刘科，李俊国，吴昌宁

南方科技大学

1. 前言

近期电动车与燃油车之争，因苹果丰田退出电动车、小米造车等话题又引起国人的讨论。本文从能源全生命周期及碳中和的大系统出发探讨适合中国国情的绿色甲醇与电池的混合动力路径，供大家参考。本文主体内容新近发表于中国工程院主办的国际知名学术期刊《Engineering》上（2023年 第29卷第10期，中英双语，绿色甲醇——实现碳中和的重要途径）[1]。《Engineering》于2015年创刊，入选了“2023中国最具国际影响力学术期刊（自然科学与工程技术）”。

中国正在推动以碳达峰碳中和为宏伟目标的“双碳”行动计划，其关键在于增加可再生能源生产与消纳，用更多的可再生能源取代石油及煤炭。太阳能的成本近年大降，但每年的有效发电时间非常有限，长三角地区每年1000小时左右，榆林鄂尔多斯等地约1700小时，约为全年时长的11~20%，而风能全国各地不同，平均 2200小时左右，约为全年时长的20~25%。这表明，太阳能、风能仅在其能发电的时段比火电便宜，而在其他时段，如果要储电，其成本会远远高于火电。因此，在多数情况下，太阳能发电不具备竞争优势，实际情况下已发出的电较大比例被浪费了。风力发电存在关于季节性成本波动的类似问题，中国风电行业每年因不合理电源结构和远距离输配电网挑战产生了可达200亿度的弃电量[2]。

为了实现“双碳”目标，开发一种商业上可行的、可以在全球范围内实施的大规模储能技术势在必行。一般来说，基于电池的储能解决方案由于其技术不成熟和成本限制而不适合大规模储能。目前电池的全年产能远低于日益增长的可再生能源储能需求。不管是抽水储能、压缩空气储能，还是电池储能、重力储能，只能实现短期储能。在降雨量减少或风力低的时期，这些储能技术的功效受到极大限制[3, 4]。在过去的40年里，北半球一半的风力资源一直在减少，下降幅度超过30%，这可以归因于气候变化。因此，迫切需要探索太阳能和风能大规模储存的解决方案，同时推进长期储能技术的开发和部署。

实现中国的双碳目标挑战很大，需要在双碳实现路径与经济社会协同发展之间取得微妙的平衡。这种平衡在很大程度上依赖于太阳能、风能、煤炭、石油和天然气等基础设施和设备现有及未来投资的可持续利用。与双碳目标相关的资金需求量是巨大的，因此市场导向和稳步进展对于成功实现该目标至关重要。也就是说，仅仅依靠财政补贴不足以达到预期的结果。预计未来可再生能源/氢能在中国能源总结构中的比重将大幅提高。然而，可再生能源的内在间歇性和不稳定性是一个关键的制约因素[5]。因此，为了实现双碳目标，实现可再生能源可靠、安全、有效的运输及储存势在必行。我们对开发大规模、低成本、实用的高效储能技术具有非常迫切的现实需求。目前，大多数储能技术的研究都集中在增强材料能量容量或发现新型储能材料[6, 7]。然而，这些努力主要停留在理论研究阶段，短期内无法作为大规模储能技术应用。

我们提出一条支持低碳社会发展的绿色甲醇路径，建议尝试利用中国最丰富的两大资源（即西部的沙漠戈壁带来的几乎无限的风光资源与中国丰富的劣质煤资源）结合制取绿色甲醇，同时用劣质煤分离出的矿物质微粒改良板结的土地、盐碱地及沙土地，既解决中国石油不够的问题又能保障粮食安全。同时，绿电与绿色甲醇混合动力，解决纯电动的几大痛点。甲醇因其高能量密度而被广泛认为是一种适宜的能量载体。中国的风光资源既煤炭资源主要在西北；通过将中国西部的间歇性可再生能源及劣质煤转化为绿色甲醇，可以有效地将可再生能量以液体形式储存起来，并实现长期保存。结合中国本身西高东低的地理特征，西部生产的甲醇可以通过管线低成本高效运输到东部及沿海城市。这有可能是一种大规模的、符合中国国情的绿色液体取代石油的解决方案。

业界对绿色甲醇的概念有不同的理解，容易导致学术研讨及工程实践方面的混淆，我们对绿色甲醇的概念，做了适当的补充说明。

1994年诺贝尔化学奖得主、美国南加州大学Olah教授于2006年在其专著《Beyond Oil and Gas: The Methanol Economy（跨越油气时代的甲醇经济）》中首次提出了甲醇经济的概念，受到全世界各国学者、政府及产业界的广泛关注。经多年科技开发与产业实践，甲醇的来源已从早期的化石能源制取路线（煤制甲醇、天然气制甲醇等）发展到化石能源/非化石能源共同制取、可再生能源制取路线，甲醇经济已深入融合世界经济发展。在2023年举办的杭州第19届亚运会上，主火炬燃料首次使用废碳再生的“绿色甲醇”，实现了零排放的碳循环过程。

国际可再生能源署IRENA在2021年的《创新场景：可再生甲醇》报告中尝试给出了“生物甲醇”、“绿色甲醇”的定义[8]。“生物甲醇”指的是由例如林业和农业废弃物及副产品、沼气、污水、城市固体废弃物(MSW)和制浆造纸业的黑液等生物质生产的甲醇。“绿色甲醇”指的是从可再生能源电力生产的二氧化碳和绿氢中获得的可再生甲醇。

