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国际可再生能源机构（IRENA）：创新前景-可再生甲醇（2021）（中文版）（122页）.pdf
创新前景可再生甲醇合作单位 IRENA 2021除非另有说明，本出版物中的材料可以自由使用、共享、复制、印刷和/或存储，前提是需恰当确认 IRENA 为资料来源和版权所有者。本出版物中属于第三方的材料可能受单独的使用条款和限制的约束，在使用此类材料之前，可能需要获得这些第三方的相应许可。ISBN 978-92-9260-339-7引文：IRENA AND METHANOL INSTITUTE(2021)，创新展望：可再生甲醇，国际可再生能源署(IRENA)，阿布扎比。本文件为“Innovation Outlook:Renewable Methanol”的译本 ISBN:978-92-9260-320-5(2021)。如中文译本与英文原版的内容不一致，概以英文版为准。关于 IRENA国际可再生能源署(IRENA)是一个政府间组织，它为各国向可持续能源未来过渡提供支持，并作为国际合作的主要平台、卓越中心以及可再生能源政策、技术、资源和金融知识的信息库。IRENA 推进广泛采用和可持续利用各种形式的可再生能源，包括生物能源、地热、水电、海洋、太阳能和风能，以追求可持续发展、能源获取、能源安全和低碳经济增长和繁荣。www.irena.org关于甲醇研究所(Methanol Institute)甲醇研究所(MI)是甲醇行业的全球贸易协会，代表世界领先的生产商、分销商和技术公司。MI 于 1989 年成立于华盛顿特区，当前由来自华盛顿特区、北京、布鲁塞尔、德里和新加坡五个办事处的成员组成。MI 作为甲醇行业的代言人为其成员服务，代表成员公司面向全球各地的政府和企业进行宣传，以促进该行业的可持续发展。MI 专注于将甲醇作为清洁燃料应用于能源相关领域（例如陆地和海洋运输、发电、燃料电池、工业锅炉和厨灶）。MI 还支持利用可持续和可再生工艺生产甲醇作为碳中和化学品和燃料。www.methanol.org致谢本报告由国际可再生能源署和(IRENA)甲醇研究所(MI)共同编写。本报告在 Dolf Gielen(IRENA)和 Greg Dolan(MI)的指导下，由 Seungwoo Kang 和 Francisco Boshell(IRENA)、Alain Goeppert 和 Surya G.Prakash（南加州大学(University of Southern California)）以及 Ingvar Landlv（燃料与能源咨询公司(Fuels&Energy Consulting)）撰写，Paul Durrant(IRENA)也额外提供了宝贵意见。Deger Saygin（Shura 能源转型中心(Shura Energy Transition Center)）、Tue Johansson（A.P.穆勒-马士基集团(A.P.Moller-Maersk)）、Florian Ausfelder（德国化工技术与生物协会(Dechema)）、Alexandra Ebbinghaus（壳牌公司(Shell)）、Christopher Kidder（国际 DME 协会(International DME Association)）、Choon Fong Shih（中国科学院大学(University of Chinese Academy of Sciences)）、Mark Berggren（亚洲甲醇市场服务公司(MMSA)）、Andrew Fenwick（庄信万丰(Johnson Matthey)）、Tore Sylvester Jeppersen（丹麦托普索公司(Haldor Topsoe)）、Peter J.Nieuwenhuizen（加拿大恩纳康公司(Enerkem)）、Acya Yalcin and Jason Chesko（梅赛尼斯公司(Methanex)）等人为本报告提供了技术评论，在此表示由衷感谢。IRENA 和 MI 的同事 Herib Bianco、Ricardo Gorini、Paul Komor、Toshimasa Masuyama、Emanuele Taibi(IRENA)及 Tim Chan（甲醇研究所）等人也提供了宝贵的评论和反馈。本展望中的章节由 Justin French-Brooks 编辑。下载地址：www.irena.org/publications若想了解更多相关信息或提供反馈，请通过 infoirena.org 联系 IRENA免责声明本出版物及所使用的资料均按“原样”提供。IRENA 已经采取了所有合理的措施，以验证本出版物中资料的可靠性。然而，IRENA、其任何官 员、代理人、数据或其他第三方内容提供者均不提供任何明示或暗示的担保，且对使用本出版物或材料的任何后果不承担任何责任或法律责任。本文中包含的信息不一定代表 IRENA 所有成员的观点。提及特定的公司或特定的项目或产品并不意味着 IRENA 认可或推荐这些公司或产品，认为其优先于未提及的类似性质的其他公司或产品。本文件中使用的名称和出现的材料并不意味着 IRENA 对任何地区、国家、领土、城市或地区或其当局的法律地位，或对其边境或边界的划定发表任何意见。创新展望：41.甲醇：甲醇是化学工业中的重要产品，主要用于生产甲醛、乙酸和塑料等其他化学品。甲醇的年产量约为 9800 万吨，几乎全部由化石燃料（天然气或煤炭）生产。当前甲醇生产和使用生命周期内的排放量约为每 年 0.3 吉吨(Gt)CO2（约占化学行业总排放量的 10）。过去十年，甲醇的产量几乎翻了一番，其中很大一部分产自中国。按照当前趋势，如果仅依靠化石燃料生产甲醇，其产量到 2050 年可能会增至 5 亿 吨，每年排放 1.5 吉吨 CO2。化石燃料生产甲醇的成本为每吨(t)100-250 美 元。2.可再生甲醇：可使用可再生能源和可再生原料通过两种途径生产可再生甲醇：由生物质生产的生物甲醇。潜在的主要可持续生物质原料包括：林业和农业废弃物及副产品、垃圾填埋场产生的沼气、污水、城市固体废弃物(MSW)和制浆造纸业的黑液。使用从可再生资源（碳捕获和存储 BECCS 和直接空气捕获 DAC 的生物能源）中捕获的 CO2 和绿氢（即可再生能源发电生产的氢气）生产的绿色甲醇。可再生甲醇的年产量不到 20 万吨，主要为生物甲醇。通过这两种途径生产的甲醇的化学性质与化石燃料生产的甲醇相同。由于当前通过大幅减少或消除 CO2 排放缓解气候变化的迫切需求，尤其是实现将全球平均温度升幅控制在 1.5C 以下（意味着到本世纪中叶在整个经济领域实现碳中和与净零排放）的目标，人们也越发关注可再生甲醇的发展。低排放甲醇可在某些当前选择受到限制的行业脱碳中发挥更大作用-尤其是作为化学工业原料或公路或海上运输燃料。3.生物甲醇的生产成本：由于当前产量较低，实际成本的相关可用数据有限，因此我们需要估算潜在成本。生物甲醇的生产成本将取决于生物原料成本、投资成本及转化工艺效率。生物质和 MSW 原料的成本为每吉焦耳(GJ)0 美元至 17 美元。主要研究结论甲醇是一种当前主要由化石燃料生产的新兴能源燃料，在化学工业中发挥着重要作用。如能逐步通过生物质或绿氢和二氧化碳(CO2)合成生产可再生甲醇，就能扩大甲醇作为化学原料和燃料的使用范围，同时推动工业和交通运输部门实现碳中和与净零排放目标。可再生甲醇当前的生产成本高昂，产量相对较低。但随着正确政策的出台，可再生甲醇有望在 2050 年之前具备一定的成本竞争优势。可再生甲醇5 由于原料成本较低（最高为 6 美元/GJ），预计生物甲醇的生产成本为 320 美元/吨至 770 美元/吨，该范围受具体项目差异影响-包括资本支出(CAPEX)、运营支出(OPEX)和转化效率等方面的 差异。随着工艺的改进，原料价格较低时（最高 6 美 元/GJ），生产成本范围可降低到 220 美元/吨至 560 美元/吨，相应的，如果原料价格较高，则生产成本范围也会增加。利用其他工业流程的废液（如造纸厂的黑液和 MSW）生产生物甲醇，特别有利于简化原料物流和提高工厂整体经济效益。热电或其他化学品联产也有可能改善生物甲醇生产的经济效益。短期内可使用的方法是将生物质应用于煤基气化炉混合供料或将沼气应用于天然气甲醇工厂供料，以此逐步引入生物质作为原料，并以较低的潜在成本使甲醇生产更具可持续性。4.绿色甲醇的生产成本：绿色甲醇的成本很大程度上取决于氢气和 CO2 的成本。CO2 的成本取决于捕获来源，例如生物质、工业工艺或 DAC。假设从 BECCS 捕获 CO2 的成本为 10-50 美元/吨，则当前绿色甲醇的生产成本约为 800-1600 美元/吨。如果当前通过 DAC 捕获 CO2 的成本为 300-600 美元/吨，则绿色甲醇的生产成本将为 1,200-2,400 美元/吨。未来的绿氢生产成本主要取决于可再生能源发电和电解槽成本的进一步降低以及效率和耐久性的提 高。随着预期中可再生能源价格的下降，到 2050 年，绿色甲醇的成本有望降至 250-630 美元/吨。与生物甲醇一样，棕色/灰色（化石燃料）与绿色甲醇联产能够以合理的成本实现向绿色甲醇的逐步过渡。5.可再生甲醇的优势和挑战：可再生甲醇可由多种可持续原料制成，例如生物 质、废弃物或 CO2 和氢气。使用可再生甲醇代替化石燃料可以减少温室气体(GHG)排放，某些情况下还可以减少其他有害排放（例如硫氧化物 Sox、氮氧化物 NOx、悬浮微粒 PM 等）它是一种多用途燃料，可应用于内燃机和混合动力及燃料电池车辆和船舶。环境气温与气压下为液 体，因此易于存储、运输和分配。与现有的分配基础设施兼容，并且可与传统燃料混合储存。利用生物质以及 CO2 和 H2 生产甲醇不涉及试验性技术。而是采用几乎完全相同的、经过验证的完全商业化技术从化石燃料的合成气体中制取甲醇及生产生物和绿色甲醇。与其他替代化石燃料相比，当前可再生甲醇面临的主要障碍是较高的成本，且这种成本差异在短时间内难以消除。但与现有方案相比，其价值在于减少排放的潜力。解决工艺差异和促进生产和使用规模的扩大有助于降低成本，但这需要采取各种政策干预措施。正确的支持机制和最佳生产条件下，可再生甲醇的成本及价格可能会接近当前化石燃料生产甲醇的成本和价格。创新展望：6目录主要研究结论.4目录.6缩写词.11决策者综述.121.甲醇的当前生产和应用.221.1.甲醇作为原料使用.221.2.甲醇作为燃料使用.251.3.甲醇的储存、运输和分配.292.生产工艺及技术现状.322.1.低碳甲醇.332.2.可再生甲醇.34 生物质和 MSW 生产的生物甲醇.34 沼气生产的生物甲醇.40 从制浆厂制浆循环生产生物甲醇.41 使用 CO2 生产的甲醇（绿色甲醇）.42 生物甲醇和绿色甲醇联产.503.性能与可持续性.533.1.性能与效率.53 生物甲醇.53 绿色甲醇.543.2.可再生甲醇与替代品.573.3.排放与可持续性.59 排放.59 可持续性与碳中和.63可再生甲醇74.当前成本和成本预测.654.1.生物甲醇成本.65 通过气化利用生物质和 MSW 生产甲醇.65 通过沼气生产甲醇.73 甲醇作为木材制浆的副产品.754.2.绿色甲醇成本.76 绿色甲醇生产成本 文献综述.764.3.概述当前和未来的可再生甲醇成本.845.潜力和障碍.875.1.需求.875.2.可持续性原料.90 生物质.90 CO2 和氢气.905.3.可再生甲醇对能源行业的影响.915.4.驱动力.915.5.障碍.92 生物甲醇.92 绿色甲醇.935.6.政策与建议.94参考资料和更多相关信息.99附录.110附录 1.甲醇和可再生甲醇的一些优缺点.110附录 2.各种碳源的主要甲醇生产过程概述。.116附录 3.可再生甲醇与其他燃料的单位能源价格比较.117附录 4.既有或规划的绿色甲醇和生物甲醇生产设施和技术供应商概述.118创新展望：8图片图 1.全球甲醇需求和产能(2001-2019).12图 2.甲醇的主要生产路线.13图 3.生物甲醇和绿色甲醇当前和未来生产成本。.15图 4.可再生甲醇与其他燃料的单位能源价格比较.16图 5.2019 年全球甲醇需求.17图 6.甲醇的原料和应用.23图 7.全球甲醇需求和产能(2001-2019).24图 8.甲醇历史销售价格(1995-2020).24图 9.中国贵州省贵阳市采用 M100 燃料的出租车队.26图 10.中国的吉利 M100 卡车(2019)和以色列的 M100 卡车(2020).26图 11.Gumpert Nathalie，甲醇燃料电池混合动力超级跑车.27图 12.Palcan 混合动力甲醇重整装置/质子交换膜燃料电池客车在中国上市.27图 13.由甲醇驱动的 Stena Germanica 50,000 DWT 渡轮往返于哥德堡和基尔之间.28图 14.由甲醇驱动的远洋船舶.29图 15.中国的甲醇加注站.30图 16.以色列一家加油站的汽油和柴油加油机旁的 M15 加油泵和 M100 加油泵.30图 17.2008 年中国上海的二甲醚加注站和加注泵.31图 18.2011 年瑞典生物二甲醚加注站.31图 19.对各种原料生产的甲醇进行的分类建议.32图 20.基于气化的甲醇装置总体方案.35图 21.加拿大艾伯塔省 Enerkem 的 MSW 制生物燃料（甲醇和乙醇）工厂.39图 22.重整装置甲醇厂 总体方案.41图 23.按生产工艺划分的氢气种类.42图 24.通过电解和电化学工艺生产绿色甲醇的方法.43图 25.用于生产甲醇的 CO2 原料.44图 26.冰岛 CRI 的“George Olah 可再生 CO2 制甲醇工厂”.46图 27.中国西北地区甘肃省兰州市的年产量 1,000 吨绿色甲醇示范厂.46图 28.以生物质或城市固体废物(MSW)为原料联合生产生物甲醇和绿色甲醇51图 29.以沼气为原料进行生物甲醇和绿色甲醇联产.52图 30.21 世纪中叶全球不同来源可再生 CO2 供应量估算示例.56可再生甲醇9图 31.各种燃料的体积能含量.58图 32.各种原料生产甲醇的温室气体排放量（从原料提取到最终使用，数值见表 11）.63图 33.人类碳循环促进循环经济.64图 34.2030 年全球初级生物质供应曲线.69图 35.到 2050 年生物甲醇的估计成本.72图 36.在 15 至 20 年的时间范围内利用生物质生产生物甲醇的潜在生产成本降低的可能性.73图 37.在 15 至 20 年的时间范围内利用城市固体废物(MSW)生产生物甲醇的潜在生产 成本降低的可能性.73图 38.通过气化和厌氧消化生产生物甲烷的成本.74图 39.甲醇成本与氢气和 CO2 成本的关系.81图 40.到 2050 年，可再生绿色甲醇的估算成本取决于可再生 CO2.83图 41.生物甲醇和绿色甲醇当前和未来生产成本.85图 42.可再生甲醇与其他燃料的单位能源价格比较.86图 43.由 7 辆吉利帝豪组成的车队在冰岛运营（以 100%可再生甲醇为动力），在 CRI CO2 制甲醇厂前.88图 44.采用 M56 混合燃料的瑞典汽车（汽油中含有 56%的甲醇），所用生物甲醇 来自 LTU 绿色燃料厂（背景）.88图 45.Chemrec 生物二甲醚试验工厂和沃尔沃二甲醚燃料卡车.88 图 46.德国巴尔登尼湖由以可再生甲醇混合燃料电池系统驱动的 MS innogy 号客轮.88图 47.当前和未来的甲醇产量（按来源）.89图 48.波动市场中的 CFD 平滑利润假设.96创新展望：10表表 1.甲醇和可再生甲醇的优缺点.18表 2.合成气调节和清洁工艺示例.36表 3.气化炉设计原则.37表 4.气化技术及其应用.38表 5.由天然气和生物甲烷混合供料的甲醇工厂.40表 6.来自木浆的副产品生物甲醇.41表 7.既有或规划的绿色甲醇生产设施和技术供应商概述.47表 8.某些工艺装置的能源转换效率.53表 9.CO2 的可再生和不可再生来源的选择.55表 10.