石能源相当的质量能量密度及体积能量密度，从而利用已有能源基础设施，实现大规模储存、运输和利用。PTX可作为可再生能源大规模、跨区域传输方案，实现比运输电力和氢气更高的效率[34]。以液氨运输为例，在常规的氨运输中，通常选择冷却和加压存储的组合，液氨的氢体积密度是液氢本身的1.5倍，运输距离为1 × 104km时，其运输成本约为16.7 CNY/kg（2030年），且有望在2050年下降至4.7 CNY/kg，远低于氢气的运输成本[35]。以下重点对电制甲烷、甲醇和氨这3条技术路线进行阐述。

2 PTX技术及其应用分析

将CO2通过加氢化学转化为高能量密度的合成燃料，是一种理想的CO2循环利用技术，产品主要为C1、C2和其他烃类化合物，其中C1产品主要包括甲醇、CO和甲烷等[36]。绿电制合成燃料中，电制甲烷、电制甲醇和电制油品也属于CO2加氢转化技术范畴，但其中的氢气来自于可再生能源电解水制氢。

甲烷、甲醇、氨和油品可与氢气灵活转换，利用其能量密度高、易于大规模储运等优点，可以利用甲烷、甲醇、氨和油品的输运与高压输电联络线，共同构建区域间的多元化能源输送和消纳渠道，与绿电-绿氢系统协同互济，深度参与绿电消纳和跨区域能量传输及系统调度[37]。

2.1 绿电制绿色甲烷

电网和天然气网是能源领域中两个基础设施，是最完善、规模最大和终端普及率最高的能量传输载体和配送网络[38]。通过电制氢和电制甲烷技术，能够实现两个巨大能量网络的连通，与天然气管道掺氢、天然气发电（燃气轮机发电及分布式）、天然气掺氢发电、氢燃料电池发电（固定式及分布式），以及天然气高温燃料电池（SOFC）发电等形成能够储能和调峰的闭环（图4）。PTM包括CO2甲烷化和固体氧化物电解池共电解CO2和水蒸气制甲烷两种技术路线。

（1）CO2甲烷化技术路线

可再生能源先通过电制氢，与工业捕集的CO2发生甲烷化反应，生成替代天然气（E-gas或SNG），化学反应见式(1)，技术流程见图5。CO2甲烷化反应是典型的强放热反应过程，高压、低温有利于提高其转化率，250～300 °C开始发生反应，约17%的化学能会以热量的形式释放。10 × 104kW·h绿电可以制备1.8 t绿氢，生产3.5 t甲烷产品，同时减排9.6 t CO2，既实现了大规模可再生能源的储能与消纳，又实现了碳减排。

图5 CO2甲烷化技术路线Fig. 5 Technology pathway of CO2 methanation

（2）固体氧化物电解池共电解CO2和水蒸气制甲烷技术路线

使用可再生能源电力，固体氧化物电解池（SOEC）能在阴极把CO2和水蒸气电解转化为CO和H2，同时在阳极产生O2（式(2)），是一种高温（700～900 °C）CO2电转化技术，燃料侧除了电化学反应外，也会在温度大于600 °C时在催化剂表面处发生逆水汽变换反应（式(3)）[39-40]，制出的CO和H2通过甲烷化反应生成甲烷（图6）。SOEC共电解CO2和水蒸气的最新研究方向，是直接在SOEC内部定向合成甲烷，不再经过合成气和甲烷化的步骤，这将大大简化工艺流程，提升该技术路线的经济性，但技术难度较大，还不成熟，是未来研究的重点。在对带压管式SOEC共电解直接定向合成甲烷的研究中，甲烷的生成率约为39.5%，产率较低，需进一步提高定向合成的生成率[41]。SOEC电堆距离商业化实施仍面临耐高温材料选择、单电池电解效率提升、电堆长期稳定运行和降低成本等挑战[42]。

图6 SOEC共电解二氧化碳和水蒸气制甲烷技术路线Fig. 6 Technology pathway of methane production by SOEC with CO2 and water vapor co-electrolysis

相比PTH，PTM对储存设备要求低，需要的储存设备容积更小，且能利用已有天然气工业的设备设施，与天然气市场很好地动态匹配。PTM系统具备分秒级的快速响应能力，可增加电力系统的灵活性，尤其适用于未来高比例可再生能源的新型能源生产和消费结构场景。将“零碳天然气”作为大规模可再生能源储存、运输、分配和利用的载体，PTM有利于实现电网、天然气网、热网和CO2市场的互联、平衡和流通[43]。

2.2 绿电制绿色甲醇

甲醇是优质的液体燃料和大宗化工原料，有成熟的储运基础设施和稳定的下游用户。甲醇还是高效的氢载体和能量载体，储氢质量分数为12.50%～18.75%[44-45]。甲醇的公路运输成本低于0.5 CNY/(km·t)[46]，远低于高压氢气管束车运输。到达市场的绿色甲醇既可直接应用于化工生产，也可通过甲醇重整等方式制氢。甲醇作为化工原料可以通过制烯烃（MTO）、芳烃（MTA）和烃类（MTH）等，进一步转化为低碳烯烃、芳烃和汽油等高附加值化学品和燃料[47]。

