電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性分析

馬建力，李 琦，陳祥榮，李小春，譚永勝

(1.中國電建集團(tuán) 華東勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院有限公司，杭州 311122；2.中國科學(xué)院 武漢巖土力學(xué)研究所巖土力學(xué)與工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，武漢 430071；3.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100049)

電轉(zhuǎn)氣（power-to-gas，PtG）技術(shù)是一項(xiàng)通過水電離技術(shù)，將電能轉(zhuǎn)化為高能量密度可燃?xì)怏w的化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)。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(yīng)可人工合成甲烷（CH4）氣體。整個(gè)過程所需能源僅來自可再生能源，并可消耗溫室氣體CO2，進(jìn)而達(dá)到碳中和的目的[1]。如圖1所示。為滿足經(jīng)濟(jì)性和大容量?jī)?chǔ)能的需求，結(jié)合地質(zhì)儲(chǔ)能的電轉(zhuǎn)氣技術(shù)將會(huì)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(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)流程圖Fig.1 Power-to-gas based subsurface energy storage flow chart

近幾十年來，國內(nèi)外學(xué)者圍繞電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)開展了許多研究工作，積累了豐富的研究成果和經(jīng)驗(yàn)。主要分為技術(shù)綜述和經(jīng)濟(jì)性研究?jī)纱箢悺?/p>

在技術(shù)綜述類研究方面，G?tz等[2]專注于電解制氫和甲烷化技術(shù)的研究，發(fā)現(xiàn)制氫成本是技術(shù)鏈中成本最高的。Schiebahn等[3]基于電解制氫和甲烷化技術(shù)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(shí)，成本是傳統(tǒng)天然氣的數(shù)倍。Guandalini等[4]發(fā)現(xiàn)較強(qiáng)的太陽能輻射和可再生能源中較大份額的風(fēng)能占比有利于提高PtG儲(chǔ)能系統(tǒng)的儲(chǔ)能容量。馬建力等[1]對(duì)電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能展開技術(shù)綜述，評(píng)價(jià)了該技術(shù)在中國所面臨的機(jī)遇與挑戰(zhàn)。

經(jīng)濟(jì)性研究方面，Breyer等[5]將電轉(zhuǎn)氣儲(chǔ)能技術(shù)與現(xiàn)有的制漿廠和附近的生物柴油廠進(jìn)行了整合，發(fā)現(xiàn)如果可以將電力并入電網(wǎng)提供服務(wù)，該技術(shù)將是經(jīng)濟(jì)有益的。Budny等[6]研究了3個(gè)投資案例，第1個(gè)是利用電轉(zhuǎn)氣技術(shù)直接銷售人工合成天然氣的案例，第2個(gè)是在市場(chǎng)需求和電力生產(chǎn)之間進(jìn)行短時(shí)套利的案例，第3個(gè)是市場(chǎng)電力供需平衡的案例；該研究表明，對(duì)于短時(shí)間套利案例，利用現(xiàn)有燃?xì)夤艿纼?chǔ)存是一種較優(yōu)的選擇；而對(duì)于長(zhǎng)期大容量的穩(wěn)定儲(chǔ)能需求，地質(zhì)儲(chǔ)層儲(chǔ)存將更為適合。Leonzio[7]對(duì)德國基于電轉(zhuǎn)氣儲(chǔ)能技術(shù)發(fā)電廠的設(shè)計(jì)和可行性進(jìn)行了研究，結(jié)果表明，100%利用可再生能源來滿足社會(huì)和發(fā)電廠的能源需求在經(jīng)濟(jì)上是可行的。分析發(fā)現(xiàn)，目前研究大多集中于電轉(zhuǎn)氣技術(shù)階段，針對(duì)結(jié)合地質(zhì)儲(chǔ)能的電轉(zhuǎn)氣全過程的相關(guān)研究很少。電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)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(zhì)儲(chǔ)存過程。電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能作為一項(xiàng)有望對(duì)中國未來能源產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整、溫室氣體排放控制以及能源戰(zhàn)略儲(chǔ)存等方面起到積極作用的技術(shù)，對(duì)該技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性分析十分有必要。