对于来自发电厂、钢铁和水泥厂等各种工业来源的CO2，IRENA考虑到这些CO2通常会排放到大气去，作为替代方式可将其进行再利用（即与绿氢共同生产低碳甲醇），这类甲醇归入了绿色甲醇的范围。为了实现可持续及CO2净零排放，未来将越来越多地使用生物来源的CO2，例如蒸馏厂、发酵装置、MSW、沼气以及其他装置来源（如生物质发电厂）的CO2通常被视为废气而排放到大气中，从这些装置捕获、存储或利用CO2的工艺通常被称为生物能源与碳捕获和储存(BECCS)或生物能源与碳捕获和利用(BECCU) [9]，属于IRENA认可的绿色甲醇生产工艺。基于直接空气捕获[DAC]的CO2，结合绿氢生产甲醇的工艺，也属于IRENA认可的绿色甲醇生产工艺，但该技术方向仍面临技术开发及商业化的挑战。

地球上的能源主要来自阳光，但“光阴似箭”难以捕获，如何把阳光变成随人们的意志可储存、可运输的液体，白春礼、张涛、李静海、施春风四位院士于2018年9月在国际知名期刊《焦耳》上联名发表文章解答了这个问题。他们将甲醇技术划分为五代，第五代甲醇技术以空气中的二氧化碳和取之于水的氢合成甲醇，也叫液态阳光（Liquid Sunshine）[10]。中科院大连化物所李灿院士团队进一步通过甘肃省兰州新区的1000吨/年液态阳光甲醇示范装置验证了液态阳光的基本原理：利用太阳能、风能等可再生能源分解水制绿氢，再由绿氢加二氧化碳转化生产甲醇[11]。CO2+H2可以制甲醇（CO2+3H2 = CH3OH+H2O），技术上没问题，但宝贵的H2有1/3转化为只有几元一吨的水（H2O），成本比我们提出的用绿电生产甲醇的路径要高出一倍以上，如果欧洲人愿意出高价收购，我们乐见其成，去赚欧洲人的钱，但在中国国内在可见的未来，成本太高，没必要追求100%绿色零碳，我们的路径比煤制甲醇减碳近~82%，尽管还有~18%的碳排放，但CO2排放太多不行，没有，人类也无法生存，因为我们呼吸的氧气及吃的食品都是CO2光合作用形成，欧洲极端环保主义追求的零碳既不现实，也不科学。

目前生物甲醇、液态阳光甲醇的生产成本与现有甲醇产品相比还是过高了，导致其推广应用遇到了相当大的阻力。按中国科学院液态阳光研究组在2018年的预测，液态阳光甲醇的大规模应用可能要到21世纪40年代。同时从全生命周期角度看，甲醇制造过程的装备制造、生产消耗及储运过程是伴随着一定程度的碳排放的，做到绝对的零碳排放（也即100%绿色）是很有挑战的，其实质意义也是存疑的。汽车行业出于碳中和需要，已在积极探索实践引入零碳绿色甲醇的可能性，但受生产成本控制需要，CO2来源中短期内只能优先考虑工业排放源，合成甲醇用的氢源暂时用石能源加工装置的低成本副产氢气[12, 13]。此类暂时采用工业副产氢的甲醇项目，业界一般称为“绿色低碳甲醇”项目，目前已投产的主要包括吉利集团河南安阳11万吨/年CO2加氢制绿色低碳甲醇联产LNG项目、江苏斯尔邦10万吨/年CO2加氢制绿色低碳甲醇-光伏新能源材料项目。各类采用绿氢的绿色甲醇项目，尚处于规划阶段。

2. 适合国情的绿色甲醇技术路径

传统的甲醇合成主要以煤作为原料，工艺流程如图1(a)所示。煤基甲醇合成包括两个主要步骤：煤气化（煤 + O2 + H2O → H2 + CO + CO2）；甲醇合成（2H2 + CO → CH3OH），每份甲醇合成大致需要1体积CO和2体积H2，即氢碳比应为2 : 1。然而，目前工业中典型煤气化工艺中粗煤气的氢碳比约在0.5 : 1~1.0 : 1水平，所以必须通过水煤气变换过程（WGS，H2O + CO → H2 + CO2）来补氢。基于上述分析，在传统煤基甲醇合成过程中，每生产1吨甲醇约排放2吨的CO2，进一步考虑配套装置的公用工程消耗，全厂总CO2排放量3.5~4吨，典型的全厂碳排放数据，详见图1(a)。

