馬建力，李 琦，陳祥榮，李小春，譚永勝

(1.中國電建集團 華東勘測設計研究院有限公司，杭州 311122；2.中國科學院 武漢巖土力學研究所巖土力學與工程國家重點實驗室，武漢 430071；3.中國科學院大學，北京 100049)

電轉氣（power-to-gas，PtG）技術是一項通過水電離技術，將電能轉化為高能量密度可燃氣體的化學儲能技術。氫氣（H2）是其第1階段產(chǎn)物，隨后與捕集的二氧化碳（CO2）發(fā)生催化反應可人工合成甲烷（CH4）氣體。整個過程所需能源僅來自可再生能源，并可消耗溫室氣體CO2，進而達到碳中和的目的[1]。如圖1所示。為滿足經(jīng)濟性和大容量儲能的需求，結合地質儲能的電轉氣技術將會是解決未來能源、氣候問題的有效解決辦法之一[1]。

圖1 電轉氣地質儲能技術流程圖Fig.1 Power-to-gas based subsurface energy storage flow chart

近幾十年來，國內外學者圍繞電轉氣地質儲能技術開展了許多研究工作，積累了豐富的研究成果和經(jīng)驗。主要分為技術綜述和經(jīng)濟性研究兩大類。

在技術綜述類研究方面，G?tz等[2]專注于電解制氫和甲烷化技術的研究，發(fā)現(xiàn)制氫成本是技術鏈中成本最高的。Schiebahn等[3]基于電解制氫和甲烷化技術分析，研究了氫能與人工合成甲烷的利用方案選擇，發(fā)現(xiàn)將可再生氫或甲烷供入天然氣管網(wǎng)時，成本是傳統(tǒng)天然氣的數(shù)倍。Guandalini等[4]發(fā)現(xiàn)較強的太陽能輻射和可再生能源中較大份額的風能占比有利于提高PtG儲能系統(tǒng)的儲能容量。馬建力等[1]對電轉氣地質儲能展開技術綜述，評價了該技術在中國所面臨的機遇與挑戰(zhàn)。

經(jīng)濟性研究方面，Breyer等[5]將電轉氣儲能技術與現(xiàn)有的制漿廠和附近的生物柴油廠進行了整合，發(fā)現(xiàn)如果可以將電力并入電網(wǎng)提供服務，該技術將是經(jīng)濟有益的。Budny等[6]研究了3個投資案例，第1個是利用電轉氣技術直接銷售人工合成天然氣的案例，第2個是在市場需求和電力生產(chǎn)之間進行短時套利的案例，第3個是市場電力供需平衡的案例；該研究表明，對于短時間套利案例，利用現(xiàn)有燃氣管道儲存是一種較優(yōu)的選擇；而對于長期大容量的穩(wěn)定儲能需求，地質儲層儲存將更為適合。Leonzio[7]對德國基于電轉氣儲能技術發(fā)電廠的設計和可行性進行了研究，結果表明，100%利用可再生能源來滿足社會和發(fā)電廠的能源需求在經(jīng)濟上是可行的。分析發(fā)現(xiàn)，目前研究大多集中于電轉氣技術階段，針對結合地質儲能的電轉氣全過程的相關研究很少。電轉氣地質儲能過程不僅包含電解制氫與甲烷化，還包括CH4和CO2兩種流體的地質儲存過程。電轉氣地質儲能作為一項有望對中國未來能源產(chǎn)業(yè)結構調整、溫室氣體排放控制以及能源戰(zhàn)略儲存等方面起到積極作用的技術，對該技術的經(jīng)濟性分析十分有必要。

本文對電離制氫、甲烷化、CH4地質儲能及CO2地質儲能分別展開技術經(jīng)濟分析，并通過與抽水蓄能和壓縮空氣儲能方式對比，明確了全過程電轉氣地質儲能的經(jīng)濟性與應用潛能，其中對歐元進行人民幣換算，匯率按1歐元兌換7.85元人民幣為準。