CO2加氢制备甲醇过程包括直接转化和间接转化（CO2先经过逆变换转变为合成气再制甲醇）两种路线。电制甲醇优选CO2直接加氢合成技术路线，工艺流程相对大幅简化，是未来发展的主要方向。电制甲醇每生产1 t甲醇可以转化1.37 t CO2，能够实现CO2资源化循环利用及可再生能源制氢的大规模消纳。CO2加氢直接制备甲醇中，可再生能源电解制出H2储存至缓冲罐，与捕集的CO2在甲醇合成反应器中进行反应，反应温度为200～300 °C，压力为5～10 MPa，在Cu、Zn或Pd基催化剂作用下合成粗甲醇（式(4)）[48-50]，粗甲醇经过精馏提纯后成为高纯度甲醇产品。甲醇合成为放热反应，因此低温高压有利于合成[51]。甲醇的选择性、转化催化剂的活性和稳定性是该技术的关键因素，而技术的经济性受可再生能源电力成本、电解水制氢成本和CO2价格的影响较大。

中国已经完成了电制甲醇技术的开发和示范，2020年，中国科学院大连化学物理研究所的千吨级“液态阳光”示范项目在甘肃兰州成功运行，将10 MW光伏用于两台1000 m3/h电解槽制氢，H2与CO2在ZnO/ZrO2催化剂作用下合成甲醇产品，产品规模1200 t/a[52]。据估算，未来项目规模放大至10 × 104t/a后，不考虑碳交易情况下，当电解制氢成本为11 CNY/kg，CO2价格为120 CNY/t时，制甲醇总成本为3000～3500 CNY/t。当可再生能源电价为0.2 CNY/(kW·h)时，电制甲醇可与煤制甲醇竞争，若考虑碳权交易和碳税收益，经济性还会进一步提升。

2.3 绿电制绿氨

氨具有高能量密度和零碳的特点，在-33 °C、常压下即可液化，也可在20 °C环境温度和约0.9 MPa压力下液化，氨的体积含氢量达到121 kg/m3，是液氢的1.7倍，是典型有机物储氢介质甲基环己烷的2.6倍[53-55]，其储氢量更远高于高压气态储氢方式（表1）。氨易于存储和运输，可用于制造氨水、硝酸、胺类、铵盐、纯碱、氮肥和制冷剂等，是一种重要的化工原料，具有完善的运输、处理设施和下游市场，可与绿氢耦合形成全过程零碳的“氨-氢”能源体系[56]。氨还可以与CO2结合得到尿素，尿素既是一种重要的氮肥，也是一种稳定、无毒和易于储存的载体。液氨作为氢载体具有很多优点，公路运输液氨的成本仅为0.1 CNY/(kg·km)[57]，液氨管道基础设施成本也仅为天然气管道的50%、氢气管道的25%[55]。1条年输电量为500 × 108kW·h的1000 × 104kW特高压直流通道，按热量等价相当于年输送150 × 104t氢气或970 × 104t液氨[58]。

在温度为350～500 °C、压力为10～15 MPa的条件下，N2和H2可在铁系或钌系催化剂作用下生成氨（式(5)）[62]。如果该合成过程的能源和原料制取都采用绿色能源，则产品可称为“绿氨”。合成氨过程能耗大，需要稳定的电源，项目宜建在可再生能源电站附近，且需要配置大型储能设施。当可再生电力价格分别为0.1 CNY/(kW·h)和0.2 CNY/(kW·h)时，合成绿氨的成本分别为2200 CNY/t和3600 CNY/t，若考虑碳税，相比传统煤制氨已具有竞争力[63]。如果到终端需要将氨转化为氢气，则合成和脱氢两次转化过程的总体效率约为35%，如果在发电、船舶动力和工业燃料等领域，直接用于氨燃气轮机发电、氨燃料电池发电和氨内燃机，效率会大幅提升。未来，氨在航运业领域的应用前景广阔，国际能源署预测，要实现2070年航运业零碳排放，2050年全球以绿氨为动力的船舶占比将达到58%[64]。电制氨也可作为高效的绿电转化和消纳方式，形成具有广阔发展前景的氨产业链，但该过程仍需研究如何降低合成氨的温度和压力，进一步降低能耗和成本，以及降低氨泄漏造成的环境风险[65-66]。

3 结语与建议

双碳目标正在促进中国能源低碳化的加速转型，未来可再生能源在能源结构中的比例会越来越高，将面临如何实现大规模可再生能源存储和消纳的巨大挑战。PTX通过化学合成转化，虽然在生产侧造成了一定程度的效率降低，但通过氢基化学品的形式大幅提高了能量储运和配送环节的效率，且在消费端能够充分地与已有天然气、甲醇、氨和油品市场融合，可以在全产业链充分利用已有的能源基础设施和市场，支撑能源体系向高比例可再生能源转型，降低能源转型过程的社会成本和碳排放。

目前全球能源结构中，氢气和氢基化学品燃料占比仅约0.1%，未来随着可再生能源成本的下降和降碳收益的增大，预计到2030年和2050年将分别达到2%和10%，PTX有望成为可再生能源的战略“伴侣”。中国PTX仍处于初期探索阶段，存在技术不成熟、转化过程能量损失高和产品成本较高等难题，但PTX发展已呈现加速态势，除电制甲烷外，目前电制绿色甲醇、绿氨都已有示范项目。

建议从政策层面支持可再生能源的多元化消纳，与CO2的捕集和规模化转化利用相结合，推动电制氢、电制绿色甲烷、电制绿色甲醇、电制绿氨，以及电制绿色油品的技术发展，培育从制备、储运到消纳的产业链，为大规模可再生能源非电消纳提供综合解决方案。将PTX与风、光、储、氢融合，形成互补、协同、智能化的一体化项目，平衡风、光的波动性。构建相关技术标准体系，有序推进PTX的技术开发和示范应用，探索可再生能源到电、氢气、氧气、甲烷和热等“X”的多产品发展模式，并借助碳交易、天然气交易市场，实现PTX合理的“绿色溢价”。