图1 (a)常规甲醇合成；(b)绿色甲醇合成示意图

有学者专门研究了电转氢气储能过程的效率[14, 15]。在中国西部地区，可再生能源（光伏发电与风电）结合先进的电解水技术制取绿氢绿氧是有市场竞争力的，如果通过汽运送到东部地区，则可为东部地区供应氢能。尽管这一愿景前景广阔，但氢既不容易储存也不容易运输[5]，未来要建氢气输运管线，但长距离输氢的管线投资很大（约600万/公里），另外更重要的是即使氢气管线修到某个城市，必须在短时间内消耗掉，否则再大的储罐也储不下，氢气输运系统需要各方协调且非常复杂的系统工程；在可见的未来国家还没有规划。而在没有管道的情况下，目前运氢的高压罐车重量大，一辆49吨重的卡车只能装350kg的氢，为了维护压力平衡，到目的地后只能卸载250kg，另外那100kg必须来回跑，而且运氢的大罐车，超过一定规模的氢按目前的安全政策是不允许过隧道的。甲醇是具有储氢、储电、储光功能的良好能量载体，在储运方面有先天优势[16, 17]。通过将中国西部的间歇性可再生能源转化为液态甲醇，可以有效地将能量以液体形式储存起来，以便长期保存及输运[18, 19]。为提高甲醇生产的环境友好性，中国西部已有的煤化工行业可以消纳源自可再生能源的氧气和氢气。

我们团队正在开发的绿色甲醇新合成工艺，如图1(b)所示。相比于传统工艺，我们不仅利用绿电制绿氢，同时用副产的绿氧去气化一点碳源，甲醇厂需要的能量都来源于风光，只是甲醇分子力的C原子从碳源来， 如果碳源用生物质，我们的过程也是100%绿色，如果碳源用劣质煤，我们也比煤制甲醇减碳约~82%，尽管不是100%零碳，但成本是生物质的一半，而剩余的18%的碳排放是人类生存必须的CO2. 我们的路径可精简掉空气分离和WGS单元的碳排放，这是由于引入了足量的从可再生能源制得的绿氢和绿氧。

除了这个创新点之外，上述工艺方法与现有绿色甲醇工艺的区别，可概述如下：

与IRENA所述绿色甲醇工艺的“来自发电厂、钢铁和水泥厂等各种工业来源的CO2”先排放，再收集后与绿氢化合转化不同，本工艺让绿氧直接作为煤气化过程的原料气、让绿氢进入甲醇合成单元，使得甲醇合成工艺实现低碳化甚至零碳化排放；

与液态阳光甲醇工艺的“空气中的二氧化碳和取之于水的氢合成甲醇”[10, 11]不同，本工艺不仅利用绿氢，更主要的是要充分利用绿氧去气化最便宜的碳源（如劣质煤等），同时让气化炉生产的CO和少量CO2与绿氢及气化产生的氢一起催化合成甲醇；

与煤化工耦合绿氢的简单工艺不同，本工艺可采用煤与生物质/MSW联合转化[20, 21]，具有原料操控弹性，且所用煤炭原料优先使用可分离出具有土壤改良固碳功能的天然远古矿物质的低质煤煤源（确保控制低生产成本及土壤碳汇能力）[22]。

此外，本工艺方法具有落地实施方面的优势，传统甲醇生产设施只需进行适量的改造翻新即可用于制取绿色甲醇。

与此同时，绿色甲醇可作为光伏发电、风能和地热能耦合融合制绿氢后的氢能载体。绿色甲醇也可作为生物质气化耦合二氧化碳加氢制化学品过程的主要产品（CO2+ 3H2→ CH3OH + H2O），从气化炉出来少量的CO2，无需分离，用绿电生产的绿氢，把气化炉出来的CO和CO2全部转化为甲醇，进而实现多元化路径的减排， 如下节所述，我们提出的路线在解决传统煤制甲醇工艺固有的高碳排放问题的同时，成本比CO2加氢的液态阳光路径降低很多，既可以大量减碳又成本可控。

3. 绿色甲醇应用的预期效益

3.1. 绿色甲醇的成本

前文概述了我团队提出的绿色甲醇技术路线。针对绿电、绿氢、绿氧完全替代传统甲醇工艺过程所需的公用工程消耗及原材料消耗工况，每增加1千克绿氢，可降低CO2排放量，约为7千克（以典型干法气化为例）。每吨绿色甲醇对应的土壤碳汇潜力：用2000~3000 kcal/kg的劣质煤，经微矿分离制得优质化工原料并进一步制取甲醇，天然远古矿物质（SRM）收率按劣质煤原料的40%计算，每吨SRM用于土壤改良后的固碳能力按0.9 t CO2/t SRM测算；与传统甲醇相比，约可进一步降碳10个百分点。具体计算过程：每吨传统甲醇，生产过程排放3.5吨CO2，自身使用后排放1.38吨CO2；每吨绿色甲醇，仅自身使用后排放1.38吨CO2，减碳率约为72%。引入土壤碳汇之后，每吨绿色甲醇被使用排放0.88吨CO2，减碳率约为82%。

为了进一步评估其可行性，我们通过算例比较了传统煤基甲醇工艺和新型绿色甲醇工艺（考虑短期内更具实操性的工况，燃煤使用量减量50%；中长期将采用绿电代替公用工程）的生产成本。计算考虑电解水用电价格为0.2元/kWh，其他费用基于中国的平均价格标准。考虑征收100 CNY/t CO2的碳税，加上原材料和公共工程的消耗和价格，传统煤基甲醇的生产成本约为2515.7 CNY/t。在相同规模下，通过本研究提出的新型绿色甲醇的生产成本约为2491.3 CNY/t。因此，绿色甲醇工艺实现了与传统路线相当的成本水平，同时提供了减少碳排放的额外好处。