本文對(duì)電離制氫、甲烷化、CH4地質(zhì)儲(chǔ)能及CO2地質(zhì)儲(chǔ)能分別展開技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，并通過與抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能方式對(duì)比，明確了全過程電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性與應(yīng)用潛能，其中對(duì)歐元進(jìn)行人民幣換算，匯率按1歐元兌換7.85元人民幣為準(zhǔn)。

1 電轉(zhuǎn)氣技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

電轉(zhuǎn)氣技術(shù)是從可再生能源向人工合成甲烷轉(zhuǎn)化的過程，主要能耗集中于電離制氫和甲烷化過程，因此，對(duì)電離制氫和甲烷化過程進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析。

1.1 電離制氫技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

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

表1 3種電離制氫技術(shù)的關(guān)鍵運(yùn)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(shù)[18]，其中，KOH或NaOH被用作電解液進(jìn)行產(chǎn)氫。在運(yùn)行期間，AEL技術(shù)可以調(diào)節(jié)其電解速率，調(diào)節(jié)范圍可為其額定速率的20%～100%，最高可超負(fù)荷至其額定速率的150%。AEL技術(shù)的氫轉(zhuǎn)化效率為43%～66%。該技術(shù)的可調(diào)控性使其更適用于電轉(zhuǎn)氣儲(chǔ)能技術(shù)中可再生能源的不穩(wěn)定供給，但是每次調(diào)節(jié)需要重新啟動(dòng)電解系統(tǒng)，該過程需要30～60 min。此外，該技術(shù)另一個(gè)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(yùn)行將花費(fèi)大量維護(hù)費(fèi)用[19]。由表1可知，在使用壽命方面，該技術(shù)長(zhǎng)達(dá)30 a，相較于其他兩種電解制氫技術(shù)更有優(yōu)勢(shì)[2,8-11]。

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

SOEC是最新開發(fā)的電解技術(shù)，目前仍處于實(shí)驗(yàn)室研究階段，使用氧化鋯（ZrO2）摻雜三氧化二釔（Y2O3）作為電解質(zhì)，高溫下氧離子（O2-）具有很強(qiáng)的導(dǎo)電性[16]。理論上其轉(zhuǎn)化氫氣的效率可達(dá)到98%。此外，該系統(tǒng)還可以利用系統(tǒng)余熱，進(jìn)一步提升系統(tǒng)能效，會(huì)對(duì)電轉(zhuǎn)氣技術(shù)的能效產(chǎn)生很大的積極影響。但是，由于系統(tǒng)高溫運(yùn)行，其電解質(zhì)材料消耗過快難以保證系統(tǒng)長(zhǎng)期穩(wěn)定運(yùn)行，高溫下產(chǎn)氫的純度不高，需要進(jìn)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(duì)比3種電解制氫技術(shù)的投資成本，匯總了Reytier等[14]、德國ELB電解技術(shù)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(jié)果。由表2結(jié)果發(fā)現(xiàn)：在經(jīng)濟(jì)成本方面，目前，AEL比PEM更具有經(jīng)濟(jì)可行性，當(dāng)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(huì)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(shù)，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(shù)投資成本估算對(duì)比[14,20-22]Tab.2 Comparison of capital expenditure of different electrolysis systems[14,20-22]

由于目前AEL相對(duì)成熟，已經(jīng)商業(yè)應(yīng)用了幾十年，技術(shù)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(shù)的不斷進(jìn)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(jié)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(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

甲烷化是指通過化學(xué)反應(yīng)將CO2與H2催化合成CH4，具體如反應(yīng)式（1）所示：

完成甲烷化過程有兩大類技術(shù)：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(shù)在工業(yè)歷史中扮演著重要角色，因此催化甲烷化是當(dāng)前科學(xué)研究的重點(diǎn)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(kuò)大的困難。表3對(duì)比了生物甲烷化技術(shù)、催化甲烷化中的絕熱三相甲烷化技術(shù)和絕熱固定床甲烷化技術(shù)過程[24-32]。引入一個(gè)描述催化劑處理能力的概念，即氣時(shí)空速（gas hourly space velocity,GHSV），如式（2）所示：

