用于气候减缓的CO2甲烷化与液化过程的技术经济及环境评估

《ACS Sustainable Chemistry & Engineering》：Technoeconomic and Environmental Assessments of CO2 Methanation and Liquefaction for Climate Mitigation

　　

由人为温室气体排放显著增加所驱动的气候变化，要求加速能源系统脱碳。电转X（Power-to-X, PtX）策略已成为一种前景良好的路径，可将可再生电力转化为碳中性能量载体。合成天然气由于能够兼容现有天然气基础设施并具有广泛终端应用，被视为一种有吸引力的解决方案。本研究对通过CO₂甲烷化生产液化合成天然气的过程开展了技术经济与环境分析。分析重点在于评估由绿色H₂与捕集CO₂制得甲烷在多种可再生电力供给情景以及未来成本下降路径下的经济可行性与环境影响。研究人员在不同可再生电力供给情景下系统评估了此类可行性指标，以考察其气候减缓潜力。评估在“从摇篮到工厂大门”（cradle-to-gate）系统边界内进行，涵盖合成天然气的生产、液化与储存，并以传统化石基天然气作为比较基准。结果表明，电转甲烷（power-to-methane）具有较宽的成本区间（76.0–109.0 $ GJ^–1），且该成本取决于电价。此外，该路线可实现具有竞争力的环境表现（约0.015 tonCO₂-eq GJ^–1），并在可再生电力有利整合条件下成为化石基天然气的可行替代方案。该研究强调了合成天然气作为可持续能源载体在长期气候减缓中的潜在作用。

该文发表于《ACS Sustainable Chemistry 》，围绕CO₂甲烷化制备液化合成天然气（synthetic natural gas, SNG）的技术经济性与环境可持续性展开系统评估，旨在回应能源系统深度脱碳与温室气体减排的现实需求。研究背景在于，天然气虽较其他化石燃料排放相对较低，且具备完善的生产、输送和终端利用基础设施，但其持续使用仍会带来显著CO₂排放。因此，能够兼容现有天然气体系、同时实现低碳转型的替代路径具有重要战略意义。电转X（Power-to-X, PtX）为可再生电力消纳和碳资源利用提供了技术平台，其中以绿色氢（green H₂）与捕集CO₂耦合的甲烷化路线尤受关注。尽管已有研究讨论了CO₂甲烷化、制氢和碳捕集的局部环节，但将甲烷液化、不同可再生电力供给情景、未来技术学习效应以及生命周期环境表现统一纳入同一分析框架的研究仍相对不足。基于此，研究人员构建了一个覆盖制氢、甲烷合成、低温分离与液化的集成系统，并对其经济性、环境影响以及气候减缓潜力进行联合评估。

研究人员所开展的核心工作，是以固体氧化物电解（solid oxide electrolysis, SOE）制取绿色H₂，并与外部供给的高纯CO₂耦合，经Sabatier反应生成甲烷，随后通过低温分离回收未反应CO₂并进一步实现SNG液化。论文不仅分析了当前条件下液化SNG的生产成本构成及其对关键参数的敏感性，而且通过生命周期评价（life cycle assessment, LCA）量化了不同可再生电力来源下的多维环境影响，并进一步结合未来电解槽性能提升、系统成本下降和碳减排成本变化，对其长期应用前景进行了展望。研究结论表明，该路线当前成本仍显著高于化石基液化天然气，但在低碳电力特别是陆上风电与太阳能光伏（solar photovoltaic, solar PV）支撑下，液化SNG具有较好的环境竞争力；随着SOE技术进步和可再生电力成本下降，其作为化石天然气替代路径的现实可行性将明显提高。

研究所采用的主要技术方法包括：首先利用Aspen Hysys v11进行过程设计与稳态模拟，建立覆盖SOE制氢、Ni/MgAl₂O₄催化CO₂甲烷化、低温CO₂分离及甲烷液化的工艺流程；其次基于设备尺度关联式、资本回收因子和运行成本模型实施技术经济分析（TEA）；再次采用SimaPro 9.4与Ecoinvent 3.8数据库，按照ISO 14040/14044标准，在ReCiPe 2016 midpoint方法下开展生命周期评价；此外通过敏感性分析、Monte Carlo不确定性分析以及未来学习曲线情景分析，评估电价、电解效率和系统成本下降对结果的影响。

在“Liquefied Synthetic Natural Gas Cost”部分，研究人员首先估算了基准电价60 $ MWh^–1条件下液化SNG的成本。结果显示，SOE制氢成本为7.4 $ kg^–1，所需电解系统规模约68 MW；液化SNG综合成本为87.0 $ GJ^–1。通过成本拆分可知，绿色H₂原料成本及运行维护（operation and maintenance, O&M）费用占总成本近90%，构成经济性的主要制约。敏感性分析进一步表明，影响最大的参数是电价，导致液化SNG成本在76.0–109.0 $ GJ^–1之间波动。这一结果说明，该系统的经济可行性高度依赖电力成本，而可再生电力的区域差异将直接影响SNG路线竞争力。按不同可再生能源类型比较时，水电与陆上风电对应的成本更具优势。