3.2. 用于分布式发电的绿色甲醇

甲醇蒸汽重整工艺用于H2 生产及其在燃料电池中的后续使用，提供了一种有前途的分布式发电技术。基于甲醇的分布式发电技术的主要应用场景，如图2所示。一个重要的应用场景，是给位于偏远山区的5G基站供电，例如广东省的多个山顶5G基站。这些基站依靠甲醇蒸汽重整结合氢能发电系统作为其能源供应。这些电站经多年运行的稳定性，证明了甲醇分布式发电方法的可行性和可靠性。

图 2 基于甲醇的分布式发电技术的主要应用场景

使用基于甲醇的分布式发电系统，其主要优点是避免了从城市到远程基站的高昂能源传输成本。例如，通过部署四个2.5千瓦的绿色甲醇分布式供能系统，即可为5G基站提供足够的电力。每隔几个月拉半车甲醇就可满足其用电需求。这个设备发电只要甲醇和水。工作原理是甲醇和水在200多摄氏度产生氢气，氢气在80摄氏度和空气通过燃料电池发电。它的发电效率就比内燃机燃烧发电效率高2倍-3倍，而且反应器中200多摄氏度的余热冬天可以供暖，夏天通过热泵可以制冷。2.5千瓦的单台机器就可以满足一个普通别墅的供电、供暖、制冷需要。这个例子很好展示了该技术应用的多功能性和高能源效率，包括固定式和移动式电源系统。

基于现有的技术，选取具有代表性的工艺流程的效率及成本，计算“光伏发电-电解水制氢-液氢储运”及“绿色甲醇+甲醇制氢”的供氢成本及效率，结果如图3所示。

图 3 “光伏发电-电解水制氢—液氢”与 “绿色甲醇-甲醇制氢”供氢成本及效率对比

本案例计算，假设场景为氢源为利用西部丰富的风光能源通过电解水制得的氢气，用氢地为距离氢源地约500km的中东部地区。图3中各单元上标的百分数为绿氢的转换效率，下标为该单元的生产/运输氢气的成本。综合供氢成本由各单元累计成本（基于转换效率折算）除以终端氢气量计算而得。考虑两种技术路线均经过相对成熟的商业化运行磨合之后，其综合供氢成本可以通过多步骤的分解评估与汇总核算获得。通过“光伏发电-电解水制氢-液氢储运”路线，其终端用氢成本为95元/kgH2，而“绿色甲醇+甲醇制氢”路线的终端用氢成本为41元/kgH2。因此，在本案例的物理场景下，“绿色甲醇+甲醇制氢”相较于“光伏发电-电解水制氢-液氢储运”具有成本优势，其主要原因有：

1) 氢气压缩成本降低。氢气压缩为高压氢（30MPa）时成本较高，而绿色甲醇的制备过程中压缩氢气用于合成甲醇的压力上限为10MPa，进而成本极大降低。

2) 运输效率的提升及成本的降低。液氢的运输过程中需使用特制液氢罐车，且该过程中部分液氢将气化后损失（0.5%-1%/天），总损失量与运输天数有关。在500km运输距离上，损失约为3%。而甲醇在运输过程中的总损失量与距离无关，约为0.5%，且甲醇运输的物流链成熟，物流成本低。此外，甲醇的运输相较于液氢的安全性更为高。

在绿色甲醇-甲醇制氢流程中，两个关键单元甲醇合成、甲醇制氢的氢气转化效率低于90%（分别为82%、70%）。在甲醇合成单元中，氢气转化效率为单程效率，尚未考虑驰放气的回收利用。在甲醇制氢单元中，按照目前的技术方案，采用30%的甲醇作为制氢反应装置的热源，暂未考虑甲醇制氢系统的热管理优化。这两个单元的优化将提升“绿色甲醇-甲醇制氢”方式的整体效率。

相比之下，目前西部建一个典型火电厂，整体能源效率约为40%。这表明，每100万大卡的煤只能发40多万大卡的电，在输送的过程中再损失一些，只有30多万大卡电送到东部沿海城市的用户端，其中60多万大卡以热的形式耗散掉。与电力不同，热量不能通过网络有效地长距离传输，但绿色甲醇作为液体可以通过管道运输。

3.3. 对减少石油进口依赖有很大的作用

只要绿电成本低于0.2元/kWh，绿色甲醇每百万大卡的成本不会超过汽油，利用中国已经便宜的太阳能和大量的生物质、城市垃圾（约80%是生物质）及劣质煤制成的绿色甲醇，不仅可以大大减低碳排放，而且可大规模替代进口石油，可逐渐打破石油美元的垄断。

在可预见的未来，预计可以大规模推广以绿色甲醇为资源的能源系统，并与广泛的可再生能源技术相结合，包括发电、储能及输电。智能电网与绿色甲醇网络的有机结合，可以逐步将当前的煤炭/石油经济转变为以可再生能源为主导的绿色电力和甲醇经济。绿色甲醇具有满足中国交通、电力和供热系统能源需求和挑战的潜力。它产生的碳排放量仅为传统能源的20%，有效地解决了石油短缺和碳中和问题。

