截至2019年全球約有146個電解水制氫工業(yè)示范項目，其中60個項目是包含H ₂ /CO ₂ 甲烷化工藝的電轉(zhuǎn)甲烷項目。 在H ₂ /CO ₂ 甲烷化技術(shù)方面，目前實現(xiàn)商業(yè)化的公司僅有德國的Man Energy和Electrochaea。前者采用化學(xué)法甲烷化（高溫高壓、鎳基催化劑），是德國大眾旗下子公司。后者采用生物法甲烷化（低溫低壓、厭氧菌生物催化劑），其投資方除知名風(fēng)險投資公司外，還包括能源巨頭法國燃?xì)饧瘓F(tuán)下屬STORENGY、大型油服公司美國貝克休斯和可再生能源服務(wù)商瑞士Energie360 ^o 。

李教授團(tuán)隊提出 了風(fēng)光、電網(wǎng)、碳捕集、燃?xì)夤芫W(wǎng)和交通能源系統(tǒng)耦合的綜合能源碳中和網(wǎng)絡(luò) ，交通能源系統(tǒng)除了純電動車和氫燃料電池車外，還引入了CNG/LNG車，后者與燃料電池車相比技術(shù)成熟用戶接受度高，且無需額外的基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，更適合我國國情，采用來自電轉(zhuǎn)甲烷工藝的綠色天然氣，同樣可以實現(xiàn)重型公路交通領(lǐng)域的脫碳。

綠色SNG與綠色甲醇和綠氨同樣值得大力推廣。目前綠氫的儲運難題嚴(yán)重制約了其規(guī)?；l(fā)展。避免儲運的唯一辦法是就地在線電網(wǎng)制氫，然而我國煤電比例過高，電網(wǎng)制氫比煤制氫碳排放高60%-100%。根據(jù)彭博新能源BNEF的數(shù)據(jù)，目前不受地域限制（比如鹽穴、枯竭氣田等）且具備中等規(guī)模（至少幾周時間）的純氫儲氫方式僅有液氫， 儲氫成本目前最高可達(dá)4.57美金/公斤，未來最低的估計為0.95美金/公斤（約人民幣6元/公斤）。 根據(jù)亞聯(lián)高科的實地考察，浮云到佛山僅130公里的真實運氫成本，在戰(zhàn)略協(xié)議最低價的基礎(chǔ)上尚且高達(dá)14元/公斤，這并不包含儲氫和各環(huán)節(jié)的轉(zhuǎn)化能耗。如此高昂的儲運成本，會導(dǎo)致綠氫 至規(guī)模用戶成本 過高，從而抑制綠氫需求，反過來導(dǎo)致綠氫生產(chǎn)規(guī)?；统杀窘档吐窂绞茏?。至用戶成本高抑制需求，需求不足抑制生產(chǎn)，即綠氫面臨“蛋生雞雞生蛋”的問題。 那么最終的解決方案只能是通過Power-to-X鏈條將氫轉(zhuǎn)化為不需要額外儲運基礎(chǔ)設(shè)施的綠色甲烷、甲醇或者氨，通過零碳的X代替綠氫滲透至對應(yīng)的需要脫碳的行業(yè)。

盡管天然氣聽起來跟民生更為接近，比起甲醇和氨有天然的劣勢，但事實并非如此。

對于最重要的三個X，甲烷、甲醇和氨（甲醇采用CO ₂ 加氫），其成本結(jié)構(gòu)中的合成步驟相差不大，比如合成氨設(shè)備成本高，但是氮分離比甲烷和甲醇需要的碳捕集成本低，結(jié)果是總體上三者合成成本接近。能效（不考慮余熱利用）相差也不大，氨會低一些。因此，總體上單位kWh可再生電力生產(chǎn)的單位kWh產(chǎn)品的成本基本一致的。 三者在涉及能源領(lǐng)域的應(yīng)用，比如交通、供暖、儲能等，每噸價格沒有實際意義，kWh價格更有意義且三者接近

通過對比工業(yè)、交通和發(fā)電/儲能等潛在脫碳領(lǐng)域的應(yīng)用潛力，如下表，可以發(fā)現(xiàn)：

氫是王者，幾乎主要排放的任何領(lǐng)域都可以用氫脫碳。甲烷和甲醇差不多，甲烷更成熟、應(yīng)用面略廣；僅有甲醇在化工原料上（MTO）的應(yīng)用以及氨在化肥上的應(yīng)用是甲烷不具備的；氨在能源上的應(yīng)用仍處于非常初期的階段。

