澳大利亚背景下利用绿色氢气和二氧化碳生产合成天然气的技术经济评估

《Journal of CO2 Utilization》：Techno-economic assessment of synthetic natural gas production from green hydrogen and carbon dioxide in the Australian context

　　

研究人员估算了电力转甲烷（Power-to-methane）过程中氢气（H₂）生产、二氧化碳（CO₂）供应和甲烷化（Methanation）的成本。分析了从5 MW到500 MW的生产技术，揭示了成本和效率趋势。学习效应（Learning）和规模效应（Scale）显著降低成本，尤其是使用源自沼气（Biogas）的二氧化碳（CO₂）。合成天然气（SNG）由于放热甲烷化反应（Exothermic Methanation Reaction）需要多28%的氢气（H₂）。有效利用甲烷化反应热（Methanation Heat）对于改善整体经济性至关重要。

**研究背景与问题：**
澳大利亚在2022–2023年有27%的电力来自可变可再生能源（VRE），并设定了2030年82%可再生能源电力的目标，这需要多种储能形式以提高系统可靠性。合成天然气（SNG）可通过现有天然气网络储存，无需大量基础设施改造，但当前SNG生产成本过高，且现有研究多针对小规模系统（<5 MW），缺乏对大规模（>100 MW）及不同CO₂来源和甲烷化技术的系统比较。因此，研究人员开展本研究，旨在评估澳大利亚背景下不同SNG生产方案的成本，并识别关键成本驱动因素。论文发表在《Journal of CO₂ Utilization》。

**主要关键技术与方法（不超过250字）：**
研究人员采用MATLAB开发的降阶数值框架，耦合质量与能量平衡。关键技术包括：1）高压碱性水电解（HP-AWE）制氢；2）CO₂供应来源涵盖厌氧消化（AD，分甘蔗渣和污水污泥两种原料）、固体吸附剂直接空气捕获（SDAC）、液体溶剂直接空气捕获（LDAC）、天然气加工（NGP）、水泥和钢铁厂废气捕获（参考NETL模型）；3）甲烷化技术包括催化冷却固定床反应器（Cat-CFBR）、生物连续搅拌釜反应器（Bio-CSTR）和催化绝热固定床反应器（Cat-AFBR）。成本估算考虑资本支出（CAPEX）、固定运营维护（FOM）和可变运营维护（VOM），应用学习率和规模因子，计算平准化成本（LC SNG，单位AUD/GJ，基于高位热值HHV）。电力成本依据GenCost VRE平准化成本（2024年120 AUD/MWh，2030年100 AUD/MWh）。

**研究结果：**
**3.1 组件成本**
- **3.1.1 水电解**：HP-AWE系统的氢气生产成本占SNG成本的74–91 AUD/GJ（2024年）和54–67 AUD/GJ（2030年），电力成本是最大贡献者；规模增大对成本降低有限，CAPEX和FOM在500 MW时已接近最小。
- **3.1.2 沼气生产和升级**：AD作为CO₂来源时，其对LC SNG的贡献为31–42 AUD/GJ（5 MW）和15–20 AUD/GJ（50 MW，2024年），规模效应显著；甘蔗渣原料的规模效益受高收购成本限制。
- **3.1.3 直接空气捕获**：SDAC和LDAC的CAPEX占主导；SDAC热需求可通过电解和甲烷化余热满足（需热泵），LDAC需燃烧部分SNG供能；2024年LDAC捕获成本为539 AUD/吨CO₂，2030年降至343 AUD/吨。
- **3.1.4 工业过程CO₂捕获**：NGP成本最低，水泥和钢铁捕获成本为151–187 AUD/吨CO₂（2024年），远低于LDAC。
- **3.1.5 甲烷化**：Cat-CFBR比Bio-CSTR成本低35%–40%；5 MW系统甲烷化成本为15–23 AUD/GJ（2024年），50 MW为4.3–8.7 AUD/GJ，500 MW Cat-AFBR系统仅1.1 AUD/GJ（考虑副产品电价值）；技术学习使CAPEX预计降低约50%至2030年。
**3.2 集成工厂成本**：AD系统（Case 1–8）在5 MW时LC SNG为74–87 AUD/GJ（2024年），50 MW时降至44–50 AUD/GJ；NGP方案（Case 12–13）50 MW成本为108–116 AUD/GJ；LDAC方案（Case 11）500 MW成本为120 AUD/GJ（2024年）；最低成本为NGP的500 MW工厂（Case 14），2024年76–84 AUD/GJ，2030年57–65 AUD/GJ。
**3.3 SNG对氢气的成本溢价**：SNG成本溢价（LC SNG减去LCOH）在17–47 AUD/GJ之间，主要由额外28%氢气生产需求驱动；零电价时溢价降至7–22 AUD/GJ；余热利用可降低溢价。

**讨论与结论：**
研究人员指出，SNG成本主要由可再生电力成本决定，甲烷化步骤本身成本占比较小，尤其在大型工厂中。利用余热（如用于AD加热或DAC热泵）对改善经济性至关重要。学习效应和规模效应是成本降低的关键驱动力。结论部分翻译如下：
**结论**：
1. 对于独立甲烷化系统：5 MW规模，2024年甲烷化成本为15–23 AUD/GJ，2030年降至10–15 AUD/GJ；50 MW规模对应4.3–8.7 AUD/GJ（2024年）和2.4–6.2 AUD/GJ（2030年）；500 MW Cat-AFBR系统成本仅1.1 AUD/GJ。
2. 对于集成工厂：AD系统50 MW联合输出（SNG+生物甲烷）成本为44–50 AUD/GJ（2024年），2030年降至36–42 AUD/GJ；非生物CO₂来源的50 MW系统成本为87–126 AUD/GJ（2024年），500 MW系统为76–120 AUD/GJ（2024年），最低成本来自NGP方案。
3. SNG成本主要由氢气生产成本驱动，而氢气成本取决于可再生电力价格。SNG相对于氢气的成本溢价为17–47 AUD/GJ，溢价随电价降低而减小，零电价时为7–22 AUD/GJ。
4. 成本溢价的主要来源是需要多生产约28%的氢气以补偿甲烷化反应中转化为热量的热值，因此回收该热量对于降低成本至关重要。后续研究需考虑瞬态工况、季节变化和生物质可用性等因素。