POWER-TO-X，甲烷、甲醇和氨，为何绿氨最火

发布：2022-06-28 | 浏览：264

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，即可再生能源电解水制绿氢，绿氢转化为氨、甲醇、甲烷、合成气（进一步合成液体燃料）。
X都有什么？为什么要把H2变成X？甲烷、甲醇和氨这三个目前是常见的X路线，甲醇和甲烷耦合碳捕集促进碳捕集发展（也受限于碳源），氨与碳捕集无关（也不受制于碳源）。????₂ + 4??₂→ ????₄+ 2??₂?? ????₂ + 3??₂→ ????₃???? + ??₂?? N₂ + 3??₂→ 2N??₃
氢不是终极能源么？不是脱碳的必由之路么？有了氢不用，还把它变成别的，是不是有病，效率会不会太低？氢的储运成本极高，下游应用尚不成熟/或依赖储运。氢做为可再生能源的载体向难电气化端渗透，是需要规模化储运的。在广泛的纯氢管网和大规模廉价储氢等基础设施完善之前，氢的储运成本都将是高昂的，导致氢的至用户成本过高，这将抑制氢的需求；需求被抑制，反过来又抑制绿氢的规模化生产，导致规模化—降成本的路径受阻，即典型的鸡生蛋-蛋生鸡问题。Power-to-X是这一困局的潜在解决方案，我们认为也很可能是今后20年唯一的方案。如下图，同样的电网和管网建设成本下，管网的容量比电网要大得多。来源：蒂森克虏伯

氢的储运成本究竟多高？
H₂全产业链成本制氢-储氢-运输-加注（成本基于盐穴储氢）其中加注成本10元/公斤；制氢成本已从原图中扣除。来源：Markus Reuß, Hydrogen Road Transport Analysis in the Energy System: A Case Study for Germany through 2050 Energies 2021, 14, 3166.上图的依据：1-基于规模化绿氢生产300万吨/年+规模化氢燃料电池车和加氢站（12000座加氢站）考虑到德国的国土面积仅35.8万平方公里（接近云南省），这一密度相当的高！2-基于制-储-运-加注全链条；规模化储氢基于全宇宙最便宜的地下盐穴Salt Cavern。点对点的制氢+运氢成本可以很低，因为不需要规模化的储氢，随制随拉走，不拉走我也不存储，大不了就不要了（参考中国氯碱工业2017年放空25万吨副产氢），省了长时间储氢的钱（除了盐穴，其它储氢方式都超级贵，下一期我们讲储氢成本）。如此大的规模带来单位运输效率的大幅提升，尚且需要15元每公斤的储+运的成本（500公里）。该数值应该被视为储运成本的2050年最低值，亦如作者文章标题“德国2050年情景”。假如盐穴储氢换成其它液氢储氢，成本会达到20元/公斤。基于我国盐穴资源匮乏的国情，我们认为20元/公斤-500公里是我国氢气规模化储运成本的极限低值。氢气的低位热值LHV=33.3kWh/kg，20元/公斤的运输的代价折合0.6元/kWh H₂。
把H2变成X到底有多划算？哪个X最划算？下图对比了3种X，甲醇、甲烷和氨的每兆瓦时产品成本。来源：Hank C et al., Sustainable Energy & Fuels, 2020
该图的测算如下表，其中重要的前提包括：地点摩洛哥Morocco，风光互补，500MW风电（50%容量因数）+144MW光伏（27%容量因数），电力成本折合0.188元/kWh（汇率按7.5，下同）；配少量氢发电；电解水运行小时数接近4000小时，PEM电解槽成本4500元/kW；甲烷和甲醇的CO₂来自直接空气捕捉Direct Air Capture (DAC)；盐穴储氢（4000吨）；最后，最重要的，离网、离网、离网！假如你需要电网的帮助来凑够电解水和合成的运行小时数，那么想一想，我既然有强大电网了，不好好输电非要给你费这么大力气损失那么多能量去做氢或X？是不是有点不要L？就为了光伏指标？当然了，你可以吹我起到了平衡电网啊削峰填谷啊之类的作用，或者电网们寄希望的氢储能——以后会有一期讲氢储能的真实成本、讲用制氢平衡电网的限制条件（比如低成本地下储氢，电力市场价格改革），依然会用数据说话。

	NH₃	CH₄	CH₃OH
风电 MWp	506	509	578
风电容量因子	0.50	0.50	0.50
光伏 MWp	144	153	220
光伏容量因子	0.27	0.27	0.27
可再生电量 Gwhel/年	2,573	2,606	3,067
可再生电价欧元/kWh	0.025	0.025	0.025

电解水PEM
小时数	5,848	5,923	6,970
单位投资成本欧元/kW	600	600	600
系统寿命年		20
电堆寿命年		10
储氢盐穴
容量 m3	608,410	630,240	756,230
ASU/DAC 空分/空气捕捉
容量吨/天	556	708	872
单位投资成本欧元/吨/年	54	200	200
合成
单位投资成本欧元/吨/年	427	723	227
容量吨/天	667	241	612

以X是甲烷为例：电-H₂的成本是0.57元/kWh，电-H₂-甲烷的成本是0.765元/kWh（汇率7.5）。氢的储运成本如上分析，为0.6元/kWh，即H2 的至用户成本为1.17元/kWh甲烷的储运成本，假如考虑注入管网则近似为零；假如考虑液化/卡车运输，则LNG 0.6元/吨/公里（1）+储气成本0.3元/立方米(2)，折合0.05元/kWh。即甲烷至用户成本为0.82元/kWh，是H₂的70%。