各种燃料特性的比较.57表 11.按原料类型排列的各种来源的甲醇的温室气体排放量.61表 12.生物甲醇厂的资本成本.66表 13.其他产品气化工厂的资本成本.67表 14.生产成本中的资本成本要素.68表 15.生产成本中的原料成本要素.69表 16.生产成本中的 OPEX（不包括原料）成本要素.70表 17.从生物质和城市固体废物(MSW)中提取生物甲醇的总生产成本.71表 18.潜在成本降低后的生物甲醇总生产成本.72表 19.甲烷/生物甲烷生产甲醇的原料价格影响.75表 20.从木浆中提取生物甲醇的大概生产成本.75表 21.文献中报道的绿色甲醇的生产成本和生产能力.77表 22.绿色氢气现在和未来的成本.79表 23.不同来源的 CO2 的成本.80表 24.到 2050 年可再生甲醇的估计成本.82表 25.CO2 制甲醇工厂的资本成本.84可再生甲醇11AGR 酸性气体去除 ASU 空气分离装置BECCS 生物能源与碳捕获和储存BECCU 生物能源与碳捕获和利用BEV 电池电动车BTX 苯、甲苯和二甲苯（芳香族）CAPEX 资本支出CCS 碳捕获和储存CCU 碳捕获和利用CFD 差价合约CH3OH 甲醇CI 碳强度CNG 压缩天然气CO 一氧化碳CO2 二氧化碳CO2-eq 二氧化碳当量COS 硫化羰CPP 煤电厂CRI 国际碳循环公司DAC 直接空气捕获DME 二甲醚DMFC 直接甲醇燃料电池DWT 载重吨位ECA 排放控制区e-fuel 绿色燃料EU 欧盟EV 电动车FCV 燃料电池车FEED 前端工程设计FFV 灵活燃料车FT fuels 费托燃料GHG 温室气体H2 氢气HCl 氯化氢HF 氟化氢HF 氟化氢HHV 较高热值ICE 内燃机IMO 国际海事组织IRR 内部收益率LCA 生命周期分析LCFS 低碳燃料标准LCM 低碳甲醇LHV 较低热值LNG 液化天然气LPG 液化石油气MDI 亚甲基双（4-苯基异氰酸酯）MMA 甲基丙烯酸甲酯MSW 城市固体废物MTBE 甲基叔丁基醚MTG 甲醇-汽油MTO 甲醇-烯烃 NOx 氮氧化物n/k 未知OMEs 氧化亚甲基醚OPEX 运营支出PEM 聚合物电解质膜PM 颗粒物PV 光伏RED 可再生能源指令RES 可再生能源SGAB 先进生物燃料小组SNG 合成天然气SOx 硫氧化物TRL 技术准备水平TTW 油箱到车轮US 美国WGS 水气转换WTT 车轮到油箱WTW 油井到车轮计量单位EJ 百亿亿焦耳GJ 十亿焦耳Gt 十亿吨kg 千克km 千米kt/y 千吨每年kW 千瓦kWh 千瓦小时L 升L/d 升每天MJ 兆焦耳Mt 百万吨MtCO2 百万吨二氧化碳MW 兆瓦MWh 兆瓦小时MWt 兆瓦热m3 立方米t 吨t/d 吨每天t/y 吨每年缩写图 1.全球甲醇需求和生产能力(2001-2019)來源：基于 MMSA(2020)的数据。创新展望：12甲醇与乙烯、丙烯和氨水是用于生产所有其他化学品的四种关键基础化学品。三分之二的甲醇主要用于生产例如甲醛、乙酸和塑料其他化学品。用于聚乙烯和聚丙烯生产的甲醇使用量已显著增长，十年前几乎从零起步，到 2019 年增长至 2,500 万吨。其余甲醇主要应用于车辆、船舶、工业锅炉及烹饪燃料。自 21 世纪初中期以来，甲醇本身或与汽油混合作为燃料、应用于生物柴油生产或作为甲基叔丁基醚(MTBE)和二甲醚(DME)的使用量也迅速增长。当前大多数甲醇由天然气或煤炭生产，生命周期内每年的 CO2 排放量约为 0.3 吉吨，约占化学和石化部门 CO2 总排放量的 10。因此，解决甲醇生产中的排放问题是化学行业脱碳的关键部分，此外还可能有助于甲醇燃料在运输行业中的使用。市场现状和生产工艺 过去十年，全球甲醇的年产量几乎翻了一番，2019 年达到约 9,800 万吨，其中很大一部分增长源自中国的煤制甲醇。IRENA“能源转型情景”预计甲醇需求将继续增长，2025 年达到 1.2 亿吨（MMSA，2020 年；Berggren，2019 年），2050 年达到 5 亿吨。决策者综述图 2.甲醇的主要生产路线可再生的 CO2：通过生物源和直接空气捕集(DAC)不可再生的 CO2：来自化石燃料、工业各种类型的甲醇生产过程尚无统一的标准颜色代码，本文根据原料和能源对各种类型的甲醇进行的说明仅作为初步提议，旨在作为与利益相关者进一步讨论的基础可再生甲醇13该预期与巴黎协定“温度升幅低于 2C”的气候目标相符（Saygin 和 Gielen，即将出版）。预计到 2028 年，大部分增长将来自中国市场，其生产的甲醇主要用于烯烃生产，而在汽油调合、甲醛、乙酸和 MTBE 生产中所占的份额较小。可再生甲醇甲醇当前几乎完全由化石燃料生产。但是，甲醇也可以由其他含碳原料制成，例如生物质、沼气、废物流和 CO2（例如从烟道气或通过 DAC 捕获的二氧化 碳）。可使用可再生能源和可再生原料通过两种途径生产可再生甲醇：由生物质生产的生物甲醇。潜在的主要可持续生物质原料包括：林业和农业废弃物及副产品、垃圾填埋场产生的沼气、污水、MSW 和制浆造纸业的黑液。绿色甲醇则从可再生资源捕获（例如通过 BECCS 或 DAC 捕获）的 CO2 以及绿氢（即可再生能源发电生产的氢气）中获得。为了符合可再生能源标准，用于生产甲醇的所有原料和能源都必须来自可再生能源（例如生物质、太阳 能、风能、水能、地热能等）。通过这两种途径生产的甲醇的化学性质与化石燃料生产的甲醇相同。创新展望：14可再生甲醇生产的最新进展每年的可再生甲醇产量不到 20 万吨，仅有少数工厂生产。考虑到最佳经济效益，这些可再生甲醇商用生产设施和示范项目当前主要使用其他工业工艺产生的废弃物和副产品流进行甲醇生产。合适的原料包括：MSW 和制浆造纸行业的廉价生物质、沼气、废物流和黑液。例如，荷兰一家商业化工厂利用生物甲烷生产生物甲醇，加拿大一家工厂则利用 MSW 生产生物甲醇。冰岛通过结合地热发电厂的可再生氢气和 CO2生产绿色甲醇。当前项目受益于有利条件-例如较低的原料成本（例如沼气）、与传统工业工艺（例如纸浆和造纸工业）的有效整合或廉价的可再生能源电力（例如冰岛的地热和水能）。根据当地的具体情况，生物甲醇和绿色甲醇的生产还存在其他早期或特殊机会（例如与甘蔗生物乙醇的联产、生物质原料和化石燃料共同供料还有热电及其他化学品的联产）。将可再生原料（例如生物质、CO2、绿氢、可再生电力）应用于天然气或煤基甲醇生产设施可能是传统甲醇生产逐步向可再生甲醇生产过渡并降低环境影响和碳排放强度的一项有效策略。通过这些混合方式生产的甲醇有时称为低碳甲醇(LCM)。对低碳甲醇的需求可能有助于尽早推广使用制氢电解槽、CO2 捕获工艺和其他技术，以便适应未来可再生甲醇的大规模部 署。可再生甲醇的成本竞争力可再生甲醇的生产成本明显高于当今天然气和煤基甲醇的生产成本（后者的生产成本为 100-250 美元/吨）。如图所示，在原料成本最低且生产工艺改进的情况下，通过生物质气化或 MSW 气化，或使用 CO2 和可再生氢气生产可再生甲醇可能与当前化石燃料生产甲醇的成本及价格接近。请参阅图 3 和图 4。提高生物甲醇的竞争力技术成熟和成本降低。石油和煤炭的气化技术已经过验证，并已应用于多个大型装置中。然而，气化技术在各种生物质类型和 MSW 的应用尚处于商业化的早期阶段，还需进一步发展才能实现完全商业化。最佳状况下，生物甲醇在成本方面几乎可与化石燃料生产甲醇的竞争力不相上下，但目前在许多情况下，生物甲醇的成本要高出后者两倍。由于预计未来的原料成本不会显著降低，通过规模经济效应和学习曲线机制（例如工艺改进、经过改进更具成本效益的工厂配置和规模）降低 CAPEX 将是降低生产成本的最佳方 式。可持续的低成本生物质原料。生物甲醇生产的规模化取决于低成本生物质原料的可利用性（原料成本在总生产成本中所占的比例可能高达 50）。生物甲醇的生产需要可靠且稳定的原料供应。虽然某些情况下当地可直接供应生物质原料，但许多其他项目仍然需要更广泛的供应链。因此必须以可持续的方式获取生物质。需要进行可持续性评估和监测，以考虑和管理经济、环境和社会方面的不利影响风险（IRENA，2020a）。到 2030 年，全球可持续生物质总计最大可利用量约为 147 EJ（IRENA，2014 年）。根据其类型和所处位置，全球各地的生物质原料成本可能高达 17 美元/GJ。成本最低-即低于 6 美元/GJ（20 欧元/兆瓦时）的原料主要是 MSW 和残渣，但这些原料的可用性有限。由于生物质能够应用于多种能源生产，生物甲醇生产将与其他应用展开竞争。图 3.生物甲醇和绿色甲醇当前和未来生产成本1注：MeOH 甲醇。成本未包含任何可能实行的碳信用额。目前的化石基甲醇成本和价格根据 2020 年的煤炭和天然气原料价格计算。图中使用的汇率为 1 美元=0.9 欧元。可再生甲醇15提高绿色甲醇的竞争力丰富而价廉的绿氢。绿色甲醇的大规模生产将取决于价廉的绿氢和 CO2 的可用性以及工厂的资本成本。从成本角度来看，主要因素将是生产所需 H2 的可再 生能源的成本以及装置的利用率（尤其是电解槽）。目前利用这些来源生产绿色甲醇的成本仍然高昂。但是，与化石燃料发电相比，风能和太阳能当前生产可再生电力的成本在大多数市场上已具备相当的竞争力，预计未来几十年还将继续降低（IRENA，2020b；IRENA，2020c）。因此，同期的绿色甲醇成本也会大幅降低。电解槽的规模经济效应和创新也有助于降低成本。可持续且价格合理的碳来源。可通过包括发电厂和工业废气（例如铁、钢和水泥生产）等各种来源捕获必要的 CO2。但是，要符合可再生和可持续发展标准，就必须从可再生资源（例如生物质燃烧、蒸馏厂和沼美元/吨240014002200120020001000400180080020016006000当前化石基甲醇价格当前化石基甲醇成本绿色甲醇-CO2 来自可再生能源组合绿色甲醇-CO2 仅来自 DAC生物甲醇原料成本 6 美元/GJ生物甲醇原料成本 6-15 美元/GJ当前生产成本水平成熟生产成本水平当前生产成本水平成熟生产成本水平1013884455355764327553227162082011202380290630630250CO 2 的碳信用额价格为 50 美元/吨时可使可再生甲醇的生产成本降低 约 80 美元/吨 MeOH图 4.可再生甲醇与其他燃料的单位能源价格比较注：图中使用的汇率是 1 美元=0.9 欧元。燃料成本和价格是 10 年的平均数。详见附录 3。创新展望：16气）中获取 CO2。利用这些来源捕获 CO2 的规模仍需进一步扩大。利用可再生 CO2 来源（尤其是最便宜且有限的来源）生产绿色甲醇也可能与其他碳捕获、使用和存储应用展开竞争。最后，从空气中捕获 CO2(DAC)的潜力最大，但其成本还需大幅降低。在同一设施中进行生物和绿色甲醇联产可能非常有 益。在此类混合生产工厂中，生物甲醇生产中产生的多余 CO2 可以作为 CO2 来源，再次应用于通过绿氢生产绿色甲醇。可再生甲醇展望当前全球甲醇的年需求量大约为 1 亿吨，并且还在持续增长，因此可再生甲醇的市场潜力巨大。产自化石燃料或可再生资源的甲醇都具有相同的化学结构：CH3OH。如此一来，可再生甲醇可以在当前任何应用中直接替代化石基甲醇，例如作为生产各种化学品、材料、塑料和产品的原料以及作为运输、船运、烹 饪、取暖和发电的燃料。在当前分配和运输基础设施不变的情况下，某些应用中化石基甲醇作为燃料的扩展也有助于向可再生甲醇逐步过渡。美元/GJ0当前化石基 甲醇价格生物甲醇绿色甲醇706010050209040108030当前生产成本水平成熟生产成本水平汽油（美国墨西哥湾）柴油（美国墨西哥湾）2 号取暖油（纽约港）喷气燃料（美国墨西哥湾）汽油（美国平均价格）柴油（美国平均价格）汽油（欧盟平均价格）柴油（欧盟平均价格）零售（含税）税前图 5.2019 年全球甲醇需求1來源：基于 MMSA(2020)的数据可再生甲醇17潜在市场每年需要数十亿吨甲醇，因此除了现有的甲醇应用，可再生绿色甲醇还可以直接或以甲醇衍生物的方式替代大多数石油烃和石油化工产品。例如，可大幅扩大利用可再生甲醇生产塑料和芳烃(BTX)的规模。这有助于向可持续的循环绿色经济过渡，而在绿色经济中，可再生甲醇被特别定位为面向未来的化学原料和燃料。尽管与天然气和煤基甲醇相比，可再生甲醇当前的发展因较高的生产成本受阻，但它也是最易实现的可持续替代品之一，在化工和运输领域尤其如此。表 1 总结了规模化使用可再生甲醇的优势和挑战。有关甲醇的优点和缺点的更加详细的讨论，请参阅附录 1。9,800万吨汽油调合 14%甲基叔丁基醚(MTBE)11%生物柴油 3%二甲醚(DME)3%燃料用途甲醇制烯烃 25%化学用途甲醛 25%氯甲烷（氯甲烷）2%甲胺 2%甲胺（甲硫醇）1%甲基丙烯酸甲酯(MMA)2%醋酸 8%其他 4%创新展望：18表 1.甲醇和可再生甲醇的优缺点 优点缺点 可利用各种含碳原料进行工业规模生产。目前使用天然气和煤；将来采用生物质、固体废物和 CO2 H2 已用于生产数百种日用工业化学品和消费品 甲醇在大气条件下为液体形态。这使得其很容易通过船舶、管道、卡车和铁路进行储存、运输和分配 甲醇的储存和销售只需要对现有的石油基础设施进行相对廉价和小规模的改造 用于内燃机、混合动力（燃料/电力）系统和燃料电池、涡轮发动机、炉灶和锅炉的通用燃料 潜在的液态氢载体 低污染物排放：无烟尘(PM)和 SOx，低 NOx。低碳和可再生的甲醇也能减少 CO2 排放 在扩大甲醇生产规模以满足运输或化学工业的需要方面没有固有的技术挑战 甲醇很容易生物降解 可再生甲醇的生产成本仍然比化石基甲醇高 需要扩大可再生甲醇的生产规模 可再生原料（生物质、CO2、可再生电力、绿氢）与其他可再生能源利用竞争 可再生甲醇需要投资支持，需要技术中立的公共政策，需要消除获得实惠可再生电力、CO2 和生物质原料的障碍 需要推广甲醇燃料标准，以便在更多的国家和应用中得到更广泛的使用 体积能量密度只有汽油和柴油的一半左右 对某些金属有腐蚀性，与某些塑料和材料不相容 像汽油、乙醇或氢气一样，高度易燃，处理不当会导致爆炸 有毒；摄入后可致死 可再生甲醇19促进可再生甲醇生产的行动领域与化石燃料的任何其他替代方法一样，为使可再生甲醇在化学领域得到突飞猛进的发展并作为可再生燃 料，必须通过适当的政策、法规和指令刺激其需求和供应。其中可能包括可再生燃料标准、激励措施、碳税政策、限制排放与交易许可机制、长期低价保证、差价合约(CfD)、较低的可再生燃料和原料/产品税 率、信息宣传和生态标签等。需要使用生命周期分析(LCA)方法和其他基准权衡每一工艺、材料和燃料的优势。在向完全可再生甲醇生产转型的过程中，还应该允许绿色产品和常规产品的联产，并按比例提供信用额。这其中包括例如将绿氢和 CO2 添加到天然气生产甲醇工艺中的 LCM 技术。这些方式有助于甲醇生产在保持较低成本的同时逐渐向绿色生产过渡。一旦技术（例如电解槽、CO2 捕 获）规模得以扩大且可再生能源的成本够低，绿色甲醇的市场份额和信用额度则会增加。创新展望：20文本框 1.如何促进向可再生甲醇的转型：对行业和政府的建议 1 确保对整个产业链进行系统性投资，包括技术开发、基础设施和部署。甲醇可用于现有的内燃机，以及更高级的动力总成和化学生产工艺中。目前可以使用常规的灰色甲醇和蓝色甲醇，随着时间的推移，将会越来越多地使用绿色甲醇替代。可再生甲醇生产的规模经济和技术改进将导致多个行业的竞争性定价，而且必须得到有针对性的投资支持，即对生产资本支出的直接补贴和贷款担保（电解槽、CO2 捕获和合成设备）。工业界和政府还需要在降低成本和风险的重大试点项目和燃料基础设施部署方面展开合作。2 通过公共政策创造一个公平的竞争环境，以促进部门耦合。推动电力行业对可再生电力的投资，扩大对农业/林业部门生物质的利用，以降低可再生甲醇的 OPEX 生产成本。还需要对通过 BECCS 或 DAC 生产的可再生/捕获的 CO2 进行投资。生产出的甲醇可用于运输和工业部门。每个部门都可以找到不同的碳中和路径，公共政策应鼓励部门耦合来实现协同效应。