1 電轉氣技術經(jīng)濟性分析

電轉氣技術是從可再生能源向人工合成甲烷轉化的過程，主要能耗集中于電離制氫和甲烷化過程，因此，對電離制氫和甲烷化過程進行技術經(jīng)濟性分析。

1.1 電離制氫技術經(jīng)濟性分析

目前，適用于電轉氣技術的電解制氫主要有3種方式，分別是堿性電解液電解技術（alkaline electrolysis,AEL）、聚合物電解質膜技術（polymer electrolyte membrane,PEM）、高溫固體氧化物電解技術（solid oxide electrolysis cell,SOEC）。3種電離制氫技術的關鍵運行參數(shù)如表1所示。

表1 3種電離制氫技術的關鍵運行參數(shù)[2,8-17]Tab.1 Key operational parameters of three different electrolysis[2,8-17]

AEL是目前最為成熟且已經(jīng)發(fā)展至商用階段的電解制氫技術[18]，其中，KOH或NaOH被用作電解液進行產(chǎn)氫。在運行期間，AEL技術可以調節(jié)其電解速率，調節(jié)范圍可為其額定速率的20%～100%，最高可超負荷至其額定速率的150%。AEL技術的氫轉化效率為43%～66%。該技術的可調控性使其更適用于電轉氣儲能技術中可再生能源的不穩(wěn)定供給，但是每次調節(jié)需要重新啟動電解系統(tǒng)，該過程需要30～60 min。此外，該技術另一個無法避免的問題是在電解過程中需使用高腐蝕性電解液，為保證系統(tǒng)安全運行將花費大量維護費用[19]。由表1可知，在使用壽命方面，該技術長達30 a，相較于其他兩種電解制氫技術更有優(yōu)勢[2,8-11]。

PEM首次被商用于1978年，該技術基于固體聚合物膜進行電解制氫[12]?；贕ahleitner的研究[10]，可知PEM技術相較于AEL電解技術冷啟動快，系統(tǒng)靈活性高，更適于間歇性的能源供給，符合電轉氣技術的特點，且PEM技術氫轉化效率可達68%～72%。但是，由于固體聚合物膜成本高，消耗快，該技術目前比AEL技術價格更為昂貴。另外，其使用壽命也低于AEL技術。

SOEC是最新開發(fā)的電解技術，目前仍處于實驗室研究階段，使用氧化鋯（ZrO2）摻雜三氧化二釔（Y2O3）作為電解質，高溫下氧離子（O2-）具有很強的導電性[16]。理論上其轉化氫氣的效率可達到98%。此外，該系統(tǒng)還可以利用系統(tǒng)余熱，進一步提升系統(tǒng)能效，會對電轉氣技術的能效產(chǎn)生很大的積極影響。但是，由于系統(tǒng)高溫運行，其電解質材料消耗過快難以保證系統(tǒng)長期穩(wěn)定運行，高溫下產(chǎn)氫的純度不高，需要進一步提純；并且，SOEC不適用于間歇性的能源供給，系統(tǒng)靈活性還有待提高。

表2對比3種電解制氫技術的投資成本，匯總了Reytier等[14]、德國ELB電解技術公司（ELB Elektrolysetechnik GmbH,ELB）[20-21]、德國西門子公司（Siemens）[20-21]及法國環(huán)境與能源咨詢公司（Environment and Energy Consultant,E &E）[22]的研究結果。由表2結果發(fā)現(xiàn)：在經(jīng)濟成本方面，目前，AEL比PEM更具有經(jīng)濟可行性，當前PEM的投資成本至少是AEL的兩倍。由于受到電解系統(tǒng)的電解條件影響（包括壓力、電解規(guī)模等），具體投資成本會有所不同，目前AEL的投資成本約為7 850 元/kW，PEM的投資成本約為15 700～18 840 元/kW。而SOEC技術，由于目前信息有限，Reytier等[14]估算其投資成本約為17 270 元/kW，并有望在2030年前后降低至7 850 元/kW的水平。

表2 不同電解技術投資成本估算對比[14,20-22]Tab.2 Comparison of capital expenditure of different electrolysis systems[14,20-22]

由于目前AEL相對成熟，已經(jīng)商業(yè)應用了幾十年，技術提升降低其投資成本的可能性不大?；诘聡鏖T子公司的研究成果[21]，隨著電解技術的不斷進步，有望在后期逐步降低PEM的投資成本。根據(jù)法國ENEA咨詢公司的研究結果[23]，PEM的投資成本有望在2030年前后低于7 850 元/kW，到2050年前后不超過4 317.5 元/kW。

