本文編輯後刊登於《瓦斯季刊》2025年1月第150期「國際碳中和合成天然氣技術展望」
一、前言
因應氣候變遷日趨加劇，聯合國政府間氣候變遷小組(IPCC)警示全球碳排放量需於2030年以前減半，並須於2050年前達成淨零排放(net zero emissions)，而迄今已有超過140個國家宣誓承諾「淨零排放目標」，約涵蓋全球溫室氣體排放量之88%，形成全球氣候行動共識（如下圖1所示）。然而，2023年聯合國環境規畫署（UNEP）發布之排放差距報告中，指出全球碳排量卻不減反增，為使全球暖化之升溫幅度控制在攝氏1.5度內，加速低碳發展之轉型迫在眉睫。
資料來源：National Public Utilities Council(2023)
圖1 全球淨零排放目標規劃
對於天然氣產業而言，為解決燃氣所排放之二氧化碳，各國持續研發將二氧化碳與氫氣合成之低碳甲烷技術（e-methane），透過將二氧化碳作為人工合成之天然氣，達到抵換天然氣燃燒之排碳量，以維持碳中和效益。隨著2023年聯合國氣候變化框架公約第28屆締約方大會（COP28）於第二代綠氫標準（Green Hydrogen Standard 2.0）將合成天然氣納入綠色氫衍生物範疇，將促進各國對於合成天然氣技術之普及，可望持續降低相關製程成本，實現能源轉型。
二、面對天然氣減碳挑戰，提供前瞻技術選擇
在世界各國中，日本係最早發展合成天然氣技術之國家，早在1993年即有學者提倡可透過將二氧化碳與以再生能源發電所產生的氫氣結合，製造主要成分為甲烷之合成天然氣，後續透過回收用戶燃氣排放之二氧化碳，又能作為甲烷化原料再利用，形成循環供應鏈。同時，歐盟為實現能源減碳目標，近年亦積極研發低碳氫及其衍生物之相關技術，其中合成甲烷已被視為發展重點，透過將燃燒甲烷時排放的二氧化碳量，與回收的二氧化碳量相互抵銷，有助於達到碳中和之效益（圖2）。
資料來源：日本經濟產業省(2024)
圖2 合成天然氣技術說明示意圖
（一）日本規劃提高合成天然氣摻配比例，降低都市瓦斯碳排
鑒於合成天然氣具有低碳能源之特性，日本經濟產業省（METI）已於「綠色成長戰略」規劃提高合成甲烷（e-methane）摻配比重，以期於2050年都市瓦斯供應達成碳中和。按照METI評估（圖3），當合成天然氣之摻配比例達到19%、38%、58%與90%時，應可分別減少約17.2%、35.1%、54.9%與88.8%之碳排量。惟考量摻配後之都市瓦斯熱值將由45MJ/立方公尺下降至40MJ/立方公尺，為維持供氣穩定，日本政府於未來15年至20年間將定期檢視供氣熱值變動對家用爐具之影響，以逐步過渡，並規劃於2045年後將標準熱值下修至40MJ/立方公尺。
資料來源：日本經濟產業省(2022)
圖3 摻配合成天然氣之減碳效果
（二）歐洲明定合成天然氣減碳標準，積極開發各項應用
歐洲沼氣協會（European Biogas Association, EBA）亦指出，合成甲烷技術可幫助歐盟實現再生能源指令（RED III）所要求之再生能源占比目標，透過於合成天然氣製程中以再生能源電解氫氣，或係採用生質碳氧化獲得的二氧化碳，可使合成天然氣之溫室氣體排放量較化石燃料減少 70%以上，符合非生物來源之再生能源（RFNBO）標準，有利於促進能源轉型進程。
就現況而言，目前以德國、法國為首，歐洲所生產之合成甲烷約有51%將直接混入於天然氣管網系統中，有助於因應冬季用量較高之季節性用氣需求。而未來EBA更看好未來合成天然氣作為能源載體之效益，相較電池或其他以氫氣、氨氣之電轉氣儲能選項，合成天然氣可直接運用現有之天然氣基礎設施，將太陽能、風能產生的多餘能量以甲烷的形式予以存儲，有助於平衡間歇性再生能源之發電過剩情形，提供更多能源使用之彈性。
三、因應碳排政策目標，各國積極布局產能
儘管合成天然氣具有低碳能源、綠電儲能等效益，惟就現有技術而言，生產成本昂貴係甲烷化技術實用化最大的課題。為商業化生產合成天然氣，目前各國能源公司紛紛進行聯合可行性研究，逐步形成跨國供應鏈，優先在再生能源較為低廉的國家就近生產合成甲烷，而綠電成本昂貴的國家則選擇自國外進口。
而根據國際能源總署（IEA）統計，若目前已簽署之合作協議內容，最終均順利達成最終投資決定（FID），全球e-methane出口產能應可在2030年達到10億立方公尺以上，主要出口國家包含美國、澳洲、芬蘭等國家。