3 支持化工业的市场力量，重点关注消费产品的碳强度。可再生甲醇可以成为数百种日常生活产品的基础原材料，为循环经济做出贡献，从碳足迹和溢价机制中获益。4 弄清楚可再生甲醇如何在“绿色交易”、新冠肺炎疫情经济复苏计划和氢战略中促进碳中和。用于确定碳中和支持战略的标准必须遵循包容性框架，其中包括低碳液体燃料和可再生甲醇等化学原料。5 将减碳的政治意愿转化为促进长期增长的监管措施和支持。燃料标准/配额的监管措施应考虑到目标市场的碳强度，以便促进定价激励措施，确保稳定的持续增长和投资。可再生甲醇216 鼓励在贸易战略方面开展国际合作，以在生产和消费地区创造就业机会，并培育具有竞争力的新型绿色甲醇产业。作为一种绿色燃料和绿色化学品，绿色甲醇可在可再生电力资源充足的地区生产，使用碳作为载体，以易于运输的液体分子形式存在。在世界多个国家投资绿色甲醇产能，可实现能源和原料供应多元化并降低政治风险。7 制定政策工具，确保可再生甲醇和其他有前景的燃料得到公平的税收待遇和长期最低价保证。燃料消费税和其他税应以能量含量而不是数量为基础（例如，每千瓦时美元，而不是每升美元）。对于包括可再生甲醇在内的可再生燃料，无论是生物甲醇还是绿色甲醇，都可以提供能源税减免。税收政策可以“成就或破坏”替代燃料。差价合约(CfD)计划是一种可以激励投资的有意义的生产支持制度。在该计划中，先进的可再生燃料生产项目可通过所谓的反向拍卖（出价最低者胜出）竞标 CfD，胜出者获得合约。创新展望：22甲醇(CH3OH)是一种具有淡酒精味的无色水溶性液体。甲醇的凝固点为-97.6C，沸点为 64.6C，在 20C 下的密度为每立方米 0.791 千克（kg）。甲醇是化学工业中重要的有机原料，全球过去十年的甲醇需求量几乎翻了一番，截至 2019 年达到约 9,800 万吨（图 6 和图 7），而全球产能约为 1.5 亿吨（MI，2020a；MMSA，2020 年）。自 1995 年以来，排除通货膨胀因素后欧洲甲醇的平均合同价格一直在每吨(t)200 美元至 400 美元间波动（请参阅图 8）。生产成本约为 100 至 250 美元/吨，具体取决于使用原料（天然气或煤炭）和原料 价格。1.1.甲醇作为原料使用甲醇天然存在于水果、蔬菜、发酵食品和饮料、大气甚至太空中。历史上甲醇通常被称为木醇，因为它最初是作为木炭生产中的次要副产品通过木材的破坏性蒸馏产生的。通过这一工艺，每吨木材仅能生产约 1020 升(L)的甲醇（以及其他产品）。19 世纪 30 年代初，以这种方式生产的甲醇用于照 明、烹饪和取暖，但后来被更便宜的燃料（尤其是煤油）取代。有趣的是，20 世纪 20 年代之前，木材一直是甲醇的唯一来源。这之后出现了煤制甲醇的工业生产，20 世纪 40 年代开始应用天然气生产。向化石资源生产的转变极大提高了甲醇的产能。快进至 2019 年，在每年生产的近 1 亿吨甲醇（1,250 亿升）中，超过 60 用于通过甲醇制烯烃(MTO)途径合成甲醛、乙酸、甲基丙烯酸甲酯、乙烯和丙烯等化学品。然后这些基础化学品通过进一步处理生产数百种与我们的日常生活息息相关的产品，例如油漆、塑料、建筑材料和汽车零件等。在甲醇生产的化学制品中，甲醛占比最大，主要用于制备苯酚、脲、三聚氰胺甲醛和聚缩醛树脂以及丁二醇和二苯基甲烷二异氰酸酯（4-苯基异氰酸酯）(MDI)。例如，MDI 泡沫在冰箱、门、汽车仪表板和翼子板中用作隔热材料。甲醛树脂用途广泛，主要用于例如刨花板、胶合板和其他木板制造等木材工业中的粘合剂。MTO 工艺可在甲醇的全新用途中替代相对比较传统的乙烯和丙烯石油化工生产方式，并已见证了过去十年中国聚乙烯和聚丙烯产量的巨大增长。从 2010 年的零生产到现在，通过 MTO 生产的甲醇约占全球消费量的 25（MMSA，2020 年）。甲醇还有许多其他用途，包括溶剂、防冻剂、挡风玻璃清洗液以及废水处理厂的反硝化应用（Olah，2018 年）。1.甲醇的当前生产和应用图 6.甲醇的原料和应用1來源：Chatterton(2019)；Dolan(2020)；MMSA(2020)。可再生甲醇23原料转换衍生品市场天然气65%煤35%生物质和可再生能源 800C）。煤气化获得的合成气需要进行更多的预处理、调节和调整步骤去除杂质和污染物（焦油、灰尘、无机物质），以优化成分合成甲醇。理想情况下，调节后合成气的 H2/CO 比应至少为 2:1，才能实现最佳的甲醇合成。由于煤炭的氢/碳(H/C)比较低，所获得的合成气富含碳氧化物（CO 和 CO2）且氢气不足。因此，合成气在送入甲醇装置之前，必须进行水煤气变换(WGS)反应以提高氢气所占比例。该工艺中产生的部分 CO2 也必须分离出来，通常会直接排放至大气中。天然气则杂质较少、容易分离，且 H/C 比要高得多，这意味着合成气无需进行过多调 节。由于较高的 H/C 比，天然气制甲醇相关的 CO2 排放也大大低于煤炭生产（每千克天然气制甲醇约 0.5 千克二氧化碳当量 CO2-eq，而每千克煤制甲醇则为 2.6 千克-3.8 千克 CO2-eq/kg Kajaste 等人，2018 年；MI，2020c）。经过调节，使用铜、氧化锌和氧化铝等催化剂的催化工艺将合成气转化为甲醇（Bertau 等人，2014 年；Olah 等人，2018 年）。随后蒸馏粗甲醇以去除甲醇合成中产生的水及任何副产品。一个以天然气为原料的典型世界级甲醇工厂的产能约为每天 3,000-5,000 吨或每年 100-170 万吨（Sheldon，2017 年）。2.1.低碳甲醇为了降低天然气制甲醇的碳排放强度，许多公司开发了低碳甲醇(LCM)工艺。有几种方法能够减少天然气制甲醇中的 CO2排放。一种方法是将其他工艺中的 CO2 注入甲醇合成回路。另一种方法是对天然气制甲醇的第一步进行脱碳，即重整制合成气的步骤。该步骤非常耗能，需要燃烧部分天然气原料产生热能，以便在温度 800C 下重整天然气，同时生成 CO2。通过使用可再生能源利用电加热重整天然气，可以消除这些 CO2 排放。在甲醇合成回路中将这些 CO2 排放与可再生能源电解水生产的氢气结合，是另一种降低天然气制甲醇碳排放强度的方法。以上方法以及灰色/蓝色和绿色甲醇的其他各种生产组合构成了混合解决方案，可推动逐步引入绿色甲醇，并帮助甲醇生产设施有效减少碳排放。梅思恩公司(Methanex Corporation)在加拿大梅迪辛哈特工厂生产 LCM，方法是将从邻近工业设施中捕获的 CO2 注入甲醇合成回路。若 LCM 用作燃料，此工艺可显著减少 GHG 排放。据 Methanex 称，与汽油驱动汽车相比，完全依靠 LCM 的汽车每公里将减少从油井到车轮过程的 30%CO2 排放（Hobson 和 Mrquez，2018 年；Methanex，2018 年）。创新展望：34其他甲醇生产商如卡塔尔燃料添加剂有限公司(Qatar Fuel Additives Company Limited)已开始运营 CO2 回收工厂，从烟气中提取 CO2 并将其重新注入甲醇合成回路，从而减少 GHG 排放和耗水量（QAFAC，2020 年；Hobson 和 Mrquez，2018 年）。在中国，宝丰能源(Baofeng Energy)已开始建设由 200 兆瓦(MW)光伏(PV)发电厂供电的绿氢发电 厂，每年可生产约 1.3 万吨 H2（1.6 亿立方米 m3）（Hill，2020 年）。所获得的绿氢将供料于煤制甲醇工厂，以提高产能并减少碳排放。电解步骤中产生的氧气副产品将代替部分煤气化中的空气分离氧，从而降低了制氢成本。预计该电厂将于 2021 年开始生产绿氢。加拿大的先进化学技术公司(Advanced Chemical Technologies)正在计划建设一座甲醇日产量 5,000 吨的工厂，以天然气、邻近产业的废弃 CO2 及大型 660 MW 水电电解槽生产的 H2 为原料。因此，该工厂的 CO2 排放为零，且还会将工业排放的部分 CO2 再循环利用到绿色甲醇（可再生能源电力生产的甲醇）生产中（AChT，2020 年）。其优点还在于整个工厂无需仅专注于可再生甲醇，从而降低了生产可再生甲醇的成本。还有其他一些大型天然气生产 LCM 技术可实现类似的减排量。Johnson Matthey 等人开发了一种名为 Leading Concept Methanol 的工艺，将气体加热重整器与自热重整器(GHR ATR)结合。在所有压缩机传动装置（包括空气分离装置中的空气压缩机）中使用可再生能源电力生产 LCM。Haldor Topsoe 正在开发一种名为 eSMR（电力蒸汽甲烷重整）的紧凑型全电动甲烷蒸汽重整器（Wismann 等人，2019 年）。2.2.可再生甲醇人类活动引起的 GHG 排放使人们日益关注全球气候变化，这促使政府、政策制定者、行业和科学家开始积极寻找使其活动“环保”的方法。在这种情况下，可持续生产的可再生甲醇可成为最终实现化学和运输行业脱碳途径的方法之一。可通过多种来源生产超低碳或碳中和与净零排放的可再生甲醇。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可再生甲醇通常称为生物甲醇。相比之下，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通常称为“绿色甲醇”。可再生资源及其工艺生产的生物甲醇和绿色甲醇的化学性质与化石燃料生产的甲醇相同，但可显著降低整个生命周期内温室气体的排放。此外，使用可再生甲醇可以减少对化石能源进口的依赖，并有效刺激当地经济。许多公司已开始在全球范围内生产生物甲醇和绿色甲醇。此外，更多公司和机构已建立了原型和示范装置，或在该领域积极研发。既有及规划的可再生甲醇设施和示范装置清单可参阅本章和附录 4。生物质和 MSW 生产的生物甲醇相对而言，生物质和 MSW 制甲醇中的技术比较为人所知，因为它们与基于商用气化的工业中使用的技术相似或相同，而后者的原料通常是煤炭、重质渣油和天然气。但是，二者在原料制备气化工艺方面有所不同。从先进示范工厂到生产性应用的规模化升级，大部分技术仍有待进一步发展，但部分大型工厂已经开始运行或准备开始运行规模化的甲醇装置。传统甲醇装置的主要工艺为：原料预处理、气化、WGS、气体净化、甲醇合成和纯化。图 20.基于气化的甲醇装置总体方案*包括玉米秸秆，秸秆和黑液等各种原料。注：H2S=硫化氢；MeOH=甲醇。可再生甲醇35原料在气化炉中气化成合成气，主要是一氧化碳(CO)和氢气(H2)、以及 CO2 和水(H2O)的混合物。取决于气化炉类型，合成气还将包含低含量的碳氢化合物以及源自原料或在气化过程中形成的各种痕量成分。气化可表征为部分（化学计量不足）燃烧。为避免合成气中惰性分子的恒载，使用的氧化剂为纯氧（通常为 99-99.5）。惰性气体会影响甲醇合成的效率和产量，增大整个合成气处理系统的规模，从而增加工厂成本。原料和氧气之间的确切比例取决于多种因素，其中原料反应性、气化炉温度、原料渣行为和合成气成分都是重要参数。务必使用最少量的氧气以降低运行成本并最大程度地提高合成气产量。从理论上讲，需要权衡氧气纯度、工厂成本、产品产量和电费（影响氧气纯度）。商业化工厂在运行这一工艺时都使用高纯度氧气，而在多数情况下，这会清晰指示是否能够达到最佳纯度。气化步骤结束后，未经处理的粗制合成气需要进行清洁和调节以达到甲醇合成供应商规定的质量水平。根据原料和气化炉技术的不同，这些工艺步骤存在很大差异。合成气清洁包括用于去除例如焦油、灰尘和其他痕量成分装置，以及去除 CO2 和硫成分的酸性气体脱除装置。气体调节通常包括将 H2/CO 比调节至 2:1 左右，以实现最佳的甲醇合成和甲烷重整、最大程度地提高合成气产量以及避免甲烷作为清除气流离开甲醇合成装置的能量损失。当前的商业化技术中，气化石油和煤炭通常无需进行甲烷重整，因为它们的气化装置在极高的温度下运行，此时甲烷的生成量极低（通常低于 0.5）。下面将针对各种工艺装置作进一步描述。图 20 展现了甲醇气化工厂使用各种生物质材料或 MSW 的总体方案。使用可再生原料时，图 20 所展现工艺方案的前三个模块与以煤炭或重质渣油为原料的工厂有所不同。即(a)原料的预处理、(b)气化和(c)气体调节/清洁。Hannula 和 Kurkela(2013)以及 GTI(2019)描述了典型的生物质气化方案。与当今广泛使用的商业技术相同或相似，调节 H2 与 CO 比例的装置(WGS)及酸性气体脱除(AGR)装置可清洁大部分 CO2 及其所有硫成分。预处理气化ASU气体调节，包括 WGS甲醇合成甲醇蒸馏酸性气体去除CO2O2生物质*MSW甲醇H2S创新展望：36甲醇合成装置更是如此，因为与来源无关，合成气到达该装置时的成分实际相同。A 原料预处理生物甲醇工厂的大多数原料本质上都是固体，送入气化炉之前需以某种方式进行均化。这一点对于工艺控制和进料器系统设计而言至关重要。在压力下以均匀流速推动固体面临的技术挑战导致气化炉的压力相对较低（保持在 5-10 bar）。可能需要惰性气体才能使进料系统正常、安全地工作。但是，惰性气体流量的最小化对于尽量减少整个合成气系统的投资水平以及提高工厂效率至关重要。如果进料为例如制浆和造纸厂的黑液等液体形式，则进料系统会更加简单，且能与重渣油进料系统保持一致。这些进料系统可将气化装置加压至 30-60 bar。B 气化气化装置的心脏是气化炉。气化炉是原料转化至合成气（包括各种杂质）的高温转化器，其中反应所需的热能通常由一部分纯氧原料提供。还可通过某种热交换间接提供。两种方法都适用于生物质和 MSW 原料，而商用工艺（少数例外）使用氧气进行部分氧化获得。气化炉可分为两类：非熔渣和熔渣。第一类是可再生原料应用的常见变体，后者几乎无一例外地应用于化石原料的气化工艺。非熔渣是指气化炉不允许熔炼原料中存在惰性材料（会堵塞容器，造成严重后果），而熔渣气化炉则以高于炉渣熔点的温度运行。之 后，气化炉产生浮渣。非熔渣气化炉的最高温度为 800-900C，而熔渣气化炉的温度通常高于 1000C。非熔渣气化炉中的热区不能有热点（会导熔渣局部熔化），因此没有火焰。这便导致其某些气化反应不如熔渣气化炉的反应完全，因为后者火焰中的局部温度极高（可能达到 2000C）。前者有一个热床，大部 分反应在此发生，后者则是原料需要通过的灼热火 焰。采用非熔渣模式，气化炉中会形成甲烷和焦油，需在下游工艺进行处理。熔渣气化炉则极少形成甲烷和焦油。表 2.合成气调节和清洁工艺示例要去除的杂质工艺多(M)或少(L)常见颗粒颗粒过滤器M焦油和甲烷 重整焦油和/或甲烷MCOSCOS 水解将 COS 转化为 H2SL氯和氟成分去除 HCl 和 HFL硫成分去除 CO2 或单独进行 AGR 工艺MCO2 去除 H2S 或单独进行 AGR 工艺M注：COS=硫化羰；HCl=氯化氢；HF=氟化氢。可再生甲醇37C 气体调节和清洁后处理取决于气化炉类型。原料成分、MSW 和不同类型的生物质材料也可能影响后处理要求-某些原料会引入下游工艺不需要的物质。这些后处理工艺主要应用于非熔渣气化炉。表 2 列出了最常见的杂质及其处理方法。NextChem 描述了实现气体调节和清洁的示例(2020a)。气化项目和开发从技术角度来看，商业化成功的关键是将原料转化为满足甲醇合成装置技术供应商规定质量的合成气。无论上游采用何种合成技术，合成气的质量要求均相似。因此，甲醇生产工厂可以利用与费托(Fischer-Tropsch)技术（应用于例如汽油、柴油、煤油等各种烃类燃料的生产）相同的高质量合成气技术。气化炉技术可根据采用的设计原理分类。表 3 根据两种特征对每种技术进行了分类。一种特征涉及气化炉反应器的加热方式，另一种特征则是气化原理（简要描述）。在表 4 中，各种气化技术由技术所有者或开发和商业化该工艺的许可方命名。气化炉装置通常由两个或多个设计相同的并联机组组成。这有三个原因：(1)相较于先前设计（可能是演示阶段）的规模化程度提高，(2)整个装置具备（部分负荷）冗余，以应对其中一个气化炉需要关闭的情况，(3)气化技术通常需要更多维护，因此并联式气化炉更加可取。