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

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

表3 生物甲烷化技術(shù)與催化甲烷化技術(shù)過程對(duì)比[24-32]Tab.3 Comparison of biological and catalytic methanation process[24-32]

目前，僅對(duì)生物甲烷化在實(shí)驗(yàn)室或中小規(guī)模上進(jìn)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(shù)僅在實(shí)驗(yàn)室規(guī)模下進(jìn)行過測(cè)試（H2原料氣注入速率最大為1 m3·h-1）。這兩種甲烷化技術(shù)目前都正處于測(cè)試階段。相比之下，絕熱固定床甲烷化技術(shù)已處于商業(yè)應(yīng)用階段。

表4從經(jīng)濟(jì)成本方面對(duì)E &E公司[22]、ENEA研究公司[23]、Ausfelder[33]、Sterner[34]等的催化甲烷化技術(shù)研究結(jié)果展開投資成本對(duì)比。由表4結(jié)果發(fā)現(xiàn)：甲烷化技術(shù)的進(jìn)步使催化甲烷化技術(shù)投資成本隨時(shí)間推移呈下降趨勢(shì)。由于受到甲烷化系統(tǒng)的運(yùn)行條件影響（包括壓力、甲烷化規(guī)模、反應(yīng)器容量等），具體投資成本會(huì)有所不同。根據(jù)E &E研究結(jié)果可知，催化甲烷化技術(shù)投資成本在2015年時(shí)約為11 775 元/kW，預(yù)計(jì)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(jié)果一致，也為11 775 元/kW，但是，該機(jī)構(gòu)預(yù)計(jì)2030年的投資成本高于E &E的研究成果，為7 850 元/kW，并預(yù)計(jì)2050年催化甲烷化投資成本為5 495 元/kW[23]。Ausfelder等對(duì)2050年的催化甲烷化投資成本估算值為4 710 元/kW[33]。Sterner等對(duì)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(shù)投資成本估算對(duì)比[22-23,33-34]Tab.4 Comparison of capital expenditure of catalytic methanation[22-23,33-34]

2 地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

地質(zhì)儲(chǔ)能過程中，在完成可再生能源向人工合成CH4轉(zhuǎn)換后，CH4和CO2兩種氣體的地質(zhì)儲(chǔ)存成為主要能耗因素，因此，分別對(duì)CH4地質(zhì)儲(chǔ)存與CO2地質(zhì)儲(chǔ)存進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析。

2.1 CH4地質(zhì)儲(chǔ)存技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能對(duì)季節(jié)性和靈活性的需求很高，因此，分析主要地下儲(chǔ)氣庫的類型及其特征非常重要。由于每個(gè)地下儲(chǔ)氣庫具有不同的地質(zhì)和工程條件，因此其儲(chǔ)量和能源供給適用性也有所不同[35]。在地質(zhì)儲(chǔ)能過程中，將可以在地質(zhì)儲(chǔ)層中儲(chǔ)存的最大CH4量稱為總儲(chǔ)氣量，總儲(chǔ)氣量包括墊層氣體和工作氣體。墊層氣體是永久封存于儲(chǔ)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(chǔ)層的壓力和氣體可輸送性。儲(chǔ)層中遠(yuǎn)高于墊層氣體量的氣體稱為工作氣體，在具體的地質(zhì)儲(chǔ)能項(xiàng)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(nèi)從儲(chǔ)層中采出的氣體量來衡量。注入速率表示一天之內(nèi)可在儲(chǔ)層中注入的氣體量。可輸送性和注入速率直接取決于儲(chǔ)層中的總氣體量，因?yàn)槠鋾?huì)影響整個(gè)儲(chǔ)層的壓力。當(dāng)儲(chǔ)層中儲(chǔ)存的氣體量增加時(shí)，輸送速度會(huì)提高，而注入速度會(huì)下降。