1.2 甲烷化技術經(jīng)濟性分析

甲烷化是指通過化學反應將CO2與H2催化合成CH4，具體如反應式（1）所示：

完成甲烷化過程有兩大類技術：生物甲烷化和催化甲烷化（三相甲烷化、流化床甲烷化及絕熱固定床甲烷化）。由于催化技術在工業(yè)歷史中扮演著重要角色，因此催化甲烷化是當前科學研究的重點方向。而生物甲烷化是催化選擇的一種新興替代方法，具有降低成本的可能，但仍面臨規(guī)模難以擴大的困難。表3對比了生物甲烷化技術、催化甲烷化中的絕熱三相甲烷化技術和絕熱固定床甲烷化技術過程[24-32]。引入一個描述催化劑處理能力的概念，即氣時空速（gas hourly space velocity,GHSV），如式（2）所示：

式中，F(xiàn)V,G,in為輸入反應器的氣體體積流速，VR為反應器體積。GHSV值越大，說明單位體積催化劑所能處理的反應物量越大，即催化劑的處理能力越強。表3中，GHSV是在甲烷氣體處于干燥氣態(tài)條件下測得的。

從表3可知：與生物甲烷化相比，催化甲烷化技術中的絕熱固定床甲烷化速度要快得多，三相甲烷化技術的甲烷化速度在二者之間。與絕熱固定床甲烷化技術中的反應器相比，生物甲烷化需要一個體積更大的反應器來轉換原料氣流量。對于生物甲烷化，最大的GHSV值為100 h-1，這是一個樂觀值，根據(jù)文獻公布的結果[26-30]，目前GHSV小于10 h-1或小于1 h-1更為真實。

表3 生物甲烷化技術與催化甲烷化技術過程對比[24-32]Tab.3 Comparison of biological and catalytic methanation process[24-32]

目前，僅對生物甲烷化在實驗室或中小規(guī)模上進行了研究（例如，PtG-Foulum-Project[20]，將H2作為原料氣體，注入速率為50 m3/h，且GHSV小于10 h-1）。三相甲烷化技術僅在實驗室規(guī)模下進行過測試（H2原料氣注入速率最大為1 m3·h-1）。這兩種甲烷化技術目前都正處于測試階段。相比之下，絕熱固定床甲烷化技術已處于商業(yè)應用階段。

表4從經(jīng)濟成本方面對E &E公司[22]、ENEA研究公司[23]、Ausfelder[33]、Sterner[34]等的催化甲烷化技術研究結果展開投資成本對比。由表4結果發(fā)現(xiàn)：甲烷化技術的進步使催化甲烷化技術投資成本隨時間推移呈下降趨勢。由于受到甲烷化系統(tǒng)的運行條件影響（包括壓力、甲烷化規(guī)模、反應器容量等），具體投資成本會有所不同。根據(jù)E &E研究結果可知，催化甲烷化技術投資成本在2015年時約為11 775 元/kW，預計到2030年可以降低為3 925 元/kW[22]。2015年，ENEA與E &E的催化甲烷化投資成本估算研究結果一致，也為11 775 元/kW，但是，該機構預計2030年的投資成本高于E &E的研究成果，為7 850 元/kW，并預計2050年催化甲烷化投資成本為5 495 元/kW[23]。Ausfelder等對2050年的催化甲烷化投資成本估算值為4 710 元/kW[33]。Sterner等對2015年甲烷化投資成本做出的估算值為15 700 元/kW[34]。

表4 催化甲烷化技術投資成本估算對比[22-23,33-34]Tab.4 Comparison of capital expenditure of catalytic methanation[22-23,33-34]

2 地質儲能技術經(jīng)濟分析

地質儲能過程中，在完成可再生能源向人工合成CH4轉換后，CH4和CO2兩種氣體的地質儲存成為主要能耗因素，因此，分別對CH4地質儲存與CO2地質儲存進行技術經(jīng)濟性分析。