单个装置可通用于整个工艺设置的其他装置，这意味着装置其余部分的规模经济效应将对生产成本产生积极影响。表 3.气化炉设计原则 加热原理DO2通过使用氧气(O2)部分燃烧直接(D)加热IH间接加热(IH)可能有多种不同方式气化炉类型BB鼓泡床(BB)原理UO2上升气流(U)、氧气(O2)与蒸汽一起注入EF夹带流(EF)（燃料和 O2 一起注入燃烧器装置）U-IH上升气流(U)，间接加热(IH)创新展望：38表 4.气化技术及其应用1气化技术名称/所有者加 热 原理类型原料项目，参考文献项目阶段产品工厂产能（单位不唯一）千吨/年SES 气化技术(U-Gas)DO2BB生物质/MSWTrans World Energy，佛罗里达(US)(Trans World Energy,2020)FEED 完成，2023 年第二季度启动甲醇87.5 万吨/年NextChem 技术DO2UO2MSWENI 炼油厂，里窝那，意大利(IT)(NextChem,2020b)2020 年第三季度基本工程就绪甲醇11.5 万吨/年MSW/废木LowLand Methanol(NL)(LowLands Methanol,2020)2023 年初启动甲醇12 万吨/年PDQ/ThyssenkruppDO2EF生物质（经烘烤）BioTfueL 示范项目(FR)(BioTfuel,2020)运营中FT 产品（基于冲流）15 MWt 生物质HTW/ThyssenkruppDO2BB生物质Vrmlands-metanol(SE)(Vrmlandsmetanol,2017)规划中甲醇10 万吨/年TRIIHBBMSWFulcrum(US)(TRI,2020)2020 年第四季度启动FT 产品40,000 m3/年Bioliq/KITDO2EF秸秆热解油Bioliq 示范项目(DE)(KIT,2020)运营中通过 DME 生产汽油5 MWt 的生物质 ChemrecDO2EF黑液BioDME 示范工厂(SE)(Chemrec,2020)闲置DME（通过甲醇）4 吨/天Enerkem(Enerkem,2020a)DO2BBMSW埃德蒙顿(CA)运营中乙醇（通过甲醇）3 万吨/年DO2BBMSW魁北克(CA)宣布建设乙醇（通过甲醇）3.5 万吨/年DO2BBMSW鹿特丹(NL)工程设计中甲醇21.5 万吨/年DO2BBMSW萨拉戈萨(SP)工程设计中甲醇21.5 万吨/年Sungas and GTI(U-Gas)DO2BB生物质GTI 示范项目，芝加 哥(US)(SunGas Renewables,2020)运营中合成气5 MWt 的生物质TCG Global IHU-IH生物质Red Rock Biofuels(Red Rock Biofuels,2020)正在建设中，2021 年启动FT 产品58,000 m3/年注：FEED=前端工程设计；FT=费托；kt/y=千吨每年；MWt=兆瓦热；t/d=吨每天。可再生甲醇39表 4 提供了当前及预期应用各种气化技术的地点、时间和方式的相关信息。有关性能的更多信息，请参阅第 3 章。目前为止，大型工厂在生物质或 MSW 气化、生产合成气以进一步合成产品方面的长期运营经验有限。但是，部分工厂（本报告中未进行描述）将 MSW 或生物质气化生成气体用于燃烧，从而产生热能和动力。这两项应用之间的差异巨大，但是目前正在开展多个先进项目以致力于弥补这一差异。Enerkem 已在加拿大埃德蒙顿进行了数年的 MSW 气化项目（图 21）。由于多种原因，Enerkem 遇到了运营问题，当前这一状况正在改善。2019 年，其气化的 MSW 原料数量为 6 万吨，但其额定年产能为 10 万 吨。Enerkem 2019 年有两个计划停机时间，这对产量产生了影响并解释了部分差异的产生原因。从 2015 年投产到 2019 年底，该装置的运行时间超过 10,000 个小时，生产了 400 万升甲醇。2017 年和 2018 年安装了甲醇转化制乙醇装置，并于 2018 年底投入生产。此 后，该工厂开始生产乙醇。表 4 列出的四个项目使用外部生产的 H2 而非通过 WGS 装置将 H2/CO 比调整为 2 左右。它们是 Enerkem 的三个项目（魁北克、鹿特丹、萨拉戈萨）以及苏格兰低地的甲醇项目。具体来讲，魁北克省的 Enerkem 工厂计划应用一个 87 MW 电解槽专门生产绿氢，这有望将生物甲醇的总产能提高至 100 kt/y。这些项目展示了下文“生物甲醇和绿色甲醇联产”中所述的生物甲醇/绿色甲醇联产工艺。根据表 4 列出技术进行的项目已被评为达到技术就绪指数(TRL)8 或 9，其中 TRL 8 代表“同类中第一个商业系统”，TRL 9 代表“全面商业化运行”。图 21.加拿大艾伯塔省 Enerkem 的 MSW 制生物燃料（甲醇和乙醇）工厂。来源：Enerkem(2020b)。创新展望：40沼气生产的生物甲醇沼气生产在全球极为普遍。例如，2019 年欧洲有将近 18,000 个沼气生产装置投入运营（Wellinger 等 人，2019a）。其中 540 个(3)正在将沼气升级为达到管道输送标准的生物甲烷，以便将其注入天然气网络。欧洲大约有 3,570 个压缩天然气(CNG)加气站（Wellinger 等人，2019b），其中 420 个提供纯生物甲烷（不与天然气混合）。其余的沼气生产装置(97)将沼气（稍做升级后）用于当地供热和发电。2019 年，欧洲安装了装机容量为 10500 MW 的以沼气为原料的发电机组。某些地方既有的甲醇生产设施使用生物甲烷与天然气共同供料（请参阅表 5）。自 2018 年以来，德国化工公司巴斯夫(BASF)位于德国路德维希港的既有甲醇生产设施一直使用生物甲烷与天然气共同供料（BASF，2018 年）。与传统甲醇生产相比，GHG 排放减少了至少 50。产品的可再生能源部分已通过 REDcert 标准（REDcert，2020 年）认证，该标准是欧洲委员会根据可再生能源指令(RED)认可的生物燃料标准。表 5.由天然气和生物甲烷混合供料的甲醇工厂1技术原料项目，参考文献项目阶段产品工厂产能 蒸汽重整天然气/生物甲烷BASF，路德维希港(DE)运营中甲醇48 万吨/年*(2018)蒸汽重整天然气/生物甲烷OCI/BioMCN格罗宁根(NL)运营中甲醇6 万吨/年*(2017)蒸汽重整天然气/生物甲烷OCI 博蒙特，得克萨斯州(US)运营中甲醇107.5 万吨/年(2020)*工厂产能（Saygin 和 Gielen，即将出版）。生物甲醇的份额约为 15。*生物甲醇部分(Compagne,2017)。*工厂产能(OCI,2020)。未提供生物甲醇份额。自 2009 年以来，荷兰甲醇生产商 OCI/BioMCN 的部分甲醇生产采取与 BASF 类似的方式（Compagne，2017 年）。生物甲醇已通过德国机动车监督协会(DEKRA)国际可持续发展与碳认证(International Sustainability and Carbon Certification)。除了用生物甲烷替代部分天然气原料，他们还使用甘油和可再生 CO2 作为可再生原料。BioMCN 生物甲醇的年产能约为 6 万吨(t/y)。OCI 的另一工厂位于德克萨斯州。2019 年该工厂的总产能达到约 107.5 万吨/年，并计划提高生物甲醇在产量中的比例（OCI，2020 年）。图 22 介绍了沼气制甲醇工厂的总体方案。这是文献中可查找方案的简化版本，由 Pedersen 和 Schultz 编著（2012 年）。在沼气应用于甲烷重整器供料之前，需要对其进行预处理，使质量与石油天然气相 同。取决于所使用的甲烷重整器类型，这种预处理产生的 CO2 可重新应用于生产的合成气中。甲烷还可与部分 CO2 一起重整。林德(Linde)提出了所谓的“干重整”（Linde，2020 年）概念，使用 CO2 替代了部分蒸汽。伴随着这一发展，Linde 与 BASF 共同提出了一种 DME 生产的全新方法，将干重整与新颖的 DME 合成工艺结合（Brudermller，2019 年）。后者的最新发展包括从合成气直接合成 DME。图 22.重整装置甲醇厂 总体方案*粪便和水处理污泥等各类原料。可再生甲醇41从制浆厂制浆循环生产生物甲醇当木浆转化为纸浆以进一步加工为各种质量的纸张 时，蒸煮器中的木屑会与蒸煮化学品（主要是氢氧化钠和硫化钠）发生反应形成粗甲醇。生产水平取决于木材类型和蒸煮循环的性质（Zhu 等人，2000 年）。甲醇副产品包含各种杂质，几乎所有工厂都将其作为内部燃料用于供热和发电。但事实上可将其进行处理并升级为可销售的化学级生物甲醇。瑞典一家大型工厂最近（2020 年第 2 季度）便启动了这一装置，这是全球首个以该类型来源生产 AA 级甲醇的装置（Sdra，2020a）。该装置的产能为 5,250 t/y。Sdra 声称他们的全新甲醇产品生产工艺可减少 98%的 GHG 排放。表 6.来自木浆的副产品生物甲醇 技术原料项目项目阶段产品工厂产能 安德里茨木浆的副产品Sdra Mill,Mnsters(SE)运营中生物甲醇5.25 千吨/年未知木浆的副产品Alberta Pacific(CA)运营中生物甲醇3 千吨/年沼气厂预处理甲烷重整装置甲醇合成甲醇蒸馏合成气压缩CO2沼气原料*甲醇硫成分O2蒸汽图 23.按生产工艺划分的氢气种类创新展望：42自 2012 年以来，Alberta Pacific 位于艾伯塔省的 Boyle Mill 一直致力于生产纯化甲醇用于内部漂白。最近，总部位于加利福尼亚州的 Oberon Fuels 获得了加州能源委员会(California Energy Commission)的 290 万美元拨款支持其 DME 生产设施升级，以将目前的产能增加一倍-达到每天生产可再生 DME 17,000 L，同时测试制浆厂生产可再生甲醇的效果。所需甲醇将由 Alberta Pacific 提供（Oberon Fuels，2020 年）。从 2016 年开始，本报告使用欧盟统计局(Eurostat)数据对欧洲所有制浆厂进行回查，并将原料和制浆周期因素考虑在内。结论是，使用 Sdra 采用的方法生产甲醇的产能约为 22 万 t/y。如果按比例利用全球纸浆生产，将激发 110-120 万 吨/年的潜在甲醇产能。与实际情况相比这个数字偏低，因为欧洲的木质纸浆更多地使用软木，而全球的木质纸浆更多地使用硬木。与软木纸浆相比，每吨硬木纸浆产生的甲醇数量更多。使用 CO2 生产的甲醇（绿色甲醇）绿色甲醇是一种液态产品，可通过一步式催化工艺从 CO2 和绿氢中轻易获得。通过 Power-to-X 技术生产的绿色甲醇被视为一种电燃料（合成燃料）和电化学工艺。绿氢和其他类型氢气之间的区别如图 23 所示。当前大多数氢气仍来自化石燃料（棕色和灰色氢 气）。天然气、石油和煤炭生产来源所占比例分别为 48%、30%和 18%（IRENA，2018 年）仅 4%的氢气使用电网电力或可再生能源发电通过电解获得（绿氢）。氢气目前应用于各个行业，如化学（甲醇、氨和聚合物）、精炼（加氢裂化和加氢处理）、金属加工、航空航天、玻璃和食品等行业。将绿氢作为可再生燃料的应用吸引的关注日益增加。利用电化学工艺生产绿色甲醇有多种方法（图 24）。最简单也最成熟的方法是使用可再生电力通过电解水工艺制氢，然后与 CO2 催化反应形成绿色甲醇。另一种方法是通过电解生产合成气（CO 和 H2 两种成 分），然后根据传统甲醇生产方式将合成气转化为绿图 24.通过电解和电化学工艺生产绿色甲醇的方法来源：Ellis et al.(2019)。可再生甲醇43色甲醇。尽管该途径可以实现更高的转化效率，但相比电解水工艺还不发达（传统电解水工艺为兆瓦级，而这种共电解途径在实验室中进行时仅为千瓦级）。当前也正在研究通过电化学工艺将 CO2 和水直接转化为甲醇的方法，但到目前为止，实验室规模的效率和产量有限（Goeppert 等人，2014 年；Olah 等人，2018 年）。由于 CO2 与电解水产生的 H2 反应是当前生产绿色 甲醇的唯一实用方法，因此以下讨论将以这一方法 为主。通常，进入该工艺的每个 CO2 分子在离开该工艺时都会转换为甲醇分子的形式。但是，每个 CO2 分子需要三个氢分子才能为每个甲醇分子产生一个水分子。1 电解水制氢后催化合成甲醇电解槽H2OgH2 O2绿色甲醇生产绿色甲醇H2OO2H2CO2H2O可再生电力2 电解水和二氧化碳制合成气后催化合成甲醇电解槽H2OgH2 O2CO2gCO O2绿色甲醇绿色甲醇生产H2OCO2O2CO2合成气 H2/COH2O可再生电力3 由水和二氧化碳直接电催化合成甲醇绿色甲醇电解槽H2OgCO2CH3OH O2O2可再生电力H2OCO2图 25.用于生产甲醇的 CO2 原料 创新展望：44因此，每生产 1 吨甲醇需要约 1.38 吨 CO2 和 0.19 吨氢气（约 1.7 吨的水）。每生产 1 吨绿色甲醇大约需要 10-11 MWh 电力；其中大部分用于电解水（假设已提供 CO2）。使用 100 MW 电解槽生产绿色甲醇的产能约为 225 t/d。这种大型电解槽当前可从蒂森克虏伯伍公司(Thyssenkrupp)获得（Thyssenkrupp，2020a）。一个 1000t/d 的大型绿色甲醇工厂大概至少需要一个 420 MW 电解槽。要替换产能为 2,500 t/d 的传统巨型甲醇工厂，则需要一个千兆瓦级的电解槽。这种大型电解槽的产能仍需进一步开发。绿色甲醇合成步骤技术与化石燃料合成气生产甲醇的技术非常相似，因此现已非常成熟(TRL 8-9)。传统的 CuO/ZnO/Al2O3 催化剂仅需进行稍加改动即可应用于甲醇合成中生产大量的水。可从许多供应商处获得这样的催化剂，如 Haldor Topsoe、Johnson Matthey 和科莱恩(Clariant)。反应在温度 200C 至 300C 和压力 50-100 bar 下进行。当前也正在开发能够在比较温和条件下运行的催化剂。二氧化碳原料：用于绿色甲醇生产的 CO2 原料根据其来源可大致分为两类（图 25）：来自发电厂、钢铁和水泥厂等各种工业来源的 CO2。这种情况下，CO2 极有可能来源于化石燃料的燃烧。即使进行了循环利用，它仍然基于化石燃料、不可再生的 CO2，且整个工艺中 CO2 净排放仍然为正。但是，考虑到这些来源的 CO2 通常会排放到大气中，作为替代方式可将其进行再利用与绿氢共同生产低碳甲醇。通过直接空气捕获(DAC)或生物质来源从大气中获得的 CO2。为了实现可再生、可持续以及碳中和或 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（例如通过燃烧生物质发电的发电厂）。这些来源的 CO2 通常被视为废气排放到大气中（通常导致大气压力下 CO2 浓度极 高）。从这些装置捕获、存储或利用 CO2 的工艺化石燃料DAC包含碳捕获的发电可再生 CO2不可再生 CO2甲醇甲醇净 CO2 中和净 CO2 正排放CO2 CO2 包含碳捕获的 生物质转化包含碳捕获的 工业用途CO2 CO2 大气陆界生物质可再生甲醇45通常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)（Consoli，2019 年）。将绿色甲醇和生物甲醇生产在同一 BECCU 工厂中结合可提供诸多优势，本报告中标题为“生物甲醇和绿色甲醇联产”的部分对此做了进一步描述。随着 DAC 技术的开发和商业化，从大气中人为捕获 CO2 作为生物质通过光合作用从空气中捕获 CO2 的补充也开始具备可能性（Goeppert 等人，2014 年；Sanz-Prez 等人，2016 年）。BECCS、BECCU 和 DAC 可在绿色甲醇生产中实现碳中和或净零排放的循环。氢气原料：利用现有的完善技术，电解水工艺近年来生产氢气的规模已从千瓦级增至千兆瓦级。