地質(zhì)儲(chǔ)能主要有3種儲(chǔ)存類型：枯竭油氣儲(chǔ)層、含水層以及鹽巖儲(chǔ)層。下面，將討論3種主要類型的地下儲(chǔ)氣庫和儲(chǔ)氣成本的差異。速度會(huì)提高，而注入速度會(huì)下降。

巖鹽儲(chǔ)層中的鹽穴儲(chǔ)能是通過人工造腔技術(shù)，將淡水泵入巖鹽儲(chǔ)層并將溶解儲(chǔ)層礦物后的鹵水排除，最終按照所需儲(chǔ)氣容量及地質(zhì)條件限制，完成鹽穴造腔。由于鹽穴的儲(chǔ)能容量明顯小于枯竭油氣儲(chǔ)層或含水層，所以雖然與在枯竭油氣儲(chǔ)層或含水層儲(chǔ)能的投資相比，單個(gè)鹽穴的開發(fā)成本要相對(duì)偏低，但是在同等儲(chǔ)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(chǔ)量的20%～30%，其余為工作氣體。由于鹽穴相對(duì)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(chǔ)能主要用于高峰期的短期需求。

含水層地質(zhì)儲(chǔ)能是利用地下含水的可滲透地層儲(chǔ)存CH4。含水層的開發(fā)成本相對(duì)較高，且具有較高地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)，因此含水層作為地下儲(chǔ)能的使用率目前并不高。此外，這類儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)能擁有較大的儲(chǔ)能容量，大規(guī)模儲(chǔ)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(zhì)儲(chǔ)能類型是枯竭油氣儲(chǔ)層。將枯竭油氣田改造成地下儲(chǔ)氣庫具有一些重要的優(yōu)勢(shì)。首先，基于過往的油氣生產(chǎn)，已經(jīng)掌握地層相關(guān)參數(shù)與系統(tǒng)運(yùn)行數(shù)據(jù)，便于高效利用儲(chǔ)層進(jìn)行儲(chǔ)能。其次，由于儲(chǔ)層原本就具有儲(chǔ)氣的能力，再次用作儲(chǔ)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(shè)施可被再次利用。但是，枯竭油氣田作為儲(chǔ)氣庫在運(yùn)行中需要50%～60%的墊層氣體來維持儲(chǔ)層壓力[35]。與鹽穴相比，枯竭油氣田作為儲(chǔ)氣庫在運(yùn)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(chǔ)能類型常用于季節(jié)性氣體儲(chǔ)存。

CH4地質(zhì)儲(chǔ)能設(shè)施的開發(fā)成本變化浮動(dòng)很大，因?yàn)檫@些成本受儲(chǔ)能的類型及各項(xiàng)特性參數(shù)的影響。此外，由于儲(chǔ)氣庫項(xiàng)目的交付周期往往很長(zhǎng)（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?yàn)榭們?chǔ)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(chǔ)能項(xiàng)目結(jié)束時(shí)回采出來，這意味著投資者將蒙受損失。此外，在儲(chǔ)能項(xiàng)目生命周期內(nèi)，還要承擔(dān)運(yùn)營(yíng)成本。這些費(fèi)用與壓縮機(jī)設(shè)施的性能及氣體注入和抽取等活動(dòng)均有關(guān)。