3.4. 绿色甲醇与绿电的混合动力能在保障能源安全的前提下实现碳中和

利用我国东西部的海拔差，液体可以借势流往东部沿海城市。在“双碳”的要求下，今后既然储电成本尚高，电网还存在一定的瓶颈，那可以把多余的、便宜的风能太阳能在西部电解水制氢制氧，仅利用少量碳，把太阳能风能转成绿色的液体进行利用。

绿色甲醇作为燃料有各种应用场景。Wu等人[23]提出了一种基于混合燃料电池系统的新型甲醇利用发电技术，该技术可以高效、经济地将甲醇转化为电能。Wang等人[24]提出了一种新的甲醇-电力热电联产系统，实现了医疗废物的近零排放资源化利用。关于替代燃料在内燃机中的应用，首先，吉利集团已经开发出成熟的甲醇内燃机技术，并已在西安、贵阳等中国多个城市实施。公共交通车辆（即公共汽车和出租车）近年来配备了甲醇内燃机，证实了可安全运行。其次，插电式混合动力电动甲醇汽车具有降低油耗和温室气体排放的潜力，比亚迪的DM-i等油电混合动力汽车实现了低至每百公里5升的油耗。最后，当燃料电池成本足够便宜了，车上装绿色甲醇，通过车载甲醇在线制氢，氢气通过燃料电池发电，电再为车辆提供动力，1升甲醇制氢气的质量是1升液氢的两倍。通过把现有液体基础设施加油站改造成绿色甲醇加注站，可以支持内燃机车、电动车、氢燃料电池车三代汽车的发展。中国液体运输的地理优势，以及绿色甲醇作为燃料的多功能性，为减少碳排放和向可持续能源解决方案过渡提供了机会。

加氢站所需建设规模明显超过现有加油站规模。因此，建议不要急于拆除现有的加油站，而是将其改造为绿色甲醇站。这种方法可很好地利用现有的燃料加注设备。同一套甲醇装置在现在可服务内燃机，进一步可支持插电式混动设备，在未来还能够服务氢能与燃料电池。

作为汽车的替代燃料，甲醇的安全性一直是公众和政府部门最关心的问题，甲醇汽车试点自2012年起由国家工信部在山西、陕西、甘肃、贵州等省实施。这些试点项目于2018年成功通过了测试，验证了甲醇燃料汽车的环保、安全、经济和可靠性。这一结果澄清了公众和政府层面长期存在的与甲醇燃料相关的安全质疑。

2018年我们就写了《关于中国新能源汽车战略再思考》的文章，后来网易又请作者做了一期《电动车与氢能的历史与未来》的公开课。由于篇幅有限，可能给读者造成我们反对电动车的误解；其实恰恰相反，我们不仅不反对电动车，而是想办法解决电动车的痛点。我们提出用绿色甲醇与电池的混合动力来解决纯电动的以下痛点：

痛点1：纯电动要保证600公里的续航，电池必须做的很大、很重，需要消耗大量锂、钴、镍等昂贵的金属材料，使得其成本上升；而对绝大多数的人，可能每年只有不到5%的时间需要600公里续航，绝大多数时间每天上下班有150公里的续航就够了。偶尔需要开长途，在车上装一个50-100升的燃料桶及一个小型的绿色甲醇增程器。平时上下班时这个燃料桶可空着；需要远行时再加满液体燃料，路上可以边开车边充电——这样就解除了续航旅程焦虑。平时95%的时间里，也不需要背着一套600-800公斤的大电池到处跑（那是能源的浪费）。而且，造一辆纯电动的电池材料可以造4辆混合动力车，可减少材料成本。

痛点2：如果大部分汽车走纯电动的路线，全社会就必须再花几万亿资金建快充的基础设施。纯电动的应用场景下，用户不太愿意等几个小时去慢充。快充站必须集中管理，且占地成本偏高。今天标准的加油站是设计每天服务大概450辆车，每辆车加油约3分钟左右，由此可计算加油站的占地面积。目前快充约需30分钟，这意味着要建一个服务450辆纯电动车的快充站，占地约是今天加油站的近10倍。北上广深地价如此之贵，卖电的收入很难支付地价。而混合动力就不需要快充，采用慢充的设备可降低造价，且可安装到各个小区，电网不需要大规模更新，基础设施成本大降。此外，慢充的一大好处是可以选择电价便宜的时段。在电网的风能、太阳能无法消纳时，可通过智能控制，让电动车有选择地变成绿电的消纳装置。

如果全都推行纯电动，车没电时大家都要火急火燎地快充赶路，那电网有什么电就得充什么电。中国电网在可见的未来还是以火电为主，所以纯电动表面是电开车，实际是煤开车，很难起到真正的减碳作用。目前限制可再生能源在电网里的比例就是因为风光无法预测，有时候为了维护大电网的稳定，不得不弃光弃风。纯电动如果在白天峰电时段，突然有几千万辆电动车去快充，就会增加电网的负荷及风险。要让电动车有选择地使用绿电，用混合动力和慢充是正确方向。

在今天的加油站基础上增加绿色甲醇的加注设备，比在全中国乃至全世界建快充站要容易的多。把人类已经花了几十万亿建的液体的基础设施废掉，再去重新去建快充站或加氢站，既不现实，短期不可能做到，也不科学。电动车的出发点是减碳，用风光等新能源取代汽柴油来开车，而纯电动要求的快充不太容易有选择地去使用绿电开车。