但是，还需进一步改进电解技术并降低成本，才能实现具有成本竞争力的大规模绿氢生产（IRENA，2020c）。该工艺所需的电能可通过任何形式的能源生产。但要实现可持续发展，则必须来自可再生能源。由于可用性不断提高且成本不断降低，风能和太阳能光伏发电对于大规模部署可持续电解工艺而言具备最大潜力。它们是世界上增长最快的能源，可提供清洁和实惠的电力。2011 年，国际碳回收公司(Carbon Recycling International)(CRI)）在冰岛开办了首家使用当地可利用的廉价地热能将 CO2 转化为甲醇的现代商业回收工厂。该商业示范工厂采用 Johnson Matthey/Jacobs 的设计，基于当地现有地热能源（热水和蒸汽）转化 CO2 的甲醇年产能为 4,000 吨（约 12 吨/天）。（图 26）（CRI，2020 年）。必需的 H2 则使用廉价的地热发电通过电解水产生。冰岛将这种开发作为利用和可能出口其廉价和清洁电力的方式。生产的甲醇（称为 Vulcanol）当前与汽油混合应用于生物柴油生产和废水脱氮。中国大连化学物理研究所(Dalian Institute of Chemical Physics)最近启动运行了一个产能为 1,000 t/y 的绿色甲醇示范项目（图 27）（AAAS，2020 年）。该工厂中，用于生产必要氢气（每小时 1,000 标准立方米的 H2）的碱性电解槽使用的是 10 兆瓦太阳能光伏电站生产的电力。经过初步测试和逐步适应后，预计将于 2020 年 10 月开始全面运营。该项目是首个实现太阳能生产甲醇的工业规模化示范项目。全球各地正在计划建设其他绿色甲醇商业化工厂（产 能从 8,000t/y 到 180,000 t/y）（表 7）。如果 表 7 中所有商业项目都建成投产，则绿色甲醇产能将超过 70 万吨/年。瑞典的 Liquid Wind、澳大利亚的 ABEL、挪威的 Swiss Liquid Future/Thyssenkrupp 以及加拿大的可再生氢(RH2C)工厂都将使用可再生 H2 以及工业或生物来源的 CO2（Swiss Liquid Future，2020a；Liquid Wind，2020；ABEL Energy，2020 年；RH2C，2020 年）。其他联合企业正计划在比利时的安特卫普港、根特港以及荷兰建设绿色甲醇工厂（Nouryon，2020 年；aet，2019 年；INOVYN，2020 年）。在丹麦，一项可持续燃料项目的目标是在 2023 年、2027 年、2030 年分别实现 10 MW、250 MW 及 1.3 GW 的电解槽产能。生产的绿氢将与 MSW 或生物质燃烧中捕获的 CO2 结合，以生产海上船只使用的可再生甲醇和飞机使用的可再生喷气燃料（绿色煤油）（Maersk，2020 年）。某些情况下，作为副产品从工业工艺获得的 CO2 和 H2 的回收也是一种选择。中国河南顺成集团(Henan Shuncheng Group)/CRI 最近开始建设一座用排放物生产液体燃料的工厂，将焦炉煤气中的 H2 和石灰窑中的 CO2 转化成产能为 110,000t/y 的甲醇（CRI，2020 年）。越来越多的技术供应商也在进行绿色甲醇解决方案的开发和许可，这涉及整个工厂、绿色甲醇合成装 置、催化剂和提供足够氢气的大型电解槽。这些供应商包括 CRI、Thyssenkrupp/Swiss Liquid Future、bse engineering/BASF(FlexMethanol)，Haldor Topsoe(eMethanol)和Johnson Matthey（HT，2019a，bse engineering，2019 年；CRI，2020 年；JM，2020 年，Thyssenkrupp，2020b）。创新展望：46许多机构、公司、大学及合作项目也正在开发将 CO2转化为甲醇的技术，并在示范和试验工厂中进行测 试。丹麦奥尔堡 Power2Met 项目利用基于风能和太阳能的电解水工艺生产生物 CO2 和氢气，由此每天生产的绿色甲醇约为 800 升（L/d）（REintegrate，2020 年；Energy Supply，2020 年）。计划到 2022 年将产能提高至每年约 10,000 m3（Jensen，2019 年）。在瑞典吕勒奥，CRI 开发的绿色甲醇技术应用于从钢铁制造厂工业高炉中回收 CO2/CO 和 H2 生产甲醇，这是欧盟地平线 2020(Horizon 2020)计划 FresMe 项目的一部分（FReSMe，2020 年）。必需的 H2 通过电解水获得的 H2 补充。这两种 H2 来源可最大程度利用高炉煤气当前的剩余能量，从而使高炉煤气的甲醇产能高达 1 t/d。该项目得益于另一由欧盟资助的 MefCO2 项目，后者旨在改进 CO2 制甲醇的技术（MefCO2，2020 年）。利用从莱茵集团(RWE)燃煤电厂排放物中捕获的 1.5 吨/天 CO2 及 0.19 吨/天绿氢，这家德国试验工厂的甲醇产能达到了 1 吨/天。该工厂还在通过 CCUS 促进低碳工业增长项目(ALIGN-CCUS)框架内测试了日产能为 50 L 的 CO2 制 DME 工艺（ALIGN-CCUS，2020 年；Moser 等人，2018 年）。图 26.冰岛 CRI 的“George Olah 可再生 CO2 制甲醇工厂”来源：CRI(2020)。图 27.中国西北地区甘肃省兰州市的 年产量 1,000 吨绿色甲醇示范厂 来源：由大连化学物理研究所李灿教授友情提供。可再生甲醇47作为 Carbon2Chem 项目（由德国资助的跨行业网 络）的一部分，Thyssenkrupp 一家钢铁厂将研究通过钢铁厂的煤气生产甲醇，由电解水生产的 H2 作为补充（Carbon2Chem，2020 年）。在日本，三井化学(Mitsui Chemicals)的一个试验工厂运行了 4,500 个小时，使用日本地球环境产业技术机构(RITE)研发的催化剂利用 CO2 和 H2 生产的甲醇产能为 100 吨/年（三井化学，2009 年，2010 年）。韩国科学技术研究院(KIST)开发了 CAMERE 工艺，这是另一种 CO2 制甲醇的两步途径（Joo 等，2004 年）。荷兰公司 Zero Emission Fuels 的目标是开发全自动模块化微型工 厂，利用从空气中捕获的 CO2 和太阳能产生的可再 生 H2 生产甲醇（ZEF，2020 年）。在德国，由 30 个合作伙伴组成的 C3 Mobility 联盟旨在开发利用各种原料生产可再生甲醇的方式，并将生产的甲醇用作燃料或平台化学品以制备其他运输燃料（DME，MTG 等）（C3 Mobility，2020 年）。除了利用电解途径生产氢气，随后将 CO2 转化为甲醇，一些机构和公司还在探索其他途径，例如利用太阳热能进行高温热化学转化或利用阳光直射进行直接电化学转化，将 CO2 和水转化为绿色甲醇。（人工光合作用概念 JCAP，2020 年）。瑞士的 Synhelion 使用超过 1,000C 的高温太阳热能，通过热化学工艺将 CO2 和水转化为 CO 和 H2。然后可使用标准甲醇合成技术将获得的合成气(H2 CO)转化为甲醇（Synhelion，2020 年）。除甲醇和 DME 外，还考虑利用 CO2 和氢气制甲醛醚(OME)。OME 是一种高十六烷值的柴油替代品，无烟燃烧且污染物排放极低。在柴油中添加 OME 有助于显著降低 PM 和烟尘排放（Lumpp 等，2011 年；Wang 等人，2015 年）。然而与其他如绿色甲醇和 e-DME 等合成燃料相比，e-OME 生产的能源效率较低（Held 等人，2019 年；Kramer，2018 年）。表 7.既有或规划的绿色甲醇生产设施和技术供应商概述国家/地区公司开办年份产能（吨/年）产品原料来源 冰岛 CRI20114,000绿色甲醇(Vulcanol)地热 CO2 和通过水电解法生产的 H2CRI,2020中国大连化学物理研究所20201,000绿色甲醇CO2 和通过水电解(PV)生产的 H2AAAS,2020瑞典Liquid Wind2023（在 2030 年前计划建设 6 个设施）45,000绿色甲醇升级回收的工业 CO2 和通过水电解生产的 H2Liquid Wind,2020澳大利亚（塔斯马尼亚州）ABEL202360,000绿色甲醇生物源 CO2 和通过水电解法生产的 H2ABEL Energy,2020创新展望：48中国河南省顺成集团/CRI2022110,000甲醇(a)从石灰窑获取的 CO 和通过焦炉气生产的 HCRI,2020挪威Swiss Liquid Future/Thyssenkruppn/k80,000绿色甲醇从硅铁厂获取的 CO 和通过水电解法（水电）生产的 HSwiss Liquid Future,2020a,Swiss Liquid Future,2020b挪威公司财团/CRI2024100,000绿色甲醇CO 和通过水电解法生产的 HStefnsson,2019加拿大Renewable Hydrogen Canada(RHC)n/k120,000绿色甲醇CO 和通过水电解（水电）生产的 HRHC,2020比利时安特卫普港财 团n/k8,000绿色甲醇CO 和通过水电解法生产的 HINOVYN,2020比利时根特港财团n/k46,000-180,000绿色甲醇工业 CO 和通过水电解法生产的 Haet,2019荷兰Consortium Nouryon/Gasunie/BioMCN 和其他 3 家公司n/k15,000绿色甲醇CO 和通过水电解法生产的 HNouryon,2020德国Down/k 200,000绿色甲醇CO 和通过水电解法生产的 HSchmidt,2020丹麦公司财团2023-2030n/k绿色甲醇通过 MSW 和生物质获取的 CO。通过水电解（海上风能）生产的 H。到 2030 年，电解槽容量将达到 1.3 GWMaersk,2020德国 财团n/kn/k绿色甲醇从水泥厂获取的 CO 和通过水电解法（风能）生产的 HWestkste 100,2020可再生甲醇49技术示范工厂（过去和当前）国家/地区公司开办年份容量 产品原料来源 瑞典FreSMe20191 吨/天绿色甲醇(b)从钢铁制造中的废物流获取的 CO 和 H，以及通过水电解法生产的 HFReSMe,2020德国MefCO20191 吨/天绿色甲醇 发电厂烟气 CO 和通过水电解法生产的 HMefCO,2020丹麦Power2Met 丹麦财团 2019 800 升/天绿色甲醇从沼气中获取的 CO 和通过水电解法（风能和太阳能）生产的 HREintegrate,2020德国Carbon2Chem202050 升/天绿色甲醇(b)从钢铁厂气体获取的 CO/CO/H 和通过水电解法生产的 HCarbon2Chem,2020德国通过 CO 生产 二 甲 醚 的 ALIGN-CCUS 项目 202050 升/天e-DME从电厂烟气获取的 CO 和通过水电解法生产的 HALIGN-CCUS,2020瑞士Swiss Liquid Future201275 升/天绿色甲醇CO 和通过水电解法生产的 HSwiss Liquid Future,2020a德国TOTAL/Sunfire 绿色 CO 甲醇项目20221.5 吨/天绿色甲醇 从炼油厂获取的 CO 和通过水电解法生产的 HTotal,2020德国BSE Engineering/可再生能源系统研究所(IRES)202028 升/天绿色甲醇 CO 和通过水电解法（风能）生产的 Hbse Engineering,2020日本Mitsui2009100 吨/年绿色甲醇 CO 和通过水电解法生产的 HMitsui Chemicals,2009,2010韩国韩国科学技术学院(KIST)/CAMERE 工艺2004100 千克/天绿色甲醇 从电厂烟气获取的 CO 和通过水电解法生产的 HJoo,2004创新展望：50选定的技术供应商 冰岛CRI技术供应商50,000-100,000绿色甲醇CO 和通过水电解法生产的 HCRI,2020德国Thyssenkrupp/Uhde/Swiss Liquid Future技术供应商3,600-72,000 绿色甲醇CO 和通过水电解法生产的 HThyssenkrupp,2020a德国Bse Engineering/BASF技术供应商8,200-16,400绿色甲醇CO 和通过水电解法生产的 Hbse Engineering,2020丹麦Haldor Topsoe技术供应商可变绿色甲醇CO 和通过水电解法生产的 HHT,2019a英国Johnson Matthey技术供应商可变100,000-1700,000绿色甲醇CO 和通过水电解法生产的 HJM,20201注：(a)从焦炉煤气中获取氢气，而不是通过水电解获取氢气。(b)从钢铁制造的废液中获得部分氢气。n/k=未知。生物甲醇和绿色甲醇联产生物质制甲醇方法与煤炭及重质渣油制甲醇的方法类似。由于气化反应的吸热特性（耗能），气化炉中会产生 CO2。除此之外，由于其化学成分，这些原料生产的合成气混合物中 H2/CO 含量较低。甲醇合成的最佳 H2/CO 比接近 2。为了调节这一比例，合成气中的部分 CO 通过 WGS 与水反应转化为 H2。这一过程同样会产生过量的 CO2，分离后通常直接排放至大气 中。由于生物质制甲醇过程会产生大量 CO2，因此生物质制甲醇的表观转化率会降低（Reschetilowski，2013 年）。这种方案的整体碳效率约为 50，意味着原料中只有约 50 的碳最终转化为甲醇，剩余部分则以 CO2 形式排出。提高碳利用率方面极具吸引力的一种可能是使正常排放的 CO2 与其他来源的氢气发生反应，从而生产更多的甲醇（Specht 等人，1999 年）。这可通过结合生物甲醇方案和部分绿色甲醇方案的混合工艺实现，在这一工艺中，生物质中约 100 的碳最终以甲醇产物中的碳形式存在，如图 28 所示。所需氢气由使用可再生能源的电解水提供。消除 CO2 排放或充分利用所有可用的生物碳可分两步进行。第一步是注入氢气以使 H2/CO 比大约为 2，从而免除对于 WGS 反应的需 求。第二步是注入足够的 H2，与剩余的 CO2 发生反应生成甲醇。图 28 展示了两个独立甲醇合成装置中的两步工艺，之后两个粗甲醇流将被合并进行下游 处理。图 28.以生物质或城市固体废物(MSW)为原料联合生产生物甲醇和绿色甲醇*包括玉米秸秆，秸秆和黑液等各种原料。可再生甲醇51经过商用证明的催化剂可应用于 H2/CO 及 H2/CO2 合成甲醇。催化剂供应商还开发了替代方法，并已证明可以将 CO、CO2 和 H2 合并到同一合成装置，且转化效率仍保持较高水平（Bertau 等人，2014 年）。这种情况下，图 28 虚线矩形框内的两个甲醇合成装置合并为一个，而 AGR 装置仅作为硫成分和其他污染物的清洁装置。CO2 将留在主合成气流中。取消 WGS 装置具备诸多直接优点，例如：免除 WGS 装置的投资。免除 WGS 反应中将高压蒸汽注入合成气这一步骤。免除 WGS 中锅炉供水（反应水）损失。免除 WGS 装置中因 CO 转化为 CO2 而造成的绿色碳损失。免除 WGS 放热反应中合成气的能量损失（通常损失 3-5）。与使用 WGS 装置情况相比，合成气产量提高了 45-55（取决于上游 WGS 装置中原始合成气的 H2/CO 比）。由于 CO2 负荷降低，气体净化装置的运营成本相应降低。规模经济效应相对降低了装置合成气及甲醇生产部分的投资。气化装置将保持不变。以这种方式注入氢气不会对工艺产生任何可预见的负面影响。除已经列出的优点外，还有一些其他整体优点，例如 可能不再需要空气分离装置（取决于原始合成气中的 H2/CO 比），因为电解水会产生纯氧代替空气分离装置中的 O2。所需的投资接近，但拆除空气分离装置有助于抵消电解槽的电力需求。如果采用生物质原料，所有 CO2 将易于追踪且为可再生资源来源。处于一定压力下的 CO2 在装置中就位，与氢气合成甲醇。