2.1 CH4地質儲存技術經(jīng)濟性分析

電轉氣地質儲能對季節(jié)性和靈活性的需求很高，因此，分析主要地下儲氣庫的類型及其特征非常重要。由于每個地下儲氣庫具有不同的地質和工程條件，因此其儲量和能源供給適用性也有所不同[35]。在地質儲能過程中，將可以在地質儲層中儲存的最大CH4量稱為總儲氣量，總儲氣量包括墊層氣體和工作氣體。墊層氣體是永久封存于儲層中的氣體，一般為惰性氣體或CO2。封存墊層氣體的目的是保證儲層的壓力和氣體可輸送性。儲層中遠高于墊層氣體量的氣體稱為工作氣體，在具體的地質儲能項目中，工作氣體被注入和抽取。氣體的可輸送性可通過一天內從儲層中采出的氣體量來衡量。注入速率表示一天之內可在儲層中注入的氣體量?？奢斔托院妥⑷胨俾手苯尤Q于儲層中的總氣體量，因為其會影響整個儲層的壓力。當儲層中儲存的氣體量增加時，輸送速度會提高，而注入速度會下降。

地質儲能主要有3種儲存類型：枯竭油氣儲層、含水層以及鹽巖儲層。下面，將討論3種主要類型的地下儲氣庫和儲氣成本的差異。速度會提高，而注入速度會下降。

巖鹽儲層中的鹽穴儲能是通過人工造腔技術，將淡水泵入巖鹽儲層并將溶解儲層礦物后的鹵水排除，最終按照所需儲氣容量及地質條件限制，完成鹽穴造腔。由于鹽穴的儲能容量明顯小于枯竭油氣儲層或含水層，所以雖然與在枯竭油氣儲層或含水層儲能的投資相比，單個鹽穴的開發(fā)成本要相對偏低，但是在同等儲氣容量下，鹽穴中單位體積工作氣體的開發(fā)成本很高。另外，鹽穴中墊層氣體的需求量不高，僅占總存儲量的20%～30%，其余為工作氣體。由于鹽穴相對較小，并且具有很高的可輸送性和注入速率，因此工作氣體每年甚至可以被回采10～12次[35]。由于這些特性，鹽穴儲能主要用于高峰期的短期需求。

含水層地質儲能是利用地下含水的可滲透地層儲存CH4。含水層的開發(fā)成本相對較高，且具有較高地質風險，因此含水層作為地下儲能的使用率目前并不高。此外，這類儲能類型所需的墊層氣體量較高，占總氣體容量的60%～80%[35]。但是，含水層儲能可保證較高的可輸送性，使得工作氣體每年可以循環(huán)一次或多次。而且，含水層儲能擁有較大的儲能容量，大規(guī)模儲能可一定程度上降低單位體積工作氣體的開發(fā)成本。

最常見的地質儲能類型是枯竭油氣儲層。將枯竭油氣田改造成地下儲氣庫具有一些重要的優(yōu)勢。首先，基于過往的油氣生產(chǎn)，已經(jīng)掌握地層相關參數(shù)與系統(tǒng)運行數(shù)據(jù)，便于高效利用儲層進行儲能。其次，由于儲層原本就具有儲氣的能力，再次用作儲氣庫的安全性也有一定的保證。另外，廢棄枯竭油氣田本身自有的部分管道設施可被再次利用。但是，枯竭油氣田作為儲氣庫在運行中需要50%～60%的墊層氣體來維持儲層壓力[35]。與鹽穴相比，枯竭油氣田作為儲氣庫在運行中的可輸送性較低，工作氣體每年可循環(huán)次數(shù)也不高。因此該儲能類型常用于季節(jié)性氣體儲存。

CH4地質儲能設施的開發(fā)成本變化浮動很大，因為這些成本受儲能的類型及各項特性參數(shù)的影響。此外，由于儲氣庫項目的交付周期往往很長（5～10 a不等）[36]，因此投資成本也變得很高。影響投資成本最大要素之一是墊層氣的支出，因為總儲氣中有很大一部分氣體必須為墊層氣。而且，大多數(shù)墊層氣需要被永久封存，并不能在儲能項目結束時回采出來，這意味著投資者將蒙受損失。此外，在儲能項目生命周期內，還要承擔運營成本。這些費用與壓縮機設施的性能及氣體注入和抽取等活動均有關。