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

表5 CH4地質(zhì)儲(chǔ)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(chǔ)能和枯竭油氣田儲(chǔ)能的投資成本在1.88～3.30 元/m3之間；利用鹽穴儲(chǔ)能的投資成本相對(duì)偏高，處于3.85～5.50元/m3之間。美國天然氣地下儲(chǔ)氣庫發(fā)展相對(duì)較早，技術(shù)成熟，且地質(zhì)結(jié)構(gòu)相對(duì)簡(jiǎn)單，其投資成本普遍比歐洲低，含水層儲(chǔ)能投資成本為0.79 元/m3，枯竭油氣田儲(chǔ)能的投資成本為0.71 元/m3，而鹽穴儲(chǔ)能的投資成本為1.69 元/m3。由于歐洲和美國CH4地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)特征和地質(zhì)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(chǔ)層所需的投資成本，典型的儲(chǔ)存成本在0.39～1.18 元/m3之間[38]。按照1×108m3的既定儲(chǔ)能容量作為計(jì)算前提，枯竭油氣田儲(chǔ)能的投資成本為2.20 元/m3，含水層儲(chǔ)能的投資成本為2.51 元/m3，鹽穴儲(chǔ)能的投資成本為6.28 元/m3。如果枯竭油氣田儲(chǔ)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(chǔ)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(duì)CH4地質(zhì)儲(chǔ)能設(shè)施的投資還需要用于建設(shè)管道基礎(chǔ)設(shè)施的支出。運(yùn)輸成本取決于運(yùn)輸距離、運(yùn)輸能力和管道基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)。通常情況下，每100 km的運(yùn)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(zhì)儲(chǔ)能投資成本更直觀的估算對(duì)比。

圖2 CH4地質(zhì)儲(chǔ)能投資成本估算對(duì)比[37-38]Fig.2 Comparison of investment costs in CH4 geological storage[37-38]

2.2 CO2地質(zhì)儲(chǔ)存技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

CO2地質(zhì)儲(chǔ)存的主要投資成本來自于鉆井、基礎(chǔ)設(shè)施和項(xiàng)目管理。不同的鉆井方式、深度、間距等都對(duì)儲(chǔ)存成本有著深遠(yuǎn)影響。利用現(xiàn)存管道等基礎(chǔ)設(shè)施將CO2從集中式設(shè)施分發(fā)和傳輸?shù)秸军c(diǎn)內(nèi)的井筒中，利用相關(guān)基礎(chǔ)設(shè)施對(duì)增強(qiáng)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(xiàng)目管理方面的人力、維護(hù)、燃料成本、選址、儲(chǔ)層表征與評(píng)估、地球物理和工程可行性研究的費(fèi)用等均對(duì)儲(chǔ)存成本有著至關(guān)重要的影響。

因此，CO2儲(chǔ)存成本估算因地而異，是針對(duì)特定地點(diǎn)的，這導(dǎo)致成本估算具有高度的可變性。成本取決于儲(chǔ)存選項(xiàng)的類型（如廢棄油氣田儲(chǔ)存或含水層儲(chǔ)存）、儲(chǔ)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(jià)格等。

Hendriks[39]、Allinson[40]及Bock[41]等基于各個(gè)地區(qū)的代表性地質(zhì)特征分別對(duì)歐洲、澳大利亞及美國的CO2地質(zhì)儲(chǔ)存進(jìn)行了全面評(píng)估。如表6所示，這些估算包括了投資、運(yùn)營(yíng)和場(chǎng)地表征的成本。由于電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)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(diǎn)的多個(gè)案例的統(tǒng)計(jì)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(chǔ)存成本的主要決定因素是注入速率和儲(chǔ)層特征（例如滲透率、厚度、儲(chǔ)層深度），而不是儲(chǔ)層類型（例如鹽水層、枯竭油田等）。b代表Hendriks等[39]統(tǒng)計(jì)儲(chǔ)層深度為1 000～3 000 m范圍內(nèi)的CO2儲(chǔ)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(chǔ)層的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，定義了基本案例、低成本案例和高成本案，分別對(duì)應(yīng)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(chǔ)層，以及不同的成本和油氣價(jià)格參數(shù)。