（一）日本業者致力尋求合成天然氣進口方案
國際上日本係最積極簽署進口e-methane協議之國家，為實現2030年將國內都市瓦斯消費量之1%替代為合成天然氣之減碳路徑，東京瓦斯、大阪瓦斯、東邦瓦斯和三菱公司已於2023年與美國Sempra公司完成在德州或路易斯安那州，以綠氫與回收二氧化碳合成天然氣之可行性研究，預計自2030年起每年自Cameron LNG進口1.8億立方公尺之貨氣；大阪瓦斯另與美國Tallgrass公司與美國乙醇生產公司Green Plains達成協議，以藍氫與由乙醇衍生之二氧化碳合成天然氣，預計自2030年起每年自Freeport LNG進口2.8億立方公尺之貨氣等，日本合成天然氣海外發展計畫如下表1所示：
表 1 日本合成天然氣海外發展計畫
資料來源：JOGMEC(2024)
（二）歐洲業者加速開發合成天然氣產能
歐洲各國則係以自行生產合成天然氣為主，自2015年起已逐步建置合成天然氣生產設施，根據EBA統計，歐洲e-methane產能在過去數年間快速增長，由2015年20 GWh顯著提高至2023年449 GWh。其中，多數產能集中在芬蘭，主要用於壓縮沼氣(Bio-CNG)或液化為生質液化天然氣(Bio-LNG)作為替代運輸燃料；德國則有歐洲最多的14座e-methane生產廠，以利將合成天然氣注入各地區之天然氣輸送管網內。
隨著歐洲議會於2024年通過氫能與脫碳氣體市場套案（hydrogen and decarbonised gas markets package）後，各國將加速能源轉型，並增加低碳氫與其衍生物之使用。因此，EBA預期未來歐洲e-methane產能將加速提高，並在4年內增加20座生產設施，至2027年底每年產能將能夠達到2,820GWh（約等於2.5億立方公尺，圖4）。
為配合RFNBO標準，EBA預估2027年55座e-methane生產廠中，至少有44座係以綠氫與燃燒生質物衍生之二氧化碳所合成，僅11座係以灰氫或由工廠製程衍生之二氧化碳製造，以期有效降低生產過程所排放的溫室氣體。
資料來源：EBA(2024)
圖4 2015-2027年歐洲合成甲烷產能
四、剖析合成天然氣成本結構，展望未來成本下降因素
（一）合成天然氣生產成本現況
按比利時能源解決方案公司(Tree Energy Solutions, TES）分析，在氫氣生產成本為4美元/公斤下，目前合成天然氣之生產成本大約需要164.3美元/MWh，經換算約48.1美元/mmBtu之成本，明顯高於最近三年平均之LNG進口成本（包含韓國15.2美元/mmBtu、台灣14.4美元/mmBtu、日本13.8美元/mmBtu、中國13.2美元/mmBtu），顯示現階段合成天然氣生產成本尚難與進口LNG競爭，短期內尚難實現合成天然氣之普及。
實務上合成天然氣之生產成本約有73%係屬氫氣原料成本，主要包含電解氫氣所需之綠電電費與氫氣生產設備成本；而二氧化碳採購成本與甲烷化（methanation）工廠之建置、營運成本則約占19%。另由於目前供應之天然氣主要成分即為甲烷，合成天然氣可直接運用現有管線設施輸送，故因此降低天然氣液化、運輸與氣化成本至整體生產成本之8%（圖5）。
資料來源：TES(2024)
圖5 合成天然氣生產成本結構
（二）展望未來生產成本下降趨勢
TES指出，雖然目前合成天然氣之生產成本尚無法與傳統天然氣競爭，不過在技術發展下，未來產品均化成本應能夠實現成本半減而有助於合成天然氣之普及。特別係氫氣原料成本將隨著各國氫能發展戰略之執行，在資金挹注下加速技術開發，參照麥肯錫（McKinsey）預測，2030年全球綠氫、藍氫之計劃產能將達2,600萬噸/年，在產能增加逾4倍下，綠氫平均生產成本將可降至2美元/公斤（約64元新台幣/公斤），較2020年減少約60%。McKinsey並預期氫氣成本將持續下降，2050年生產成本可望較2020年進一步減少約75%。未來氫氣生產成本預測如下圖6所示：
資料來源：McKinsey(2022)
圖6 全球氫氣生產成本預測