表5列出了聯(lián)合國歐洲經(jīng)濟委員會（United Nations Economic Commission for Europe，UNECE）在2000年提供的地下氣體儲存設施的投資成本[37]，計算結果基于儲能容量為1×108m3得出。

表5 CH4地質儲能投資成本[37]Tab.5 Investment costs in CH4 geological storage[37]

由表5可以看出：在歐洲，利用含水層儲能和枯竭油氣田儲能的投資成本在1.88～3.30 元/m3之間；利用鹽穴儲能的投資成本相對偏高，處于3.85～5.50元/m3之間。美國天然氣地下儲氣庫發(fā)展相對較早，技術成熟，且地質結構相對簡單，其投資成本普遍比歐洲低，含水層儲能投資成本為0.79 元/m3，枯竭油氣田儲能的投資成本為0.71 元/m3，而鹽穴儲能的投資成本為1.69 元/m3。由于歐洲和美國CH4地質儲能技術特征和地質條件有較大差異，歐洲和美國的投資成本相差很大。

另外，Clingendael國際能源組織（Clingendael International Energy Programme，CIEP）在2006年估算了開發(fā)儲層所需的投資成本，典型的儲存成本在0.39～1.18 元/m3之間[38]。按照1×108m3的既定儲能容量作為計算前提，枯竭油氣田儲能的投資成本為2.20 元/m3，含水層儲能的投資成本為2.51 元/m3，鹽穴儲能的投資成本為6.28 元/m3。如果枯竭油氣田儲能容量為2.5×109m3，則所需的投資成本為5.5×109元[38]。而鹽穴儲能的工作氣體容量要低得多，通常為5.0×107m3，則投資成本為3.14×108元[38]。除此之外，對CH4地質儲能設施的投資還需要用于建設管道基礎設施的支出。運輸成本取決于運輸距離、運輸能力和管道基礎設施的建設。通常情況下，每100 km的運輸成本在0.016～0.063 元/(m3·a)之間[38]。圖2為歐洲和美國CH4地質儲能投資成本更直觀的估算對比。

圖2 CH4地質儲能投資成本估算對比[37-38]Fig.2 Comparison of investment costs in CH4 geological storage[37-38]

2.2 CO2地質儲存技術經(jīng)濟性分析

CO2地質儲存的主要投資成本來自于鉆井、基礎設施和項目管理。不同的鉆井方式、深度、間距等都對儲存成本有著深遠影響。利用現(xiàn)存管道等基礎設施將CO2從集中式設施分發(fā)和傳輸?shù)秸军c內的井筒中，利用相關基礎設施對增強的石油、天然氣和煤層氣開采后的處理等也將納入成本估算中。項目管理方面的人力、維護、燃料成本、選址、儲層表征與評估、地球物理和工程可行性研究的費用等均對儲存成本有著至關重要的影響。

因此，CO2儲存成本估算因地而異，是針對特定地點的，這導致成本估算具有高度的可變性。成本取決于儲存選項的類型（如廢棄油氣田儲存或含水層儲存）、儲層形成的位置（陸地或海上）、深度和特征及任何可銷售產(chǎn)品的收益和價格等。

Hendriks[39]、Allinson[40]及Bock[41]等基于各個地區(qū)的代表性地質特征分別對歐洲、澳大利亞及美國的CO2地質儲存進行了全面評估。如表6所示，這些估算包括了投資、運營和場地表征的成本。由于電轉氣地質儲能中CO2并不作為石油增產(chǎn)或天然氣增產(chǎn)用途，因此成本估算不包含石油或天然氣增產(chǎn)帶來的收益。表6中：a代表Allinson等[40]在澳大利亞不同地點的多個案例的統(tǒng)計數(shù)據(jù)；低值是指最小值，中間值是中位數(shù)，高值是所有案件中的最大值；儲存成本的主要決定因素是注入速率和儲層特征（例如滲透率、厚度、儲層深度），而不是儲層類型（例如鹽水層、枯竭油田等）。b代表Hendriks等[39]統(tǒng)計儲層深度為1 000～3 000 m范圍內的CO2儲存案例，中間值代表最有可能數(shù)值。c代表的是Bock等[41]基于美國代表性儲層的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，定義了基本案例、低成本案例和高成本案，分別對應表6中的中間值、低值和高值。每種情況都有不同的深度、不同的儲層，以及不同的成本和油氣價格參數(shù)。