表6 不同CO2儲(chǔ)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(jìn)行了涵蓋澳大利亞各地54個(gè)站點(diǎn)的CO2含水層儲(chǔ)存成本全面調(diào)查。表6中：第1行數(shù)據(jù)為Allinson等[40]對(duì)20個(gè)陸地儲(chǔ)存站點(diǎn)的數(shù)據(jù)的匯總，陸上儲(chǔ)存點(diǎn)的儲(chǔ)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(duì)34個(gè)海上儲(chǔ)存站點(diǎn)的數(shù)據(jù)的匯總，這34個(gè)海上CO2儲(chǔ)存站點(diǎn)的平均儲(chǔ)存成本為22.69 元/t，成本范圍為3.38～201.51 元/t。

Bock等[41]對(duì)美國陸上含水層中儲(chǔ)存的一系列案例進(jìn)行了詳細(xì)的成本估算，其對(duì)地質(zhì)特征的假設(shè)是基于20多種不同地層的統(tǒng)計(jì)得出的，這些代表性儲(chǔ)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?；景咐略u(píng)估的儲(chǔ)存成本（表6第3行）為3.38 元/t。高、低成本案例評(píng)估的儲(chǔ)存成本為2.67～30.07 元/t。這說明了輸入?yún)?shù)對(duì)成本估計(jì)產(chǎn)生的影響明顯。

根據(jù)Hendriks等[39]研究結(jié)果可知，在歐洲，深度為1 000～3 000 m的陸上含水層的CO2儲(chǔ)存成本（表6第2行）為12.72～41.37 元/t，最有可能的儲(chǔ)存成本為18.69 元/t。該研究還提出了在相同深度范圍內(nèi)海上儲(chǔ)存的成本估計(jì)（表6第5行），其估算涵蓋了現(xiàn)有油氣平臺(tái)的再利用，儲(chǔ)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(duì)CO2枯竭或廢棄油氣田儲(chǔ)存的研究結(jié)果，發(fā)現(xiàn)CO2枯竭或廢棄油氣田儲(chǔ)存成本與含水層儲(chǔ)存成本相當(dāng)。對(duì)于枯竭氣田（表6第7行）[41]，基本案例估算的儲(chǔ)存成本為16.01 元/t，低成本和高成本案例估算的儲(chǔ)存成本分別為3.38 元/t和81.40 元/t。對(duì)于枯竭油田（表6第6行）[41]，基本案例估算的儲(chǔ)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(fù)利用現(xiàn)有井筒，可以降低CO2儲(chǔ)存成本，但是如果需要對(duì)廢棄井進(jìn)行修復(fù)，成本將增加。根據(jù)Hendriks等[39]在歐洲的研究結(jié)果可知：深度為1 000～3 000 m的陸上廢棄油氣田CO2儲(chǔ)存成本（表6第8行）為8.0～25.36 元/t，最有可能儲(chǔ)存成本為3.53 元/t；在相同深度范圍內(nèi)海上儲(chǔ)存的估算成本范圍為25.36～54.09 元/t（表6第9行）。

3 電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)成本對(duì)比

電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)中生成的人工合成甲烷將按照能源供需情況來決定是進(jìn)行地質(zhì)儲(chǔ)存還是進(jìn)一步再發(fā)電以補(bǔ)給電力的需求。利用電轉(zhuǎn)氣技術(shù)進(jìn)行再發(fā)電的成本嚴(yán)重依賴于系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)間與電力價(jià)格。目前，已有很多學(xué)者對(duì)利用電轉(zhuǎn)氣技術(shù)產(chǎn)生人工合成甲烷發(fā)電的成本進(jìn)行了估算[21-22,25,33,42-44]。表7按滿載荷運(yùn)行時(shí)間列舉了相關(guān)學(xué)者對(duì)利用電轉(zhuǎn)氣技術(shù)產(chǎn)生人工合成甲烷發(fā)電進(jìn)行成本估算的不同情景。

表7 利用電轉(zhuǎn)氣技術(shù)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(shè)得出結(jié)果有所差異，估算成本與技術(shù)參數(shù)設(shè)定、系統(tǒng)滿載運(yùn)行時(shí)間、電價(jià)及O2產(chǎn)量帶來的收益等均相關(guān)。

圖3直觀展示了表7的情景下利用電轉(zhuǎn)氣技術(shù)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(duì)比。