除了氫氣成本之外，合成天然氣製程之甲烷化費用，亦可望透過技術開發以削減成本。以日本大阪瓦斯為例，該事業近年透過開發固態氧化物電解電池（Solid Oxide Electrolysis Cell，SOEC），同步進行水電解與甲烷合成之化學反應，從而降低製程耗電量，改善能源轉換效率，由此降低合成天然氣之生產成本，以期在2040年如期將SOEC設備投入商用（圖7）。
資料來源：大阪瓦斯(2024)
圖7 日本合成甲烷技術發展規劃
（三）概估2050合成天然氣生產成本
參照日本電力中央研究所（CRIEPI）對於將合成甲烷運用於燃氣輪機複合發電設備（GTCC）之可行性研究，該機構指出隨著相關技術持續發展，2050年時合成天然氣成本可望較目前之成本水準顯著降低，屆時應可透過LNG船進口液化甲烷，作為碳中和之發電燃料。
展望未來合成天然氣技術，CRIEPI指出若將合成甲烷用於發電，在不同減碳考量之下，可透過三種不同來源之二氧化碳以合成甲烷，包含使用燃氣產生之二氧化碳（50%減碳）、回收燃氣電廠發電過程產生之二氧化碳（90%減碳）與使用生質料來源之二氧化碳（碳中和）。
而按照CRIEPI預估，2050年綠氫生產成本有望實現半減，同時甲烷化費用亦將減半，且二氧化碳回收費用隨日本「碳循環技術路線圖」可將技術成本降低為現行成本之1/5下，2050年於國外生產合成甲烷並進口用以發電之單位成本約為11.4至12.5日元/度（約2.4元至2.7元新台幣/度，圖8）。
其中，CRIEPI預期單就將就取得氫氣原料並將其送至甲烷化工廠生產合成甲烷之成本單價約需6.8至7.5日元/度（約1.4元至1.6元新台幣/度），將較目前合成天然氣所需之成本單價26.6日元/度（約5.6元新台幣/度）降低至1/4，顯示合成天然氣技術將更具成本效益，提高其作為低碳能源選項之可行性。
資料來源：CRIEPI(2021)
圖8 2050年合成天然氣生產成本預估值
五、國外經驗可供我國借鏡之處
相較日本、歐洲各國已著手擘劃合成天然氣技術之發展藍圖，目前我國2050年淨零排放路徑上尚未有具體規劃，惟對於台灣來說，著手研討合成天然氣技術作為次世代能源選項，應有其必要性：
（一）合成天然氣為使用便利之減碳能源方案
目前多國已積極布局能夠將二氧化碳與綠氫、藍氫結合以製造合成天然氣（e-methane）之技術，主係考量e-methane能夠藉由既有管線設施進行輸送，若使用氫氣供應民生用氣或將其用以發電，不僅需另外投入可觀基礎建設成本，亦需考量輸氫管線脆化而影響供氣安全之風險。
同時，由日本「綠色成長戰略」之天然氣脫碳路徑可見，當合成甲烷摻配比例達到90%最終目標時，最大約可減少約88%之碳排量，而其供氣熱值僅減少11%。相較之下，根據我國中技社分析，由於氫氣的熱值僅3,000仟卡/立方公尺，混氫後天然氣供應熱值將明顯降低，當混氫20%會使熱值降至約8,400仟卡/立方公尺，不利於滿足社會大眾用氣或電力公司發電之需求。是以，選擇以甲烷化技術進行天然氣減碳轉型，有助於我國逐步立足於未來碳中和社會。
（二）合成天然氣可扮演綠電儲存載體之角色
國際上亦樂觀看待未來合成天然氣作為能源載體之效益，相較電池或其他以氫氣、氨氣之電轉氣儲能選項，合成天然氣可直接運用現有之天然氣基礎設施，將太陽能、風能產生的多餘能量以甲烷的形式予以存儲，有助於平衡間歇性再生能源之發電過剩情形，提供更多能源使用之彈性。
而隨著我國未來綠電發電比例逐年增加，合成天然氣能夠於能源系統扮演整合太陽能、風能等間歇性再生能源之角色，透過「可逆電轉氣儲能系統」等碳循環技術，可在電力不足時，將合成甲烷之熱量以燃氣輪機或燃料電池轉換為電能，有助於大規模、長時間進行綠電能源之調節，如下圖9所示：
資料來源：經濟部技術處(2020)
圖9 未來碳循環技術示意圖
綜上所述，儘管現階段合成天然氣技術之生產成本仍居高不下，惟對於能源產業之碳中和目標，具備可觀發展潛力，故建議我國天然氣產業應持續關注合成天然氣相關技術研發情形，掌握氫氣、二氧化碳原料成本，與電解設施、甲烷化設備建置成本隨技術演進之縮減情形，評估進口合成天然氣之可行方案，如參考日本瓦斯公司與國外LNG運營商之運營模式，在綠電價格較便宜之地區生產氫氣，並於當地進行甲烷化製程，再將合成天然氣運回國內，形成低碳新氣源。
參考文獻
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