痛点3：纯电动不适合在寒冷的冬天使用，而这个世界70%以上的经济体是有寒冷冬天的区域如纽约、伦敦、巴黎、柏林、多伦多、莫斯科、北京、东京等大城市。在这些寒冷的地区，电动车冬天不太合适；但如果用绿色甲醇和电的混合动力，冬天甲醇燃烧发电的余热就可以维持汽车及电池再最佳温度。即使在重庆这些暖和的地区，纯电动因为电池太重，电动车爬坡是平地耗电的8倍左右，里程会大打折扣。

痛点4：纯电动因为电池大，一般整个车底盘都是电池，一旦着火驾驶员及乘客安全都有危险；如果做成混合动力，因电池只有纯电动的1/4，就可以布局到离驾驶员及乘客远一点的地方，降低风险。

痛点5：纯电动因电池600-800公斤，太重，回收运输不方便, 需要吊车等装卸设备。如果走醇电混动，把电池重量控制在150公斤以下，一个人开个小货车就可以回收，对建立低成本的回收体系有帮助。

总之，纯电动适合在平坦暖和的城市做乘用车，但对有寒冷天气的地区及山区不合适；另外对大卡车等商用车，电池本身就有几吨重，在山区爬坡容易耗光电源，纯电动也不合适。因此既不要用绿色液体燃料去反对电动车的推广应用，也不要用电动车去反对低碳绿色液体燃料的推广应用（如用风能、太阳能和劣质煤制的绿色甲醇）。未来碳中和时代的能源体系就是绿色电网及绿色液体管网及绿色氢气管网的有机结合。适合用电的地方用纯电动，适合用绿色液体燃料（甲醇）的地方用液体；绿色液体和电的混合动力适合大部分地区。燃烧汽油柴油的燃油车有可能在未来消失，燃烧绿色液体的内燃机不但不会消失，还要大发展。

4. 结论与展望

太阳能发电的成本已接近甚至低于火电，但平均大约只有不到20%时间能有效发电（取决于地域），其它80%以上的时间要依赖储能。用绿色能源取代化石能源的核心是储能；将风能和太阳能转化为绿色甲醇液体储存是成本较低、能满足长周期能量储用需求的储能技术之一。液体是最好的能源载体，以绿色甲醇为原料的能源系统若能大面积推广，加上智能电网与绿色甲醇管网的有机结合，可把今天的煤炭/石油经济改为以可再生能源为主的绿色电力与绿色甲醇经济，有望用如今煤炭和石油经济约20%的碳排放量，解决中国的交通、电力和供暖供冷及石油短缺问题，并实现碳中和。

绿色甲醇可用已有的液体基础设施，满足内燃机车、绿色甲醇混动增程车及氢燃料电池车三代汽车的使用，实现交通的绿色化。与此同时，该技术还可应用于各类分布式用能领域，且使用过程中，可为所处环境提供供暖及制冷服务。推动碳中和是全社会共同的事业，需要社会体系进行创新与变革，同时更需要政产学研良性互动，共同推动碳中和目标的实现。

本工作尝试提出一条支持低碳社会发展的绿色甲醇路径，利用中国最丰富的两大资源（即西部的沙漠戈壁带来的几乎无限的风光资源与中国丰富的劣质煤资源）结合制取绿色甲醇，同时用劣质煤分离出的矿物质微粒改良板结的土地、盐碱地及沙土地，既解决中国石油不够的问题又能保障粮食安全。同时绿电与绿色甲醇混合动力，解决纯电动的几大痛点。甲醇因其高能量密度而被广泛认为是一种适宜的能量载体。中国的风光资源既煤炭资源主要在西北；通过将中国西部的间歇性可再生能源及劣质煤转化为绿色甲醇，可以有效地将可再生能量以液体形式储存起来，并实现长期保存。结合中国本身西高东低的地理特征，西部生产的甲醇可以通过管线低成本高效运输到东部及沿海城市。这有可能是一种大规模的、符合中国国情的绿色液体取代石油的解决方案。