如果 AGR 出于某种原因分离出 CO2，则其仍为高浓度，因此非常适合作为另一“绿色产品”装置的原料，如图 28 所示。预处理气化气体处理 甲醇合成甲醇合成甲醇蒸馏酸性气体去除CO2O2O2 来源过界？H2生物质*MSW甲醇H2S电解绿色发电图 29.以沼气为原料进行生物甲醇和绿色甲醇联产*粪便和水处理污泥等各类原料。如上所述，根据图 20 将传统生物甲醇工艺与绿色甲醇工艺结合，可有效利用生物质中的所有碳，从而将给定生物质的生产潜力从约 60 增加至约 140。实现由最开始 1 MWh 的生物质生产 1.4 MWh 的甲醇。但是，这同时也需要生产 H2 所需的可再生能源。如图 28 所示，固体生物质和电解技术的组合也可应用于沼气制甲醇生产方案中。图 29 展示了沼气预处理产生的 CO2 如何在重整器中(a)与甲烷、蒸汽和 O2 共同反应，或者(b)绕过重整器，根据甲烷重整器中气体之间所需平衡添加至甲醇重整器下游的工艺链 中。还需要更多 H2 以产生甲醇合成的最佳气体成 分。进一步减少该工艺碳排放的方法是使用可再生能源电力加热重整炉，Haldor Topsoe 正在开发的工艺便是如此。2020 年末，柏斯托(Perstorp)宣布在瑞典斯泰农松德市(Stenungsund)的 Project AIR 下建立使用这一技术的甲醇工厂。该工厂旨在替代 20 万吨的化石基甲醇，并计划从 2025 年开始生产可再生甲醇（Perstorp，2020 年）。通过将前文提到的工艺变更作为部分工艺解决方案，原料中的所有碳最终几乎都能够以甲醇产品中的碳形式存在，从而大幅提高给定数量沼气的产能。从碳利用的角度来看，相比当前沼气应用于发电和供热或以生物甲烷形式作为车辆燃料的使用效率更高。创新展望：52沼气厂预处理甲烷重整装置电解绿色发电甲醇合成甲醇蒸馏合成气压缩CO2沼气原料*甲醇硫成分O2蒸汽可再生甲醇533.1 性能与效率 除了中国，全球的甲醇生产几乎都使用天然气作为原料，只有部分例外情况使用煤炭。中国的甲醇生产大多数使用煤炭。大型现代天然气工厂的整体能源转换效率约为 70。取决于技术选择，煤制甲醇的能量转换效率约为 50-60。可再生甲醇装置的性能（给定时期（例如一年）的甲醇产量）取决于诸多因素，例如装置配置（原 料、副产品、技术）和当地条件（例如棕地或绿 地、原料或可再生电力的可用性）。由于当前正在运营的商业工厂有限（表 4 和表 7），难以评估实际的性能状况。基于各种假设的不同模型可用于调查特定位置的不同工厂配置。调查通常得出的是效率及环境影响的一系列估算值，因此难以进行比较。生物甲醇相对而言，当前正在运营的商业生物甲醇工厂数量相对较少（表 4）。尽管如此，许多合资格的市场参与者已在施工前期对项目进行了大量规划和前端工程，而先进示范工厂也已记录其运营时间，为扩大规模提供更安全的基础。气化甲醇和其他产品如费托合成(FT)燃料工厂也正在建设中。运营中、建设中、以及处于前期规划阶段的工厂输入数据共同提供了更安全的数据集，从而有助于我们获取更准确的性能和效率相关信息。转换链中每个工艺装置的能量转化效率相乘可得出特定工艺途径转化效率的整体估计值。首先通过三个装置降低化学键合能，将它们各自的能量效率相乘可得出大概的整体转化效率。表 8 描述了这三个工艺操作过程。3.性能与可持续性表 8.某些工艺装置的能源转换效率 工艺操作能源效率注释原料气化0.7-0.8( )取决于原料特性，如惰性物质和水分的含量，以及气化炉的整体温度，跨度较大WGS0.95-0.97原料气中 H2/CO 比率越高，所需的水煤气变换就越少，因此能量损失就越低甲醇合成0.79-0.8使用化学计量的合成气和有限数量的惰性气体。整体0.53-0.62创新展望：54将这三个效率值相乘得出的整体转化效率为 0.53 至 0.62。进一步优化装置（尤其是气化装置）可能会使结果上涨几个百分点。计算得出的区间与从各种技术供应商和项目开发商处获得的所有数据高度吻合。生物质转化通常能够达到约 60 的整体能量转化效率，而 MSW 的转化效率处于区间低端。当前基于石油天然气生产甲醇的工厂可使用沼气替代天然气。升级至管道运输标准后，正如 BASF 和 BioMCN 已采取的行动一样，便可在原料中部分采用生物甲烷（BASF，2018 年；BioMCN，2020 年）。将大量沼气经过升级和纯化后输入基于重整器的甲 醇生产工艺时，其转化效率将与相应的天然气工厂 相同。绿色甲醇该工艺可简单应用于绿色甲醇生产。必须考虑三个主要部分：1 电解水生成 H2、2 CO2 捕获和 3 甲醇合成。1 电解水制氢和氧是一项成熟技术，碱性和 PEM 电解槽的电流效率（H2 的较高热值 HHV）约为 75-85（IRENA，2018 年）。碱性电解槽最普遍且价廉。10 至 20 MW 的模块化装置组合可用于生产规模超过 100 MW 的工厂，且在 98%可用性条件下的使用寿命超过 30 年。（Thyssenkrupp，2020a）。PEM 型电解槽可输送更高输出压力（30 bar 及更高）的 H2，从而降低下游甲醇合成的加压成本。但相较于碱性电解槽而言价格昂贵（IRENA，2020c）。当前还正在开发固态氧化物电解槽，通过在更高温度（700C）运行提供更高效率。此外还需要储氢能力以确保甲醇合成装置的连续运行。大规模生产时，可再生 H2 的生产成本主要由可再生能源成本决定。2 全球每年有超过 370 亿吨排放到大气中的 CO2 与人类活动相关，其中 340 亿吨与能源相关（Olivier 和 Peters，2019 年；IRENA，2020b）。这些 CO2 排放源于发电厂、水泥厂和发酵工厂、工业、交通运输部门、建筑物的供热供冷以及其他活动。尽管 CO2 的来源众多，但目前可通过 CO2 捕获回收作为燃料和材料的来源极少。CO2 捕获的相关成本很大程度上取决于其来源（表 9）。最容易捕获 CO2 的设施是已产生 CO2 浓缩流的设施，例如天然气净化以及化肥和生物乙醇生产相关设施（Irlam，2017 年）。但 是，这些设施可提供的 CO2 数量有限。其他浓度较低的 CO2 来源包括化石燃料发电厂（煤炭、天然气、石油）、钢铁厂和水泥生产。根据诸如 CO2 浓度、压力和温度等因素，可通过一系列分离技术从气流中去除和捕获 CO2。这些分离技术以各种物理和化学工艺为基础，如液体溶液系统吸 收、固体吸附、低温分离和膜渗透等。从化石燃料发电厂和工业工艺进行大规模碳捕获的技术已相对成 熟，但尚未实现电转 X(Power-to-X)领域所需的大规模应用。还需记住的是，这些来源大多并非可再生或可持续的 CO2 来源，所依靠的仍然是化石燃料。生物质可通过 BECCS 和 BECCU 装置部分提供所需的可再生 CO2。由于易于获得廉价的高纯度 CO2，当前大多数正在运行的 BECCS 和 BECCU 装置选择了生物乙醇生产设施（Consoli，2019 年）。然而，图 30 展示了各种可再生来源的 CO2 产能估算，从中可以看 出，从这些来源中可获得的 CO2 数量有限（Olsson 等，2020 年）。沼气、纸浆和造纸以及废物转化为能源等工厂也可以提供 CO2。目前也在开发从燃烧生物质发电的大型电厂捕获 CO2 的相关技术。但长远来看，为达到所需的 CO2 数量，仍然必须从大气中捕 获 CO2。可再生甲醇55包括 Climeworks、碳工程(Carbon Engineering)和全球温控公司(Global Thermostat)在内的许多公司正在进行直接空气捕获(DAC)技术的开发（Sanz-Prez 等人，2016 年；Goeppert 等人，2012 年）。使用各种 CO2 吸附剂在环境温度下从空气中捕获 CO2。将吸附剂加热至一定高温以释放出捕获的 CO2（浓缩 CO2（最高 100），然后用于甲醇合成。尽管相对而言 DAC 技术仍然较新（TRL 约为 4-7，具体取决于技术），但当前正在迅速发展。与排放点来源捕获相 比，DAC 具备诸多优势。空气提供了几乎无限的可持续 CO2 来源，地球上任何地方都可获取。因此，DAC 工厂无需考虑排放点来源，可以建在任何位置以捕 获 CO2。图 30 展示了全球 CO2 可用性的建议估算及分布，由此可看出潜在的可再生 CO2 数量每年可生产数百万吨的绿色甲醇。但是，这些是用于包括 CCS 和 CCU 在内的所有用途和所有产品（如包括绿色甲醇、绿色煤油和绿色汽油在内的合成燃料）的 CO2 的可用性估 算。因此，绿色甲醇生产可能需要使用从“上述所 有”可用的可再生来源中获得 CO2，而不仅限于最便宜的来源（生物乙醇和沼气），否则将面临更多竞争和产能的局限。DAC 最终将提供更大潜力。CO2 资源和绿色甲醇的情况与生物质和生物甲醇的情况相似，可能引发市场争夺最便宜的生物质原料。表 9.CO2 的可再生和不可再生来源的选择1来源或技术CO2 在排气或气流中 的浓度(%)处理后的 CO2 浓度(%)生物质制乙醇最高 100最高 100可再生的 CO2生物质燃烧3-8生物质气化20-90沼气40-50BECCS/BECCU接近 100DAC*0.042燃煤电厂12-14最高 100不可再生的 CO2富氧燃烧燃煤电厂接近 100天然气电厂3-5钢铁厂20-30水泥厂15-30天然气净化2-65氨合成最高 100*DAC 只有在提供可再生能源供电的情况下才会生产可再生的 CO2。图 30.21 世纪中叶全球不同来源可再生 CO2 供应量估算示例來源：根据 Olsson 等人（2020 年）。创新展望：563 使用 CO2 和 H2 的甲醇合成工厂的资本投资与传统合成气工厂的资本投资估计大致相同。因此，甲醇生产技术已经趋向成熟，且与传统化石燃料工厂使用的技术极为相似。整体而言，工厂将以 99 的产率和选择性生产绿色甲醇。CO2 与氢气产生放热反应（释放能量），反应产生的热能可用于提供其他工厂服务（例如蒸馏）。依靠波动性可再生能源生产所需的 H2 时，甲醇生产装置的某些负荷跟踪能力将具备一定优势，并为电网提供重要的储能服务（CRI，2020 年）。与传统上基于天然气或煤炭的甲醇工厂相比，还免除了非常耗能且成本高昂的重整或气化步骤，以及该步骤产生的废弃物（硫、灰烬、NOx、PM、重金属、焦油等）。此外，由 CO2 生产甲醇的副产品含量较低，甲醇蒸馏步骤得以简化（Pontzen 等，2011 年）。电力和 CO2 生产甲醇的总效率约为 50-60。这主要是因为需要通过电解水生产氢气。可使甲醇生产逐渐向绿色过渡的一种经济选择是将 CO2 和可再生 H2 共同应用于传统上基于化石燃料的甲醇生产厂。这将有助于增强 CO2 捕获和可再生 H2 技术的相关专业知识，并以更快的速度扩大规模。这种方法还有助于抵消可再生电力的一些波动性和间歇性所产生的影响。通过确保生产绿色甲醇的 CO2 来源和完全转化生物质所含碳的氢源，生物甲醇和绿色甲醇联产还提供了明显的协同优势。估计的捕获成本（美元/吨 CO2）估计的产量（百万吨 CO2/年）可再生甲醇573.2.可再生甲醇与替代燃料的比较与其他建议的可再生能源载体（包括氢、CNG/LNG、氨和电池）相比，甲醇具有诸多优势。（表 10 和 图 31）。也有建议提出以氢气作为能量存储介质，氢气燃烧时除了能量之外，仅产生水。但实际上，由于体积密度低，氢气需要压缩至高压(350-700 bar)或在极低温度(-253C)下液化，这便导致了存储问题且耗能较大。同时氢气易燃易爆，且可渗透至许多常用金属和材料中。因此，安全运输、储存和分配氢气所需的基础设施成本将非常昂贵。LNG 的存储也需要低温(-162C)。如果比较因素包括容纳空间，甲醇的能量密度与 LNG 相当。液氨必须冷却至-34C 或在中等压力下储存。另一方面，由于甲醇在环境条件下为液态，因此无需进行任何制冷或加压。甲醇的体积能量密度仅为汽油和柴油的一半，但比压缩 H2(700 bar)高三倍，比液态 H2 高两倍。实际上，相较于一升液化 H2，一升甲醇的氢含量更高。通常提到的纯粹基于氢能的解决方案意味着大量投资，并且需要新建昂贵的专用基础设施。甲醇作为液体燃料相对容易处理，并且无需高度专业化的设备进行运输、存储和分配。只需进行稍微改造，不需要高昂的改造成本，即可将当前的基础设施调整为甲醇适用的设施，从而平稳过渡至可再生甲醇的应用。还可基于可再生能源生产汽油和柴油的替代品，但这一工艺相比可再生甲醇更为复杂，且能源成本更高（Kramer，2018 年）。甲醇本身可以通过成熟的甲醇制汽油工艺(MTG)转化为汽油（IRENA，2016a）。但是，该种方法下与汽油和柴油燃料相关的问题（如 PM、NOx 和碳氢化合物排放）仍然存在。表 10.各种燃料特性的比较1燃料种类LHV(MJ/kg)体积能量密度(GJ/m3)储存压力(bar)储存温度(C)甲醇 19.915.8120DME28.919.2520LNG48.620.81-162CNG48.6925020液氨18.611.5110-34(1 bar)20(10 bar)液态氢 1208.51-253压缩氢气 1204.770020汽油43.432120船用轻柴油42.836.6120锂离子电池 0.4-10.9-2.4120注：LHV=较低加热值；GJ=千兆焦耳；MJ=兆焦耳。图 31.各种燃料的体积能含量 创新展望：58甲醇当前已经广泛应用于传统 ICE，它还可以用作高级混合动力车辆（甲醇/电力）和 FCV 车辆燃料。这种情况下，甲醇通过车载装置被重整为氢气注入燃料电池，为电动车辆(EV)充电或为燃料电池车辆(FCV)提供直接动力。同时，液态甲醇的应用避免了昂贵的车载系统需求，能够确保 FCV 中的氢气在极端压力(350-700 bar)下的安全存储。迄今为止，甲醇是基于燃料电池的运输应用中唯一实际证明可行的液体燃 料。使用甲醇的另一优点是既可以驱动传统 ICE 车 辆，也可以驱动 FCV，有利于无缝过渡到更先进的动力系统。电池当前已经应用于运输部门。当前大部分电池驱动车辆为客车和轻型车辆。随着电池技术的不断发展及其性能和能量密度的提高，汽车制造商已经开始将电池驱动的公共汽车和重型卡车推向市场。对于航运部门，其可应用于电动渡轮，而在航空部门，则可应用于小型电动飞机的短途飞行。但是，要利用现有的电池技术实现远距离海上运输和航空电气化似乎更具挑战性。在这些应用方面，生物燃料和合成燃料可以发挥重要作用（Moser 等人，2018 年；IRENA，2018 年）。内燃机研究协会(FVV)对德国的合成燃料潜力进行了研究。研究确定了可实现汽车和卡车最低出行成本的合成燃料是绿色甲醇、e-DME 和 e-甲烷（Kramer，2018 年）。FT 燃料、H2 甚至电池的电动出行成本都更高。成本计算包括燃料生产、分配基础设施、车辆成本等。但具体结果取决于例如生物质、绿氢和可再生 CO2 等廉价原料的可用性。另一项研究表明，由于用于汽车或卡车时整体效率较低，合成燃料仅适用于航空和航运等没有替代燃料的领域（Calvo Ambel，2017；Malins，2017 年）。能量含量(GJ/m3)压缩氢气船用轻柴油汽油甲烷(LIG,-162)甲烷(CNG,250 bar)DME(5 bar/)甲醇氨(10 bar/20)液态氢(-253)700 bar350 bar200 bar氢气，1 bar锂离子电池可再生甲醇59与任何其他替代燃料或化学品一样，甲醇也有缺点。甲醇与汽油、乙醇和氢气一样极易燃烧，存储或处理不当会导致爆炸。甲醇具有毒性，一旦摄入可能致 命。它会吸收大气中的水分，从而导致甲醇/汽油混合物中的相分离。甲醇对于某些金属具有腐蚀性，并且与某些塑料、树脂和橡胶不相容。因此，务必始终选择兼容的金属、塑料和弹性材料（要了解甲醇优缺点的详细信息，请参阅附录 1）。3.3.排放与可持续性 排放生物质和 CO2 制甲醇的主要优势是减少了 CO2 GHG 的总体排放。完整的生命周期分析(LCA)（也称为从摇篮到坟墓分析）必须考虑甲醇生产、分配和使用的所有步骤，解决其中每个步骤对环境产生的影响，包括 GHG 排放、其他污染物排放（NOx、CO、颗粒 物、SOx 等）及用水等。