在“Environmental Potential of Liquefied Natural Gas”部分，研究人员基于LCA从气候变化、臭氧消耗、细颗粒物形成、酸化、臭氧生成和化石资源稀缺等六类中点指标评估环境影响。结果显示，在所有环境表征类别中，水电解制氢阶段均为最大贡献环节，根本原因在于其高电力消耗。这说明系统环境足迹的关键并不在甲烷化本身，而在于上游电力结构与电解效率。针对电解效率不确定性，研究人员采用Monte Carlo模拟分析陆上风电和solar PV两种供电情景下的气候变化影响范围，结果分别为0.014–0.015 tonCO₂-eq GJ^–1和0.036–0.040 tonCO₂-eq GJ^–1。由于solar PV对应较高碳强度，其环境负荷显著高于陆上风电。进一步的情景分析表明，随着SOE效率提升，CO₂排放可降低8.8%；在风电、太阳能以及加拿大电网组合条件下，液化SNG较化石基液化天然气表现出更优环境可持续性，其中与化石液化天然气相比可达到约11倍的减排优势量级表述。

在“Economic and Environmental Outlook”部分，论文进一步讨论了未来技术进步对经济性和减排成本的影响。研究人员指出，当前液化SNG路线尚难商业化，核心原因在于SOE系统成本高、制氢成本大，从而推高整体生产成本。但随着可再生电价下降、电解槽规模放大与学习效应累积，绿色H₂成本预计将显著降低。基于到2050年的H₂需求增长，作者利用学习曲线推算SOE系统成本，并设置悲观、基准和乐观三种未来情景。结果显示，当前碳规避成本为1224.0–3023.3 $ tonCO₂^–1，明显偏高；而在未来情景下，该值可降至538.1–1099.9、302.3–709.9和210.4–569.2 $ tonCO₂^–1。其中，陆上风电在各类可再生能源中表现出较低的碳规避成本，显示出更强的气候减缓适配性。与此对应，生物质供能情景下碳规避成本出现负值，表明其相较传统液化天然气可能带来更高温室气体排放，因此不具备相同的气候效益。

在“Feasibility of Climate Mitigation”部分，研究人员将模型结果拓展到全球天然气消费背景下，讨论以可再生SNG替代传统天然气的潜在减排贡献。论文统计了2022年全球天然气消费格局，并结合主要消费国现有可再生能源装机能力，评估若要以SNG满足相应天然气需求所需的可再生发电能力。结果表明，美国、中国和俄罗斯等主要天然气消费国若推进SNG替代，需要大规模增加可再生电力供给。基于陆上风电和solar PV情景，完全替代传统天然气后，各国减排率分别约为9%–17%和25%–33%，其中美国的减排潜力最高，solar PV和陆上风电替代情景下分别可达17%和33.3%；中国与俄罗斯则表现出相对较低的减排率。这些差异与各国电力结构、地理条件及供应链特征有关，但总体上说明“可再生电力→H₂→甲烷”路径在主要天然气消费国均具有超过10%的减排潜力。

综合论文讨论部分，研究人员认为，液化SNG的优势在于能够利用现有天然气基础设施，兼具储运便利性与终端兼容性，因此在难以直接电气化的能源应用中具有潜在战略价值。其现实挑战主要集中在SOE制氢成本、电力价格敏感性以及大规模低碳电力供给。环境层面上，路线表现强烈依赖电力碳强度，因此只有在真正低碳的电力体系支撑下，液化SNG才能体现出显著的生命周期减排优势。论文通过技术经济与环境评价的耦合分析表明，未来该技术的竞争力并非单纯取决于单元过程效率，而取决于电解槽学习效应、可再生能源成熟度、碳政策激励与基础设施协同等多因素共同作用。

研究结论部分可译述为：本研究系统评估了基于固体氧化物电解（SOE）和可再生电力、经CO₂甲烷化及后续低温液化制备液化SNG的集成潜力，以考察其当前可行性及未来满足脱碳能源需求的扩展能力。CO₂加氢制SNG为放热过程，因此系统集成了两个蒸汽Rankine循环（steam Rankine cycle, SRC）以回收热能，可发电约1.97 MW。生成的SNG经低温提纯与液化处理，提纯和液化过程的能耗分别为0.072 kWh kg_SNG^–1和0.53 kWh kg_SNG^–1。所得液化SNG具有工业级纯度，可与现有运输和分配基础设施兼容。技术经济分析表明，液化SNG生产成本为87.0 $ GJ^–1，其中H₂生产及相关运行维护约占总成本的90%。敏感性分析表明，电价是决定成本波动的主导因素，使生产成本在76.0–109.0 $ GJ^–1之间变化。环境评价显示，随着电解槽效率提高，生命周期温室气体排放可降低8.8%；其中陆上风电情景下气候变化影响为0.014–0.015 tonCO₂-eq GJ^–1，solar PV情景下为0.036–0.040 tonCO₂-eq GJ^–1。情景分析进一步表明，用于气候减缓的碳规避成本在悲观、基准和乐观情景下分别为538.1–1099.9、302.3–709.9和210.4–569.2 $ tonCO₂^–1。总体而言，该研究建立了一个面向可持续液化SNG生产的综合技术经济—环境分析框架。基于SOE的绿色H₂制备在未来电解槽性能提升和可再生电力供给改善条件下，有望同时降低成本与排放；当系统由陆上风电和solar PV等低碳能源驱动时，液化SNG可成为化石基天然气具有可行性且环境友好的替代方案，并为未来气候减缓提供重要方向。