南方科技大学刘科院士领导的清洁能源和土壤改良研究团队，近几年积极倡导绿色甲醇新技术路线：我国减碳的关键在于改变能源结构，将风能和太阳能以液体形式存储的绿色甲醇将成为最合理的能源解决方案之一；有了具有市场竞争力的绿色甲醇，汽车内燃机就机会成为绿色能源动力，实现低碳排放；更重要的是，如果大面积运用以绿色甲醇作为原料的能源系统（煤化工及生物碳源耦合绿氢绿氧），可实现如今煤炭经济不到1/5的碳排放量，解决中国的电力、交通和供暖供冷等问题；可开创性地从煤中低成本分离出巨量的天然远古矿物质，制成土壤改良剂后用于板结土地、盐碱地及沙土地治理，通过促进植物生长的方式将燃煤排放的二氧化碳重新存储回来，实现生态系统碳排放[25, 26, 27]。我们团队一直倡导：太阳能、风能耦合劣质煤制甲醇虽然不是100%绿色，但是理论上也能减碳75%左右（含土壤碳汇之后，减碳幅度更大能达到~82%），剩下这18%的碳是人类生存必须的碳，也就是让放出去的碳与吸收回来的碳产生平衡；CO2排放不能太多，但没有CO2，人类也无法生存；因人类呼吸的氧气，吃的食品及所有的绿色植物都要靠CO2的光合作用产生；因此，用经济可行的技术路径，比使用石油/煤炭减碳>~82%的低碳甲醇生产技术，是适合中国国情的绿色燃料，建议国家制定适合中国国情的绿色甲醇标准[28, 29]。欧盟如果愿意从中国进口由生物质及绿电制的减碳近100%的绿色甲醇，只要欧盟愿意出高价，我们很高兴给欧盟出口赚取外汇，但其成本是我们提出的减碳近~82%绿色甲醇的两倍以上。我们认为用绿电和少量劣质煤结合制取的绿色甲醇所排放的少量的CO2是人类生存必须的CO2，我们自己要有清晰的科学认知，不要被欧洲发达国家一批极端的不顾成本地去追求零碳的环保极端主义而误导。如果我们把今天的煤炭、石油经济转为我们提出的绿色甲醇经济，全生命周期可减碳约~82%，剩余的~18%的CO2排放是人类生命活动必须的CO2，生命就是碳的循环，追求零碳是错误的。未来的能源体系就是绿色电网与绿色管网的有机结合；适合用电的场景就用电，适合用绿色液体的用绿色液体；不要用一个去反对另一个。

5 政策建议

（1）布局适合中国国情的绿色甲醇路径，抢占碳中和先机

中国劣质煤资源储量丰富，而且整体利用效率较低。通过煤炭清洁高效利用新技术（如微矿分离技术）对劣质煤进行预处理，获得清洁固体燃料来制备优质水煤浆，用于现有煤气化工厂进行气化，并耦合绿电产生的绿氢及绿氧，省去传统工艺中高能耗高碳排的空分装置及水煤气变化装置；微矿分离过程副产的矿物质，可制成微矿有机肥、微矿复合肥及土壤改良剂去治理板结土地、沙土地及盐碱地，让更多的贫瘠土壤恢复耕种能力。综合下来，只要氢和氧是由绿电产生，碳源即使由劣质煤提供，该工艺生产的甲醇对比传统煤制甲醇工艺也能减碳约82%，而剩余18%的碳排放是人类生存所必须的碳（大气层维持稳定温度、植物光合作用等），因此通过劣质煤微矿分离结合气化工艺并耦合绿电制氢制氧系统所制得的甲醇也应当被认定为绿色甲醇（整体工艺碳排放只有传统煤制甲醇过程的18%）。而欧洲倡导的生物质气化或用绿氢还原CO2制绿色甲醇工艺，其最新标准要求每生产1MJ热值的甲醇整个工艺CO2排放不能超过28.2克，该路径在技术上是可行的，但目前经济代价太高；从碳中和的需求而言，我们没必要去一步到位追求这样高成本的绿色甲醇。而以劣质煤微矿分离耦合绿电制氢制氧所制备绿色甲醇路径，每生产1MJ的甲醇其CO2排放可以控制在约40克，尽管比欧洲的绿色甲醇标准要求碳排放高一些， 但整套工艺甲醇生产成本只有欧洲绿色甲醇的一半不到；此外，通过微矿分离技术副产的矿物质去改良酸化的土地、盐碱地及沙土地，进一步提高土壤种植率及农作物产量，生长更多的植株来吸收CO2，恢复土壤碳汇。综上所述，根据我国资源禀赋，以劣质煤为原料通过微矿分离技术耦合现有绿电制氢制氧系统，制备绿色甲醇的技术路径，具备更加良好的经济可行性，同时基于全生命周期计算，再加上土壤碳汇和植被碳汇，每生产1MJ的甲醇其CO2排放将低于40g，是目前从技术层面与经济效益层面都最为符合中国国情的绿色甲醇制备路径。

碳中和是一个循序渐进的过程，应在技术合理且经济可行的情况下科学地去追求碳中和，而不是盲目过急地去追求零碳。中国的绿色甲醇标准也不应该完全照搬欧盟模式，而是要根据中国国情制定科学合理且经济可行的绿色甲醇标准，助力碳中和同时也应该在经济发展上更具竞争力。建议利用上述甲醇路径打造适合中国国情的绿色甲醇标准体系，按照先立后破原则，逐步实现碳中和目标。

（2）推进绿色甲醇全产业链经济转型，替代高碳排放石油资源

在可预见的未来，可以大规模推广以绿色甲醇为资源的能源系统，并与广泛的可再生能源技术相结合，包括发电、储能及输电。中国有广袤的戈壁沙漠，及海岸线，有巨大的风光资源；优质煤主要分布在鄂尔多斯，榆林的能源金三角一带，但劣质煤全国到处都有，而且储量巨大。绿色甲醇路径可把中国最便宜的两大资源绿电及劣质煤充分利用起来，即可生产大量的绿色甲醇缓解我国石油不够导致的能源安全问题，又可把由劣质煤副产的矿物质作为土壤改良剂去改善酸化的土地，盐碱地及沙土地，为粮食安全提供保障，同时让更多的国土再绿起来，助力碳中和。