环境影响也取决于大量参 数，包括原料性质、副产品的产生、工艺应用、产品的使用方式等。因此难以确定一组具体数字，以与其他燃料和原料对环境的整体影响进行比较。然而，未来需要越来越多的这类分析，以评估各种燃料/材料和工艺对环境的影响。工业部门目前占全球 CO2 排放量的三分之一，已被确定为对于脱碳/去化石燃料目标最具挑战性的领域之一（IRENA，2020b）。在与甲醇及其衍生产品相关的化学/石化子行业中，提高能效、应用电气化并使用可再生能源替代化石能源可有效降低相关工艺的碳排放强度。这种情况下，可选择电气化重整天然气以生产 LCM。然而，要走得更远，所产生的化学品和材料本身必须通过使用可再生原料（绿氢、可再生 CO2、生物质等）逐渐实现去化石燃料。随着时间的推移，这有助于减少相关的 CO2 排放，到本世纪末最终达到净零排放。通过实行这种逐渐过渡到“绿色”的途径，甲醇及其衍生的所有化学品和材料（包括甲醛、DME、MTBE、乙酸、塑料、溶剂）也因此将趋向于碳中和。当然，所有相关工艺都必须通过严格的 LCA 验证 CO2 和其他排放水平。运输部门已开展多项研究以确定各种燃料的排放水 平。当前已特别针对甲醇、DME 和其他燃料的使用进行了“从油井到车轮”(WTW)分析，该分析通常侧重于 GHG 排放和燃料途径的整体能效。WTW 分析本身可以分为两个独立的步骤：油井到油箱(WTT)和油箱到车轮(TTW)分析。WTT 专注于原材料的提取、燃料的生产及其在车辆中的分配。TTW 考虑的则是车辆中燃料的利用，即燃料中的化学能向动力系统动能的转化。通过 WTT 分析，生产商预计可再生甲醇相对于传统燃料可减少 65 至 95 的碳排放（Law 等人，2013 年）。是汽油和柴油的替代燃料中 GHG 减排效益最佳的燃料。在整个燃料循环的 TTW 部分，甲醇作为运输燃料也具备一定优势。甲醇的辛烷值高于汽油（马达法辛烷值(RON)与研究法辛烷值(MON)的平均值为 100），1 因此可实现更高的压缩比，适用的发动机得以更有效地利用能量，且相同功率输出条件下的 CO2 排放更低。甲醇/汽油混合物的辛烷值相比 纯汽油也要高得多，且会减少 CO2 排放（Sileghem 等人，2014 年；Turner 和 Pearson 等人，2011 年）。此外，甲醇相比普通汽油燃烧更清洁，从而减少了其他污染物(PM、NOx、SOx)排放。甲醇还可应用于配备电热塞的柴油发动机和新开发的“甲醇发动机”，甚至由燃料电池驱动的更先进车辆，从而进一步减少尾气排放（Olah 等人，2018 年；Schrder 等人，2020 年）。作为船用燃料时，1 RON=研究法辛烷值；MON=马达法辛烷值。创新展望：60与燃料油相比，SOx、PM 和 Nox 排放分别减少了 99 以上、95 和 60-80（Dolan，2020 年；MI，2020b；Andersson 和 MrquezSalazar，2015 年；DNV GL，2016 年）。比较各种生产甲醇的生物质来源，可以确定黑液的 WTW CO2 当量排放量为 3-12 g CO2-eq/MJ，木材废弃物为 5.3-22.6 g CO2-eq/MJ，种植木材（人工林木材）为 4.6-16.5 g CO2-eq/MJ。结果以 表 11 和图 32 所示研究为依据（另请参阅 Schrder 等人研究，2020 年），且不包括土地利用改变或间接土地利用改变所导致的 GHG 排放。粗甘油和沼气生产甲醇的过程的碳排放更高，分别为 30.6 g CO2-eq/MJ 及 30-34.4 g CO2-eq/MJ。根据各种假设，由 CO2 回收和可再生资源生产 H2 制成的甲醇 WTW CO2 排放约为 1.74-33.1 g CO2-eq/MJ。与汽油的化石燃料参考排放量 83.8 g CO2-eq/MJ（EU，2009 年）相比，实现了大幅降低。与汽油相比，由地热 CO2 和绿氢生产并由 CRI 出售的 Vulcanol 最多可减少 90 的 GHG 排放（CRI，2020 年）。黑液和种植木材生产甲醇减少的 WTW CO2 排放分别高达 96 和 95。此外，利用交通运输中温室气体排放、排放控制和能源使用仿真模型(GREET)，也得出了生物质生产甲醇使 CO2 当量排放减少 93 的结论（Wang 和 Lee，2017 年）。据估计，与汽油和柴油相比，利用 CO2 捕获和回收生产甲醇可减少的 WTW CO2 排放高达 98。欧盟生物燃料的节能要求最初将所有生物燃料应实现的 GHG 减排量设定为至少 35，而二氧化碳排放当量为 83.8 g CO2-eq/MJ（参考化石燃料），目前看来，甲醇生产途径已经满足了这一要求。这些减排要求逐渐提高至 2017 年的 50 及 2018 年的 60。沃尔沃还发现，若使用黑液作为原料，甲醇的 WTW GHG 排放可减少约 90，DME 则减少了 95。欧盟委员会联合研究中心(European Commission Joint Research Centre)与能源研究机构(Institute of Energy)-EUCAR-CONCAWE(JEC)的合作得出了类似结论，该研究中心发表了一系列研究报告，研究传统燃料和替代燃料的生产途径及动力系统的 GHG 排放（Edwards 等人，2011 年；Edwards 等人，2014 年）。报告显示，例如对于柴油发动机2而言，WTW 排放从传统柴油的 145 g Co2-eq/km 降低至黑液生产 DME 的 5 g CO2-eq/MJ，降低了 97（Edwards 等人，2011 年）。由废弃木材和种植木材生产的 DME 的减排比例分别为 94 和 92。这远远低于欧盟 2020 年拟议法规的要求，即新乘用车的 GHG 排放量目标为 95 g CO2-eq/km（EU，2012a）。这也远远低于煤炭和天然气生产的 DME 的碳排放量，后者的 WTW 碳排放量与汽油和柴油相当。该研究未涉及甲醇，但 DME（脱水甲醇）与甲醇的生产效率非常接近。实际上，甲醇转化的能效还略高于 DME。关于能源消耗，Edwards（2011 年）认为，最节能的生物质制 DME 途径是基于黑液气化的途径。这一途径的能耗值略低于 200 MJ/100 km。黑液是木浆生产过程中产生的大量内部能量流，通常在回收锅炉中燃烧以产生电力和热能用于回收蒸煮化学品。通过安装高效的生物质供料锅炉产生热能和电力，可以满足 DME 生产工厂的能源需求。该锅炉相比回收锅炉能源效率更高，也是这一途径总体能源效率较高的主要原因。能源效率的计算方法是，生产的 DME 能量除以增加的额外生物质能量（生产 DME 的新工厂为达到与 DME 生产之前相同的净能源总体平衡所需能 量）（Ekbom，2003 年）。生物质直接气化途径的能耗约为 250 MJ/100 km。与纤维素乙醇比较，后者的能耗约为 300-500 MJ/100 km，二氧化碳排放当量为 30-40 g CO2-eq/km。值得注意的是，各种沼气途径的 GHG 负排放极高（意味着情况非常有利）。这是由于甲烷使全球变暖的可能性极高，如果不用作燃料，便会排放到大气中。但是，这类途径会消耗大量能源-相比描述的效率最高的生物质制 DME/甲醇案例的能耗高出两倍。重型客2 DICI 2010 no DPF：2010 年直喷压缩点火发动机（无柴油颗粒过滤器）。可再生甲醇61车压缩发动机使用 DME 或使用与燃料电池结合的甲醇时，其 WTW GHG 排放分别减少了 94 和 96。在此情况下，甲醇和 DME 从杨树中获得（Pont，2007 年）。就船舶而言，使用生物甲醇代替重质燃料油也将有效降低 GHG 排放。根据生物质的来源和工艺，降低幅度为 80 至 95 以上（Brynolf 等人，2014 年；Balcombe 等人，2019 年）。随着我们的不断探索，生物质、可回收的 CO2 以及由可再生能源生产的 H2 的更大规模的使用将推动碳燃料越发趋近碳中和及可再生能源。最终，大气中的 CO2（无论是直接回收还是通过生物质回收）将成为我们的主要碳源，这有效解决了 GHG 排放过多的问题。表 11.按原料类型排列的各种来源的甲醇的温室气体排放量 资源类型原料原始系统边界原材料至最终用途的温室气体排放(g CO2eq/MJ*)来源基于生物质种植木材(A)12Majer 和 Grngrft，2010种植木材(A)16.5RED II，附录 V，2018(EU，2018)种植木材（当前至近期）(A)7.3Chaplin，2013种植木材（新中期）(A)4.6Chaplin，2013废木(A)10Majer 和 Grngrft，2010废木(A)13.5RED II，附录 V，2018(EU，2018)废木(A)16.1Rnsch 等人，2014废木(A)22.6BLE，2017废木(A)5.3Chaplin，2013废木(A)18.3Ellis 和 Svanberg，2018木头(D)25Kajaste 等人，2018木屑(B)20.91Ecoinvent，2019黑液(A)10.4RED II，附录 V，2018(EU，2018)黑液(B)12Lundgren 等人，2017黑液(A)3Chaplin，2013黑液(A)5.7Ellis 和 Svanberg，2018粗甘油(A)30.6Chaplin，2013沼气(A)34.4Chaplin，2013沼气（肥料，农作物）(A)30Majer 和 Grngrft，2010创新展望：62基于电力可再生电力，来自生物质工厂的烟气(B)3.23Buddenberg 等人，2016可再生电力，来自乙醇厂的 CO(A)13Matzen 和 Demirel，2016可再生电力，沼气工艺生产的 CO(B)0.5Hoppe 等人，2018可再生电力，来自乙醇厂的 CO(D)21.3Kajaste 等人，2018可再生电力，从燃煤电厂捕获的 CO(D)33.1Kajaste 等人，2018可再生电力，烟气（地热发电厂）(A)12.1CRI，2020可再生电力，来自生物质工厂的烟气(A)1.74Chaplin，2013基于化石天然气(B)101.6Ecoinvent，2019天然气(C)94Kajaste 等人，2018天然气(A)91Ellis 和 Svanberg，2018天然气(A)94.4Chaplin，2013硬煤(B)262Ecoinvent，2019硬煤(C)219Kajaste 等人，2018褐煤(A)170.8Rnsch 等人，20141*从原始系统边界计算得出的以(g CO2 当量/MJ)为单位的最终使用温室气体的原材料：(A)从原料提取到使用阶段；无需纠正。(B)从原料提取到甲醇生产门；添加 RED II 的默认值 2.0 g CO2 当量/MJ（运输和分配 MeOH）。(C)从原料提取到甲醇生产门；添加 RED II 默认值 2.0 g CO2 当量/MJ（运输和分配 MeOH），MeOH 燃烧排放量为 69 g CO2 当量/MJ。(D)从原料提取到甲醇生产门；对甲醇使用期间排放 69 g CO2 当量/MJ 进行纠正；添加 RED II 的默认值 2.0 g CO2 当量/MJ（运输和分配 MeOH）。图 32.各种原料生产甲醇的温室气体排放量（从原料提取到最终使用，数值见表 11）可再生甲醇63可持续性与碳中和通过自然和人为来源（包括生物质）生产甲醇以及从各行业产生的烟道气回收 CO2 可能是迈向人为碳循环的第一步。即使只是从工业排放中收集一小部分 CO2 便可获得人类所需的大量 CO2。二次利用从化石燃料来源捕获的 CO2 生产甲醇，而非简单地将 CO2 排放到大气中，可能将排放减半。这种类型的甲醇可被视为低碳燃料。但是，这种方法不能提供一劳永逸和可持续的解决方案。随着化石燃料越来越少以及其使用受到越发严格的排放标准管制，相关的 CO2 排放最终将会减少。即使 CO2 中的碳可二次利用，它仍然来自化石燃料。生物质有助于推动社会摆脱对于化石燃料的依赖性。以可持续方式产生的生物质数量巨大但仍然有限，无法满足我们的所有需求（请参阅第 5 章）。生物甲醇和绿色甲醇联产能够充分利用原料中的可再生碳，从而有效提高给定数量生物质生产甲醇的产量。与不添加外部可再生氢气的传统方法相比，采用该方法后产量增长了两倍以上。从其他各种 BECCS/BECCU 装置（尤其是生物质燃烧发电装置）获得的 CO2 也可以与绿氢结合使用，以生产绿色甲醇。然而，生物质可利用性的局限性意味着也应扩大利用从空气中捕获 CO2 生产甲醇及其衍生产品的规模，因为这为人类提供了取之不尽的碳源。所需能源将必须由可再生资源提供。这将构成自然界通过光合作用进行 CO2 再循环的一种人工形式，即可持续的人为碳中和循环（图 33）。这是所谓的甲醇经济的关键概念之一（Goeppert 等人，2014 年；Olah 等人，2018 年），也是液态阳光概念（Shih 等人，2018 年）。030025010020050150GHG 排放量(gCO2 当量/MJ)种植木材废木和其他木材黑液粗甘油生物气体基于电力的 CO2 H2天然气煤和褐煤图 33.人类碳循环促进循环经济 來源：Olah 等人2018 年）创新展望：64从成本来看，天然气和煤炭等不可再生来源生产的甲醇与汽油和柴油燃料相比已经具备一定的竞争优势（图 4）。甲醇也是众多化学品、材料和塑料的重要原料。在向可持续未来过渡期间，可以利用混合能源系统使用可再生能源和其 CO2 排放少或为零的化石燃料生产 LCM。因此可将 LCM 作为通向可再生甲醇的桥梁。甲醇和 LCM 的分销和使用基础设施就位后，将来可以无缝过渡到可持续的可再生甲醇。化石燃料生产的甲醇和可再生甲醇的化学性质相同。可再生甲醇可以作为当前从石油获得的许多化学品和产品，如芳族化合物(BTX)和塑料（聚乙烯、聚丙烯）等的可持续原 料（Bazzanella 和 Ausfelder，2017 年）。催化或电化学 CO2 还原和转化CO2 H2Og大气 CO2燃料用途CO2 2H2OCH3OH 3/2 O2g气化为合成气 H2 CO CO2 和其他转化O2 生物质光合作用 CO2 H2OhO2 生物质 甲醇和二甲醚合成碳氢化合物 及其副产品H2 生成来自 H2O电力e-CO2 捕获CCSCO2CH3OH DMEgCO2g碳捕获和回收CCRCO2 来自点来源：发电厂，工业等太阳能CO2 存储太阳能风能水能地热能海洋能原子能可再生能源可再生甲醇65由可再生资源生产生物甲醇和绿色甲醇的成本取决于多种因素，包括原料、技术选择、能源需求、生产能力、运行条件、所需的产品纯度和税收优惠等。4.1.生物甲醇成本通过气化利用生物质和 MSW 生产甲醇对于生物甲醇而言，本报告确定生产成本的方法与许多利益相关方接受和使用的方法类似。可持续交通论坛(Sustainable Transport Forum)下的高级生物燃料小组(SGAB)（Maniatis 等人，2018 年）在收集整理“生物燃料成本”报告基础信息的过程中确认了这一方法（欧盟 STF，2019 年）。3上述报告是“高级生物燃料-降低成本潜力”报告中所介绍项目的基础（Brown 等人，2020 年）。在本报告中，已对上述两个报告中的生物质热能转化项目相关信息进行了更新和调整，并且采用相同方法估算使用各种生物燃料的生产成本。该方法给出了甲醇成本构成中的 CAPEX 成本、OPEX 成本（不包括原料）和原料成本。CAPEX 基于在建项目的可获取数据计算得出。有时成本根据与所研究项目相似的项目成本估算得出。本报告重点关注一种产品，投资强度以美元/吨/年表示。在某些情况下，如果产品不是甲醇，则以美元/千瓦表示，以便与常见的基础能源进行比较。比较投资强度时，工厂规模是一项重要考虑因素。CAPEX 等于建造工厂的隔夜投资成本，且不包括建造期间的利息成本或营运资本。资本回收费用由估计为均化年度资本成本（基于 15 年期实际利率为 10%的年金贷款即 13.2%的系数计算，表示为每年 CAPEX 或 CAPEX/y）的年度成本组成。