除了节约了30%的成本外，还有如下更重要的作用：1-天然气管网不需要重建基础设施 vs 氢气储运需要从零完善基础设施（需要很多年）2-天然气至用户不需要改造下游即可应用（发电、LNG重卡）vs 氢气下游能源应用需要从零发展（注意，炼厂加氢和氢冶金不是能源应用而是原料）(1)隆众资讯数据/(2)2019 马政宇储气能力建设与LNG接收站投资回报分析
按照产品单位热值成本计算，做哪个都差不多，因为：1-能量守恒；2-合成步骤，三个X的效率没有本质差别；3-合成步骤的成本占总成本比重较低（除非电价超低比如0.05元/度），比如氨需要N2分离成本低于空气捕捉CO2，但其合成装置投资成本也高于甲烷和甲醇合成，相互抵消。注意，这个效率不包含合成步骤余热的利用的。没有抹黑绿氨的意思，不同文献和报告给出的数字是不同的。这些数字只是大致的，并不代表绝对效率优劣。甲烷消耗了最多的H2，但是甲烷的热值也是最高的，如下表。

	热值kWh/kg	2021山东元/吨	2021山东折合热值元/kWh	2022山东元/吨	2022山东折合热值元/kWh
甲烷	13.89	5500	0.40	7500	0.54
甲醇	5.58	2500	0.45	2800	0.50
氨	5.17	4000	0.77	4500	0.87

如果是你，按照以上表的价格，做为能源动力，假设发电或提供动力的设备转化效率近似，那你选择哪个？肯定不会选择氨，因为氨提供动力又贵又不成熟。以交通应用方面的内燃机和发电应用方面的燃气蒸汽联合循环发电为例，前者效率35-40%，后者为55-60%，与天然气没什么本质区别。如果你想将氨做为化肥原料出售，那恭喜你，你比绿色甲烷和绿色甲醇的都更接近盈利。反过来想一下，现在传统氨4500一吨，折合0.87元/kWh，这相当于12000元/吨的天然气（绿色天然气也不用这么贵）！
根据隆众咨询数据库，截止 6 月2 日合成氨煤头利润在1975 元/吨，气头在1200 元/吨；5 月，西北煤制甲醇市场毛利为-502 元/吨（没错，是负的，经常负），西南天然气制甲醇市场毛利为 365元/吨。
最后，其实除了这三个，通过固体氧化物燃料电池将CO₂+H₂O进行共电解产生合成气，进而合成气通过费托反应合成油品，也是一种非常值得推进的路线。目前看来，假如SOEC能够成熟起来，共电解路径由于SOEC高温和下游化工合成放热集成，效率极高，电-燃料综合效率可以达到80%以上，将会统治电到碳氢化合物路径。https://www.sunfire.de/en/
为啥全球都在做绿氨？全球？对不起，你可能看错了。主要是：1-风光资源非常好的地方；2-想接着脱碳的趋势把风光“出口”；比如澳大利亚，比如南美阿根廷智利。欧洲和日本也乐于见到并促进其参与到绿氨项目中，寄希望于别人低成本的绿氨到了自己国家，在用户端分解成氢的成本，比自己国家制氢-储运至用户的成本要低——这有可能；或者直接使用绿甲烷、绿甲醇脱碳。
比如前面引用的三个X成本对比图——出处文章的测算宗旨，是了解在摩洛哥（沿海）制X再通过海运运送到德国的成本情况。作者的结论是，从包含产品液化+海运的总效率来讲氨最优，但是氨的下游只有一条现实的路就是“高能耗的氨分解制氢”，直接氨应用和低温氨分解都还非常早期；甲烷和甲醇效率低一些，但下游应用广泛成熟。如果剔除液化和海运，从作者数据来看甲烷综合得分会更高，因为下游应用成熟；甲烷本身是温室气体，需要考虑控制其泄露的问题，是硬伤。
我们认为，如果不是可再生能源出口型资源国家，大规模搞绿氨但放弃发展绿色甲烷和甲醇，是非常值得商榷的。以后会选择一期评述一下澳大利亚和智利的风光资源，以及对应的绿氢/绿氨成本。

小结

1. 1.氢的储运问题中期内无法解决，只能靠Power-to-X。

2. 2.假如有成熟的纯氢管网（不是掺氢），下游应用成熟起来，氢是王者（比如2050年），不需要任何X！

3. 2.将氢变成甲烷、甲醇和氨，从能源角度看，三者单位热值生产成本接近。

4. 3.将氢变成甲烷、甲醇和氨，从原料角度看，氨最容易实现盈利。

5. 4.目前从逻辑和数据上看，都没有证据证明应该将氨放在甲烷和甲醇之上。

最后，以成本对比图来源文章的总结，做为我们的总结：“总之，可以得出结论，以PtX产品的形式进行可再生电力的长途运输是走向全球社会去化石化的重要一步。然而，在全球社会去化石化的巨大希望完全寄托在廉价进口的PtX能源上之前，应该同时继续采取其他严格措施。这方面的内容包括提高生态充分性、显著减少运输、使用区域可用的可再生能源，以及在合理的情况下，与电池相结合的直接电气化。无论如何，我们目前化石燃料社会的直接和间接电气化都将需要大量可再生能源，而对于许多国家来说，当地现有的可再生能源发电厂无法完全覆盖这些能源。H2技术的持续市场增长和不断提高的技术成熟度水平导致所有PtX级别的成本不断降低。以PtX产品的形式进口可再生能源并不是遥远的未来愿景。它们将使重型、海上交通、航空和（石油）化工等部门能够以可接受的成本实现去石化的紧急步骤成为可能。无论如何，有希望的可再生能源国家出口大量可再生能源和PtX产能也必须有助于当地能源系统的去矿化。当地居民应受益于附加值，并应严格遵守环境法规。这是避免当前全球化石燃料贸易出现巨额赤字的唯一途径。”