表6 不同CO2儲存方案中的成本估算[39-41]Tab.6 CO2 storage cost estimates for different options[39-41]

Allinson等[40]進行了涵蓋澳大利亞各地54個站點的CO2含水層儲存成本全面調查。表6中：第1行數(shù)據(jù)為Allinson等[40]對20個陸地儲存站點的數(shù)據(jù)的匯總，陸上儲存點的儲存成本的中位數(shù)為3.38 元/t，成本范圍為1.33～34.07 元/t；第4行數(shù)據(jù)為Allinson等[40]對34個海上儲存站點的數(shù)據(jù)的匯總，這34個海上CO2儲存站點的平均儲存成本為22.69 元/t，成本范圍為3.38～201.51 元/t。

Bock等[41]對美國陸上含水層中儲存的一系列案例進行了詳細的成本估算，其對地質特征的假設是基于20多種不同地層的統(tǒng)計得出的，這些代表性儲層的深度（700～1 800 m）、厚度、滲透率、注入速率和井筒數(shù)量都有較為廣泛的取值范圍。基本案例下評估的儲存成本（表6第3行）為3.38 元/t。高、低成本案例評估的儲存成本為2.67～30.07 元/t。這說明了輸入?yún)?shù)對成本估計產(chǎn)生的影響明顯。

根據(jù)Hendriks等[39]研究結果可知，在歐洲，深度為1 000～3 000 m的陸上含水層的CO2儲存成本（表6第2行）為12.72～41.37 元/t，最有可能的儲存成本為18.69 元/t。該研究還提出了在相同深度范圍內海上儲存的成本估計（表6第5行），其估算涵蓋了現(xiàn)有油氣平臺的再利用，儲存成本范圍為31.40～80.07 元/t，說明離岸封存成本高于陸上封存成本。

基于Hendriks[39]和Bock[41]等對CO2枯竭或廢棄油氣田儲存的研究結果，發(fā)現(xiàn)CO2枯竭或廢棄油氣田儲存成本與含水層儲存成本相當。對于枯竭氣田（表6第7行）[41]，基本案例估算的儲存成本為16.01 元/t，低成本和高成本案例估算的儲存成本分別為3.38 元/t和81.40 元/t。對于枯竭油田（表6第6行）[41]，基本案例估算的儲存成本為8.71 元/t，低成本和高成本案例分別為3.38 元/t和26.69 元/t。通過重復利用現(xiàn)有井筒，可以降低CO2儲存成本，但是如果需要對廢棄井進行修復，成本將增加。根據(jù)Hendriks等[39]在歐洲的研究結果可知：深度為1 000～3 000 m的陸上廢棄油氣田CO2儲存成本（表6第8行）為8.0～25.36 元/t，最有可能儲存成本為3.53 元/t；在相同深度范圍內海上儲存的估算成本范圍為25.36～54.09 元/t（表6第9行）。

3 電轉氣地質儲能技術成本對比

電轉氣地質儲能技術中生成的人工合成甲烷將按照能源供需情況來決定是進行地質儲存還是進一步再發(fā)電以補給電力的需求。利用電轉氣技術進行再發(fā)電的成本嚴重依賴于系統(tǒng)運行時間與電力價格。目前，已有很多學者對利用電轉氣技術產(chǎn)生人工合成甲烷發(fā)電的成本進行了估算[21-22,25,33,42-44]。表7按滿載荷運行時間列舉了相關學者對利用電轉氣技術產(chǎn)生人工合成甲烷發(fā)電進行成本估算的不同情景。

表7 利用電轉氣技術生產(chǎn)人工合成甲烷發(fā)電的成本估算情景[21-22,25,33,42-44]Tab.7 Scenarios of synthetic methane generation costs produced via power-to-gas[21-22,25,33,42-44]

從表7可以看出，根據(jù)不同的假設得出結果有所差異，估算成本與技術參數(shù)設定、系統(tǒng)滿載運行時間、電價及O2產(chǎn)量帶來的收益等均相關。