圖3 基于電轉(zhuǎn)氣人工合成甲烷發(fā)電成本估值對(duì)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(zhuǎn)氣技術(shù)產(chǎn)生的人工合成甲烷發(fā)電成本浮動(dòng)范圍較大，優(yōu)化的技術(shù)參數(shù)設(shè)定、較長(zhǎng)的滿載運(yùn)行時(shí)間、較低的電價(jià)及較高的O2產(chǎn)量帶來的收益對(duì)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(zhuǎn)氣技術(shù)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(dāng)滿載荷運(yùn)行時(shí)間增長(zhǎng)時(shí)，可以明顯降低電轉(zhuǎn)氣人工合成甲烷發(fā)電的成本，并且，隨著未來電解技術(shù)與甲烷化技術(shù)不斷進(jìn)步，成本有望進(jìn)一步降低。在滿載荷運(yùn)行時(shí)長(zhǎng)為3 000 h時(shí)，電轉(zhuǎn)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(dāng)，雖然電轉(zhuǎn)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(chǔ)存方式（諸如抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能等），該技術(shù)極具經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力。并且，該技術(shù)對(duì)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(zhuǎn)型的有效方式之一。

表8基于2014年數(shù)據(jù)將電轉(zhuǎn)氣儲(chǔ)能與目前處于應(yīng)用階段的其他儲(chǔ)能方式（包括抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能）進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比。

通過表8的對(duì)比發(fā)現(xiàn)，相較于抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能，電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能儲(chǔ)能容量更高，儲(chǔ)能時(shí)間可變范圍更廣，能量密度更高，且投資成本相當(dāng)。但是電轉(zhuǎn)氣儲(chǔ)能目前仍存在的問題是儲(chǔ)能效率相對(duì)較低?；谇?節(jié)對(duì)可再生能源到人工合成甲烷生成過程的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，發(fā)現(xiàn)電離制氫與甲烷化技術(shù)占據(jù)著很高的成本比重，嚴(yán)重影響整個(gè)技術(shù)的投資成本。電解技術(shù)與甲烷化技術(shù)的進(jìn)一步提升，對(duì)提高系統(tǒng)能效并降低技術(shù)成本有著積極影響。

表8 不同儲(chǔ)能方式的技術(shù)經(jīng)濟(jì)對(duì)比[34,45-56]Tab.8 Comparison of techno-economics of different energy storage technologies[34,45-56]

4 電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)在中國應(yīng)用的機(jī)遇與挑戰(zhàn)

由于CO2捕集與封存技術(shù)與電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)較為相似，且相對(duì)成熟，近年來CO2捕集與封存技術(shù)在全球的快速發(fā)展對(duì)電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能中CO2地質(zhì)封存過程有著重大借鑒意義。中國的儲(chǔ)氣庫建設(shè)處于初級(jí)階段，未來十年將是中國儲(chǔ)氣庫建設(shè)的高峰期，這對(duì)電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能中CH4地質(zhì)儲(chǔ)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(huì)催生可再生能源相關(guān)產(chǎn)業(yè)技術(shù)的進(jìn)一步發(fā)展與升級(jí)，對(duì)電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能中的電離制氫和甲烷化技術(shù)的進(jìn)步十分有利。習(xí)近平主席提出的2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)及碳交易市場(chǎng)的迅速發(fā)展，使電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)在中國或?qū)⒂瓉磔^大發(fā)展機(jī)遇。

充足的可再生能源供給、充足的CO2源供給、適宜的地質(zhì)儲(chǔ)層，以及相對(duì)完善的天然氣運(yùn)輸管網(wǎng)等因素對(duì)電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)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(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能整體能效偏低，隨著未來電解技術(shù)與甲烷化技術(shù)進(jìn)一步提升，技術(shù)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(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能在經(jīng)濟(jì)性方面還不具備競(jìng)爭(zhēng)力，但與壓縮空氣儲(chǔ)能和抽水蓄能技術(shù)的發(fā)電成本相當(dāng)。