碳中和时代的能源是智能的绿色电网与绿色甲醇管网的有机结合，可以逐步将当前的煤炭/石油经济转变为以可再生能源为主导的绿色电力和甲醇经济。绿色甲醇具有满足中国交通、电力和供热系统能源需求和挑战的潜力，是经济可行又可实现碳中和的合理路径，可有效缓解我国目前所面临的能源供给及粮食安全问题。。

（3）探索能源资源开发新模式，共绘“山清水秀”蓝图

以内蒙古为例，其风能储量居全国首位，技术可开发量约占中国陆地风能一半，太阳能储量仅次于西藏，位居全国第二，其风能、太阳能资源技术可开发量都属于全国最丰富的区域之一。内蒙古煤炭资源探明储量7323亿吨，居全国第一位，远景储量1万亿吨，占全国远景储量的四分之一。但是，内蒙古横跨三北地区，是我国荒漠化和沙化土地最集中、危害最严重的省区之一，也是全国防沙治沙的主战场，荒漠化主要指各种自然或人为因素造成的干旱、半干旱和亚湿润干旱地区的土地退化；沙化主要指因气候变化和人类活动所导致的天然沙漠扩张和沙质土壤上植被破坏、沙土裸露的过程；二者有一定交集。内蒙古全区荒漠化土地面积8.89亿亩、沙化土地面积5.97亿亩，分别占全国的23.03%和23.59%。盐碱化土地面积4740万亩，盐碱化耕地1500余万亩，占全区总耕地面积的11.4%。

以新疆为例，其具有突出的“风光”资源优势，风能资源总储量约占全国的20%，位居全国第二位。太阳能资源丰富，年太阳辐射总量均值5800兆焦/平方米。新疆煤炭资源非常丰富，预测储量约为2.19万亿吨，占全国总储量的40％以上。但是，新疆盐碱地面积占全国盐碱地的1/3，其中具有改良价值的轻中度盐碱地达1.16亿亩，是我国盐碱土地分布最广、面积最大的省区，也是世界上盐碱地分布比较集中的地区。新疆是我国荒漠化、沙化土地面积最大的省区，其荒漠化土地106.86万平方公里（约16.0亿亩），占新疆国土面积的64.18%、占全国荒漠化土地的41.52%；沙化土地面积74.68万平方公里（约11.2亿亩），涉及90%的县（市、区），占新疆国土面积的44.86%、全国沙化土地的44.25%。

构建能源资源开发新模式势在必行。能上网绿电优先上网，直接上网是最便宜高效的能源使用路径；但随着风光资源基础设施的大规模建设，产生的电力可能无法全部上网。为此上不了网的电和周围的劣质煤结合制成绿色甲醇用管路输到东部，因此绿色甲醇是把太阳能风能大规模长时储存的能源载体。内蒙古和新疆位于中国第二阶梯，借助东西部的海拔差，液体可借势能低成本输送到东部，基于西气东输的管线已经建成，在已建成的西气东输管道上安装甲醇输运管路相对容易，且管线输送液体线损少，同时输送的甲醇能量密度高（常温常压下天然气的能量密度是10kWh/m3，甲醇是4300kWh/m3），而且甲醇的凝固点为零下94.8℃，可保证一年四季以液体形式通过管道稳定运输。进而实现中国西部非稳定的风光资源在国家能源中的占比大大提高，实现“风光”资源与煤炭资源的全生命周期高价值化利用过程，同时实现沙化土地和盐碱地面积的大规模 “双缩减”，共绘“山清水秀”蓝图，助力碳中和的实现。

（4）尽早布局电动车废旧电池回收体系的建设，加强电池回收技术的研发

目前中国的电动车电池保质期是8年左右，很快每年就面临一大批退役的电动车电池的回收问题。欧洲的电池法，一方面想限制中国的电动车出口欧洲；另外一方面，说明回收体系的建设及回收的环保成本目前还太高，利润不大。如果回收效益好，我们出口等于把锂，钴，镍等贵金属运到欧洲，一回收，就是钱，他们何乐而不为？ 电动车的安全不仅仅要解决电池着火的问题，同时要注意电池的环境安全。有报道称电池拆解工厂的工人，癌症等患病率较高，这方面也需系统的研究。笔者参观过一些电池回收厂，工人的工作环境的确不是太好。其实从全生命周期的角度看，在电池生产过程的研发就要开始考虑未来电池的回收问题，从全生命周期的角度去评价电池的生产技术路径。电动车要可持续大力在全世界推广，要早点开始布局电池回收体系的建设，及电池回收技术的研发。否则，若干年后，每年几百甚至几千万个废旧电池如果分散在世界各地，如回收问题解决不好，旧电动车在露天任其风吹雨淋，就会污染土地，污染地下水，那是环境的灾难；因此笔者呼吁要尽早布局电池回收的体系建设，加强回收技术研发， 从全生命周期考察各种排放的角度去整体考虑电池的生产及回收体系一体化的建设方案。

致谢

笔者感谢南方科技大学翁力、曹道帆、王欣、胡顺轩及江锋浩等团队成员。感谢国家发改委、国家自然学科基金委、广东省科技厅、山东省科技厅、贵州省科技厅、深圳市发改委与科创委、深圳燃气集团、吉利控股集团、浙江绿色智行科创有限公司、贵州绿色产业技术研究院等给予的支持。

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(来源：新浪科技)