圖3直觀展示了表7的情景下利用電轉氣技術產(chǎn)生人工合成甲烷發(fā)電與用傳統(tǒng)化石能源（天然氣）和太陽能發(fā)電的成本對比。

圖3 基于電轉氣人工合成甲烷發(fā)電成本估值對比[21-22,25,33,42-45]Fig.3 Comparison of synthetic methane generation costs produced via power-to-gas[21-22,25,33,42-45]

由圖3可以看出：利用電轉氣技術產(chǎn)生的人工合成甲烷發(fā)電成本浮動范圍較大，優(yōu)化的技術參數(shù)設定、較長的滿載運行時間、較低的電價及較高的O2產(chǎn)量帶來的收益對降低人工合成甲烷發(fā)電成本均能產(chǎn)生積極影響。目前，利用傳統(tǒng)化石能源（天然氣）發(fā)電的成本大約在0.16～0.24 元/(kW·h)之間[45]，由圖3所示數(shù)據(jù)可知，利用電轉氣技術產(chǎn)生的人工合成甲烷發(fā)電成本比天然氣發(fā)電成本高出很多。

當滿載荷運行時間增長時，可以明顯降低電轉氣人工合成甲烷發(fā)電的成本，并且，隨著未來電解技術與甲烷化技術不斷進步，成本有望進一步降低。在滿載荷運行時長為3 000 h時，電轉氣人工合成甲烷發(fā)電成本為0.31～1.64 元/(kW·h)[44]，與太陽能熱電廠發(fā)電成本（1.49 元/(kW·h)）[45]相當，雖然電轉氣人工合成甲烷發(fā)電成本比傳統(tǒng)化石能源電廠更昂貴（天然氣發(fā)電的成本大約在0.16～0.24 元/(kW·h)）[44]，但相較于其他電力儲存方式（諸如抽水蓄能和壓縮空氣儲能等），該技術極具經(jīng)濟競爭力。并且，該技術對提升可再生能源使用比例及CO2減排有明顯積極作用，是未來能源轉型的有效方式之一。

表8基于2014年數(shù)據(jù)將電轉氣儲能與目前處于應用階段的其他儲能方式（包括抽水蓄能和壓縮空氣儲能）進行技術經(jīng)濟對比。

通過表8的對比發(fā)現(xiàn)，相較于抽水蓄能和壓縮空氣儲能，電轉氣地質儲能儲能容量更高，儲能時間可變范圍更廣，能量密度更高，且投資成本相當。但是電轉氣儲能目前仍存在的問題是儲能效率相對較低。基于前3節(jié)對可再生能源到人工合成甲烷生成過程的技術經(jīng)濟分析，發(fā)現(xiàn)電離制氫與甲烷化技術占據(jù)著很高的成本比重，嚴重影響整個技術的投資成本。電解技術與甲烷化技術的進一步提升，對提高系統(tǒng)能效并降低技術成本有著積極影響。

表8 不同儲能方式的技術經(jīng)濟對比[34,45-56]Tab.8 Comparison of techno-economics of different energy storage technologies[34,45-56]

4 電轉氣地質儲能技術在中國應用的機遇與挑戰(zhàn)

由于CO2捕集與封存技術與電轉氣地質儲能技術較為相似，且相對成熟，近年來CO2捕集與封存技術在全球的快速發(fā)展對電轉氣地質儲能中CO2地質封存過程有著重大借鑒意義。中國的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，這對電轉氣地質儲能中CH4地質儲存的發(fā)展有著重要積極影響。中國可再生能源的大力發(fā)展會催生可再生能源相關產(chǎn)業(yè)技術的進一步發(fā)展與升級，對電轉氣地質儲能中的電離制氫和甲烷化技術的進步十分有利。習近平主席提出的2060年前實現(xiàn)碳中和目標及碳交易市場的迅速發(fā)展，使電轉氣地質儲能技術在中國或將迎來較大發(fā)展機遇。

充足的可再生能源供給、充足的CO2源供給、適宜的地質儲層，以及相對完善的天然氣運輸管網(wǎng)等因素對電轉氣地質儲能選址有著重要影響。要找到滿足上述所有適宜條件的選址具有一定挑戰(zhàn)性。電離制氫和甲烷化是影響能效的主要因素，現(xiàn)階段，電轉氣地質儲能整體能效偏低，隨著未來電解技術與甲烷化技術進一步提升，技術成本降低和系統(tǒng)能效的提高將值得期待。目前，與傳統(tǒng)化石能源相比，電轉氣地質儲能在經(jīng)濟性方面還不具備競爭力，但與壓縮空氣儲能和抽水蓄能技術的發(fā)電成本相當。