2021年全國交通用氣量509億立方米，假設(shè)全部由綠色SNG替代，則對應(yīng)綠氫消耗量為1834萬噸；全國的氨和甲醇產(chǎn)能用綠氫約2100萬噸，即 交通用氣量對應(yīng)耗氫堪比全國合成氨和甲醇總產(chǎn)能用氫 。

如下表對比可以發(fā)現(xiàn)，綠色甲烷在重卡領(lǐng)域應(yīng)用潛力很大。以Power-to-X的效率為50%、電價0.15元/kWh、電耗占生產(chǎn)成本的60%（合成步驟占40%），可粗略估算產(chǎn)品成本為0.15/50%/60%=0.5元/kWh，折合7000元/噸。 LNG加氣站比較成熟，參與LNG重卡生產(chǎn)和研發(fā)的車企也較多，產(chǎn)品線成熟，消費端客戶接受度高。

考慮電價0.15元/kWh，綠氫生產(chǎn)成本可以低至10元/公斤。但綠氫至規(guī)模用戶的成本仍高達(dá)0.84元/kWh，而變成SNG的至規(guī)模用戶成本僅為0.53元/kWh，無需補(bǔ)貼即可滿足車用LNG經(jīng)濟(jì)性。而綠氫用于車用綠色甲烷，則僅需滿足周邊有天然氣管網(wǎng)即可；甚至沒有管網(wǎng)，直接壓縮成LNG運輸給加氣站的成本也非常低廉（500公里距離每公斤僅0.35元）。

以消耗500萬噸每年綠氫為例，10元/公斤生產(chǎn)成本為基礎(chǔ)。在缺乏純氫管網(wǎng)和鹽穴儲氫的情況下，根據(jù)德國某機(jī)構(gòu)的測算，以廣東省（1/2德國面積）為例，滿足50萬噸/年的大量用綠氫、2000座1000公斤加注能力的加氫站，成熟的液氫體系，才有可能做到平均儲運成本18元/公斤。加上加注和生產(chǎn)各10元，加注口成本才能做到38元/公斤，加氫站依然需要3塊錢左右的補(bǔ)貼。以每輛FCEV 5噸/年耗氫，全國需要100萬量FCEV計算，需要投資建設(shè)13000座加氫站，按照10年計算，粗略估算投資+加氫站補(bǔ)貼（車無補(bǔ)貼）需要4240億（不含電解水）。

假如500萬噸綠氫變成綠色SNG，對應(yīng)140億立方米，投資建設(shè)H ₂ +CO ₂ 甲烷化裝置，加補(bǔ)貼10年總投資只需要1172億（不含電解水）。無需補(bǔ)貼即可達(dá)到5元/方左右(7000元/噸)，這個對于LNG重卡和CNG車是完全具備經(jīng)濟(jì)性的價格，不需要新增任何加氣設(shè)施和車輛購置。

氫是可再生能源向脫碳部門滲透的載體，承擔(dān)著儲能和分配的作用。然而儲氫相當(dāng)困難，用氫儲能就更困難了。如前所述，三種X折合每千瓦時的生產(chǎn)成本基本一致，也就是說其儲能的成本基本一致。天然氣發(fā)電非常成熟，卻沒有在儲能上得到重視。

另外，天然氣可以通過成熟的管網(wǎng)滲透到用戶終端， 電轉(zhuǎn)甲烷相當(dāng)于用可再風(fēng)能和太陽能給天然氣管網(wǎng)充電！ 另外，甲烷地質(zhì)儲能也大有挖掘潛力。根據(jù)中國電建集團(tuán)、武漢巖土力學(xué)研究所和中國科學(xué)院大學(xué)聯(lián)合發(fā)表的調(diào)研結(jié)果，相較于抽水蓄能和壓縮空氣儲能， 電轉(zhuǎn)氣 地質(zhì)儲能的儲能容量更高，儲能時間可變范圍更廣，能量密度更高，且投資成本相當(dāng)；中國的天然氣儲氣庫建設(shè)處于初級階段，未來十年將是中國儲氣庫建設(shè)的高峰期，結(jié)合碳交易市場的迅速發(fā)展，電轉(zhuǎn)甲烷儲能技術(shù)在中國或?qū)⒂瓉磔^大發(fā)展機(jī)遇。 國外學(xué)者評述電轉(zhuǎn)甲烷技術(shù)綜合了多項功能屬性，包括獲取零碳天然氣、調(diào)節(jié)電網(wǎng)平衡、提供長期儲能和促進(jìn)能源脫碳，是一種值得重點開發(fā)的具備顛覆性潛力的新能源技術(shù)。