5 結(jié)論

1）基于對(duì)3種電離制氫技術(shù)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析，目前AEL技術(shù)因較低的投資成本更具優(yōu)勢(shì)，大約為7 850 元/kW，但該技術(shù)的進(jìn)步空間較小。隨著電離制氫技術(shù)的不斷進(jìn)步，未來PEM技術(shù)和SOEC技術(shù)將逐步占據(jù)成本優(yōu)勢(shì)，PEM技術(shù)的投資成本有望于2050年降低至約當(dāng)前AEL技術(shù)投資成本的一半。

2）基于對(duì)生物甲烷化和催化甲烷化的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析，可知生物甲烷化及催化甲烷化技術(shù)中的三相甲烷化技術(shù)仍處于實(shí)驗(yàn)和示范階段，催化甲烷化的技術(shù)中的絕熱固定床甲烷化技術(shù)因?yàn)橛休^成熟的商業(yè)應(yīng)用更具技術(shù)優(yōu)勢(shì)。目前催化甲烷化技術(shù)投資成本處于11 775～15 700 元/kW之間。未來隨著技術(shù)進(jìn)步，催化甲烷化技術(shù)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(jìn)一步降低至4 710～5 495 元/kW。

3）基于對(duì)CH4地質(zhì)儲(chǔ)能的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析，可知含水層儲(chǔ)能和枯竭油氣田儲(chǔ)能擁有較大的儲(chǔ)能容量，適用于季節(jié)性儲(chǔ)能。鹽穴儲(chǔ)能容量較小，主要用于滿足高峰期的短期需求。CH4地質(zhì)儲(chǔ)能設(shè)施的開發(fā)成本變化浮動(dòng)很大，因?yàn)檫@些成本受儲(chǔ)能的類型及各項(xiàng)特性參數(shù)的影響?；谝寻l(fā)表文獻(xiàn)數(shù)據(jù)可知，CH4地質(zhì)儲(chǔ)能中含水層儲(chǔ)能與枯竭油氣田儲(chǔ)能的投資成本相當(dāng)，在1.88～3.30 元/m3范圍內(nèi)浮動(dòng)；鹽穴儲(chǔ)能相對(duì)投資成本較高，約為其他兩種地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)的兩倍。

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

5）利用電轉(zhuǎn)氣技術(shù)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(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)相較于化石能源發(fā)電不具備競(jìng)爭(zhēng)性。然而，該技術(shù)發(fā)電成本與目前太陽能熱電廠發(fā)電成本相當(dāng)。并且，相較于目前處于應(yīng)用階段的抽水蓄能和壓縮空氣儲(chǔ)能技術(shù)，電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)儲(chǔ)能容量更大，儲(chǔ)能時(shí)間可變范圍更廣，能量密度更高，且投資成本相當(dāng)。雖然其系統(tǒng)能效偏低，但是有望隨著未來電解技術(shù)與甲烷化技術(shù)進(jìn)一步提升得到大幅度改善。

6）CO2地質(zhì)封存技術(shù)在中國的快速發(fā)展、中國的儲(chǔ)氣庫未來十年的建設(shè)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(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)在中國或?qū)⒂瓉戆l(fā)展機(jī)遇。然而，電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能對(duì)選址要求高，能效偏低且經(jīng)濟(jì)性還不具備充足競(jìng)爭(zhēng)力，使得該技術(shù)在中國應(yīng)用存在一定挑戰(zhàn)，不過，未來電離制氫與甲烷化技術(shù)的創(chuàng)新，系統(tǒng)能效、地質(zhì)儲(chǔ)能模式、選址模型的優(yōu)化，與現(xiàn)有儲(chǔ)氣庫、天然氣管網(wǎng)、電網(wǎng)結(jié)合方法的優(yōu)化以及低碳政策的積極影響等，都將進(jìn)一步提升電轉(zhuǎn)氣地質(zhì)儲(chǔ)能技術(shù)在中國應(yīng)用的潛能。