5 結論

1）基于對3種電離制氫技術的技術經(jīng)濟性分析，目前AEL技術因較低的投資成本更具優(yōu)勢，大約為7 850 元/kW，但該技術的進步空間較小。隨著電離制氫技術的不斷進步，未來PEM技術和SOEC技術將逐步占據(jù)成本優(yōu)勢，PEM技術的投資成本有望于2050年降低至約當前AEL技術投資成本的一半。

2）基于對生物甲烷化和催化甲烷化的技術經(jīng)濟性分析，可知生物甲烷化及催化甲烷化技術中的三相甲烷化技術仍處于實驗和示范階段，催化甲烷化的技術中的絕熱固定床甲烷化技術因為有較成熟的商業(yè)應用更具技術優(yōu)勢。目前催化甲烷化技術投資成本處于11 775～15 700 元/kW之間。未來隨著技術進步，催化甲烷化技術的投資成本有望于2030年降低至3 925～7 850 元/kW，并且在2050年可能進一步降低至4 710～5 495 元/kW。

3）基于對CH4地質儲能的技術經(jīng)濟性分析，可知含水層儲能和枯竭油氣田儲能擁有較大的儲能容量，適用于季節(jié)性儲能。鹽穴儲能容量較小，主要用于滿足高峰期的短期需求。CH4地質儲能設施的開發(fā)成本變化浮動很大，因為這些成本受儲能的類型及各項特性參數(shù)的影響?；谝寻l(fā)表文獻數(shù)據(jù)可知，CH4地質儲能中含水層儲能與枯竭油氣田儲能的投資成本相當，在1.88～3.30 元/m3范圍內浮動；鹽穴儲能相對投資成本較高，約為其他兩種地質儲能技術的兩倍。

4）對CO2含水層儲存與枯竭油氣田儲存進行的成本估算結果表明，CO2地質儲存成本變化范圍很廣，在1.33～201.51 元/t之間浮動，說明不同的地質參數(shù)對成本估算有著重要影響。對于澳大利亞，所有CO2陸上儲存站點和大部分海上儲存站點的成本均低于34.07 元/t。對于美國和歐洲，除了歐洲海上儲存站點和美國枯竭油氣田的高成本案例外，CO2儲存成本通常低于41.37 元/t。因此，CO2儲存成本在3.38～41.37元/t 的區(qū)間內具有很大的應用潛力。

5）利用電轉氣技術產(chǎn)生的人工合成甲烷發(fā)電成本比傳統(tǒng)化石能源（如天然氣）的發(fā)電成本高出很多，使電轉氣地質儲能技術相較于化石能源發(fā)電不具備競爭性。然而，該技術發(fā)電成本與目前太陽能熱電廠發(fā)電成本相當。并且，相較于目前處于應用階段的抽水蓄能和壓縮空氣儲能技術，電轉氣地質儲能技術儲能容量更大，儲能時間可變范圍更廣，能量密度更高，且投資成本相當。雖然其系統(tǒng)能效偏低，但是有望隨著未來電解技術與甲烷化技術進一步提升得到大幅度改善。

6）CO2地質封存技術在中國的快速發(fā)展、中國的儲氣庫未來十年的建設高峰期、中國可再生能源的大力發(fā)展，以及政策積極的影響，使電轉氣地質儲能技術在中國或將迎來發(fā)展機遇。然而，電轉氣地質儲能對選址要求高，能效偏低且經(jīng)濟性還不具備充足競爭力，使得該技術在中國應用存在一定挑戰(zhàn)，不過，未來電離制氫與甲烷化技術的創(chuàng)新，系統(tǒng)能效、地質儲能模式、選址模型的優(yōu)化，與現(xiàn)有儲氣庫、天然氣管網(wǎng)、電網(wǎng)結合方法的優(yōu)化以及低碳政策的積極影響等，都將進一步提升電轉氣地質儲能技術在中國應用的潛能。