充分详尽的项目经济模型因素，例如赠款支持水平、负债权益比率、还贷宽限期和摊销期等均不包括在内。OPEX（不计原料），以 CAPEX 的年度百分比或生产成本的百分比表示。百分比包括工厂供料、人工及原料相关成本、维护及副产品处置成本。可用情况下，项目估算的相关数据将成为使用的百分比或其他数字的基础。根据性能数据和原料成本估算原料成本贡献。生产成本估计为每年的资本回收费用、OPEX 和原料采购成本之和除以生产产量。如表 4 所示，2020 年第 2-3 季度期间，我们联系了许多项目开发商和工厂所有者获取信息。表 12 和表 13 列出了收集的相关信息，从中可以明确生产成本的 CAPEX 因素。表 12 列出了指定甲醇为最终产品的项目，表 13 列出了其他气化项目。4.当前成本和成本预测3 可持续交通论坛(STF)于 2015 年成立，旨在实施所谓的替代燃料基础设施指令 2014/94/EU(EU，2014)。该论坛由 DG MOVE 领导，成员来自欧盟所有成员国，还有约 40 名专家。创新展望：66表 13 列出的项目不生产甲醇。然而，合成工厂利用合成气生产的产物原料及生产途径与甲醇生产工厂配置相似。无论最终产品如何，合成气的产生、调节和清洁都是总投资的主要部分。因此，如果比较两个表之间每个装置的产能投资（美元/千瓦），则可以得出相关比较结果。其中需要包括合成装置（例如甲醇与 FT 产品）较大或较小投资的潜在影响，以及从原料到产品的总转化效率。这将在之后进一步讨论。表 12.生物甲醇厂的资本成本 1#项目/研究状态产能（吨/年）投资额（百万美元）投资强度（美元/吨/年）投资强度（美元/千瓦）来源1Trans World Energy(TWE)，佛罗里达(US)FEED 完成，2023 年第二季度启动875,000430490710TWE2ENI 炼油厂，里窝那(IT)2020 年第三季度基本工程就绪11,0003302,9004,280NextChem3LowLand Methanol(NL)2023 年初启动120,0001301,1101,620LowLand Methanol4Sdra(SE)运营中5,000112,2203,230Sdra5Enerkem，鹿特丹(NL)工程设计中215,0005802,6903,840Enerkem6Enerkem，塔拉戈纳(ES)工程设计中215,0005802,6903,840Enerkem7VTT详细研究265,0003851,4502,070VTT8Chemrec,Domsj(SE)前期工程设计147,0003902,6403,400Chemrec9Chemrec，nth 工厂概念290,000540/270*1,880/930*2,740/1,370*Chemrec10New Hope Energy，德克萨斯(US)2020 年第四季度投资决策715,0005007001,020New Hope Energy*这项投资是为了避免投资新的回收锅炉。可再生甲醇67生产总成本中的资本成本因素CAPEX 转换为投资强度，用区间为 /-20 的平均值及美元/千瓦的产品产能形式表示，以便比较不同产品各个项目的 CAPEX。然后，将资本成本范围与其他研究比较并以保守方式进行调整。（例如 Brown 等人的研究，2020 年；Maniatis 等人的研究，2018 年）假设生物质供料工厂投资成本范围为 1,560-2,220 美元/吨/年，基于 MSW 的项目投资成本范围为 2,000-2,780 美元/吨/年。基于 MSW 的项目相对投资较高，但通常这些工厂规模较小，甲醇的年产量为 10 万吨/年，而基于生物质的项目年产量为 20 万-25 万吨/年，因此预计后者的投资相对更高。表 12 和表 13 展示了从各个信息提供者处获得的新数据和更新数据。但也有例外，例如表 12 中的 Trans World Energy 和 New Hope Energy 大型项目。由于规模经济影响，这些项目的相对投资显然应处于建议区间中的低位，但实际提供的投资甚至低于这一区间。同一表格中，LowLand 甲醇项目的相对投资也较低。部分原因与以下事实有关：甲醇生产所需的氢气很大一部分源自进口（因此，该项目的气化部分投资强度相应较低）。它在易于获得的公共事业部门支持方面也具备诸多优势。如两个表格所示，可以在“每千瓦产品产能成本”的基础上对项目进行比较，但需考虑每个引用项目的各种具体情况。以美元/千瓦为基础比较表 12 和表 13 中的项目（注意航空燃料的吨与甲醇的吨不能进行比较）显示：Enerkem Edmonton 工厂（表13）利用 MSW 生产甲醇以进一步转化为乙醇，规模较小，乙醇的相对投资（美元/千瓦）较低。若包括原料制备，则投资水平将增加至约 4220美元/千瓦。表 13.其他产品气化工厂的资本成本1项目/产品状态年产能投资额（百万美元）投资强度（美元/千瓦）来源1Enerkem，埃德蒙顿(CA)/乙醇运营中30,000 吨873,110Enerkem2Enerkem，魁北克(CA)/乙醇已宣布/建设中35,000 吨782,800公共领域3Fulcrum(US)/FT 液体（喷气燃料）2020 年第四季度启动40,000 m32004,560公共领域4Red Rock Biofuel/FT 液体（喷气燃料）正在建设中，2021 年启动58,000 m33555,560公共领域5E.On/SNG已规划1,600 GW4702,280E.On注：SNG=合成天然气。创新展望：68 E.On.项目（表 13）的生物合成天然气(bioSNG)产量相当于每年约 25 万吨的甲醇产量，位于同等规模的甲醇工厂产量区间的中等水平。Fulcrum 和 Red Rock 生物燃料项目（表 13）均旨在生产 FT 产品，工厂规模相对较小，其产能相当于每年不到 10 万吨的甲醇当量。同时它们的转换效率较低，这对相对投资产生了负面影响，生产市售产品所需的额外装置升级也会对此产生负面影 响。因此，他们的数据点为 4,440-5,560 美元/千瓦，这一数据并不让人惊讶。参考的首个 Chemrec 项目（表 12）中，投资不包括避免更换当前回收锅炉投资的碳信用额度。它承担了更换锅炉的成本。达成此协议的基础是因为该项目将是同类中的首个项目，制浆厂将充当一项全新技术的试验厂。参考的第二个 Chemrec 黑液项目（表 12）在商业应用中（第 n 个工厂案例）因避免了更换当前回收锅炉的投资将被扣除碳信用额度。这意味着大约降低了一半的净投资。生物质原料工厂的特定投资为 1,560-2,220 美元/吨/天，基于每年的资本成本（对应 15 年期实际利率为 10%的年金百分比即 13.2%）计算得出甲醇产品成本中的资本因素成本为 206-293 美元/吨或 37-53 美元/兆瓦时（表 14）。对于投资介于 2,000-2,780 美元/吨/天的 MSW 项目，产品成本中的资本成本为 264-367 美元/吨或 48-66 美元/兆瓦时。生产总成本的原料成本因素生物质到甲醇的能量转化效率约为 60（基于进厂时的原料低发热值(LHV)）。特殊情况下，制浆厂中的黑液气化并转化为甲醇，而黑液能量由供料于现场动力锅炉的生物质作为补偿，则总效率可能达到 70 左右（添加的生物质与生产的甲醇的比例）。MSW 项目的转换效率通常较低，约为 50-60。原料成本根据设施位置及原料类型不同存在巨大差异。图 34 展示了初级生物质的全球供应曲线（IRENA，2014 年）。国内生物质原料成本从约 3 美元/GJ（非洲加工残渣）到 17 美元/GJ（能源作物）不等。MSW 和加工残渣的原料成本最低，为 5 美元/GJ 以下。5 美元/GJ 到 8 美元/GJ 之间的中等成本组包括收获残渣。更高的成本主要体现在能源作物和林业产品中。表 14.生产成本中的资本成本要素资本支出/年来自生物质来自 MSW低高低高美元/吨 MeOH206293264367美元/MWh MeOH37534866美元/GJ MeOH10.414.713.318.4图 34.2030 年全球初级生物质供应曲线 來源：IRENA(2014)。可再生甲醇69根据 Brown 等人（2020 年）的研究，在欧洲和美 国，木质生物质的典型工厂进价为每干吨 50-100 欧元（3-6 美元/GJ）。美国南部、加拿大部分地区和巴西的价格甚至可以更低，约为每干吨 25-50 欧元（1.5-3 美元/GJ）。图 34 展示了 20 欧元/MWh（6 美元/GJ）的价格情 景，以说明上述参考价格水平。它也用作阈值，描述生物甲醇的生产总成本，以说明生产总成本中原料部分的情况。低于该价格水平的可用原料潜力约为 40。表 15 展示了生产总成本中原料因素成本与能量转换效率的关系。某些情况下，原料甚至可能包含碳信用额度。该类潜在信用额度不包括在生产成本估算中。表 15.生产成本中的原料成本要素 原料成本美元/GJ 原料转化效率，原料转化为甲醇，506070美元/GJ MeOH美元/吨 MeOH美元/GJ MeOH美元/吨 MeOH美元/GJ MeOH美元/吨 MeOH1530.059725.049821.44261020.039816.733214.3284612.023910.01998.617136.01195.01004.3851.53.0602.5502.14320 欧元/MWh供应成本（美元/GJ）潜能(EJ)能源作物收割残渣加工残渣沼气薪柴伐木残渣木材废料051015200102030405060708090100110120130140国内供应出口潜能创新展望：70表 16.生产成本中的 OPEX（不包括原料）成本要素生物质作为原料MSW 作为原料低高低高资本支出，美元/吨 MeOH/年1,5602,2202,0002,780运营支出低5%美元/吨 MeOH78111100139运营支出高10%美元/吨 MeOH156222200278生产总成本中的 OPEX（不包括原料）因素计划的各个阶段通常不为项目指定除原料以外的其他运营成本（例如公用事业、催化剂、化学品、运营和维护），并且由于商业原因，不提供工厂运营期间的 OPEX 信息。通常会汇总可用信息并以每年占总投资成本(CAPEX)的百分比表示。根据编写本报告过程中接触的各种消息来源，最低在 5-6 范围内，最高大约是其两倍，为 9-10 之间。废弃物气化的特定投资成本较高，因此尽管其每吨每年的运营成本贡献高于生物质原料，其百分比仍然较低。这还反映了例如用于处理原料中较高含量的污染物以及灰烬和其他二次废弃物的额外成本。表 16 总结了 OPEX 的变化。基于生物质和 MSW 的甲醇生产总成本将表 14、表 15 和表 16 中三个成本因素相加，就可以得出各种情况下生物质和 MSW 生产甲醇的生产总成本，包括投资、原料及 OPEX 在内的低成本和高成 本。表 17 对相关情况进行了汇总。预期最低与最高成本之间的差距极大。低生产成本约为 300 美元/吨，而在高 CAPEX、高 OPEX 及原料价格为 6 美元/GJ 的情况下，这一数字将增至 600 美元/吨。原料成本为 15 美元/GJ 时，加上较高的 CAPEX 和 OPEX 支出，价格将进一步上涨至约 1,000 美元/吨。基于生物质和 MSW 的甲醇生产成本降低潜力关于成本降低潜力，首先也是最重要的是采取措施显著影响等式的 CAPEX 部分。低价原料已经成为上述成本区间的一部分，其他 OPEX 成本不可能降低到每年远远低于 CAPEX 5（计算中使用的较小数字）的水平。给出的总体能效区间还包括未来的发展，因此生产总成本中原料因素成本不会降低。但随着时间的流逝，CAPEX 可能会受到众所周知的学习曲线机制的影响，例如工艺改进、经过改进更具成本效益的工厂配置和工厂规模（规模经济）。在 Brown 等人（2020 年）的降低成本相关报告中，这种长期潜力可量化为 20%-30%。生产成本中的资本负担基于 13.2 的内部收益率(IRR)计算，及总资本 15 年期实际利率为 10%的年金百分比。长远来看，如果这项技术得到规模化推广，且通过广泛的学习经验将风险降低，资本成本则有可能下降。如果生产成本的资本部分基于 10.2 的内部收益率（相当于 20 年期实际利率为 8 的年金百分比），则资本成本相比表 14 将降低 23。可再生甲醇71表 17.从生物质和城市固体废物(MSW)中提取生物甲醇的总生产成本1生物质作为原料MSW 作为原料低高低高资本支出/年，美元/吨 MeOH206293264367整体转化效率，6070607050605060各种水平甲醇的原料成本要素，美元/吨 MeOH15 美元/GJ498426498426-10 美元/GJ332284332284-6 美元/GJ199171199171-3 美元/GJ10085100851191001191001.5 美元/GJ50435043605060500 美元/GJ(a)-00005 的运营支出，美元/吨 MeOH7811110013910%的运营支出，美元/吨 MeOH156222200278甲醇成本（美元/吨 MeOH）原料成本低于 6 美元/GJ327-561447-714414-583556-764原料成本为 6-15 美元/GJ455-860575-1,013-碳信用额（美元/吨 MeOH）50美元/吨 CO2(b)-82-82-82-82100 美元/吨 CO2(b)-164-164-164-164(a)投入城市固体废物气化炉的 0 美元/GJ 只有参考性，未在成本估算中使用。(b)每吨生物甲醇的碳信用额基于天然气生产甲醇的平均 CO2 当量排放（95.2 g CO2 当量/MJ）与通过可再生 CO2 和 H2 生产生物甲醇的平均 CO2 当量排放（12.7 g CO2 当量/MJ）之间的差额在表 11 中给出。考虑到与传统的天然气制甲醇相比，甲醇的 LHV 为 19.9 MJ/kg，相当于每吨生物甲醇可避免 1.64 吨 CO2 当量的排放。如果结合使用学习曲线及降低资本风险潜力，可使生产总成本的资本成本因素(CAPEX/y)降低 40-45（下表中使用 40），平均分配于两个确定的成本削减因素之间。OPEX 与投资有关，并假定与资本成本成比例地减少。降低成本的假设结果如表 18 和图 35 所示。创新展望：72表 18.潜在成本降低后的生物甲醇总生产成本 生物质作为原料MSW 作为原料低高低高降低成本前美元/吨 MeOH（来自表 17）原料低于 6 美元/GJ327-561447-714414-583556-764原料价格为 6-15 美元/GJ455-860575-1 013-资本支出/年减少量，美元/吨 MeOH-82-118-106-147运营支出减少量，美元/吨 MeOH-18 至-36-26 至-51-23 至-46-32 至-64原料成本低于 6 美元/GJ 时的甲醇成本（美元/吨 MeOH）没有碳信用额227-443303-545285-431377-553信用额为 50 美元/吨 CO2*145-361221-463203-349295-471信用额为 100 美元/吨 CO2*63-279139-381121-267213-389原料成本为 6-15 美元/GJ 时的甲醇成本（美元/吨 MeOH）没有碳信用额355-742431-844-信用额为 50 美元/吨 CO2*273-660349-762-信用额为 100 美元/吨 CO2*191-578267-680-图 35.到 2050 年生物甲醇的估计成本*请参阅表 17 中的注释。生物甲醇成本（美元/吨）生物质最低最低最高最高最低最高最低最高MSW原料价格为 6-15 美元/GJ原料低于 6 美元/GJ运营支出资本支出100060080040020001200可再生甲醇73降低成本的活动与运营经验有关，也与随着时间流逝有关，如何使用相同工艺（经过改进）确保上线全新设施时仍然保留和使用已获得的知识密切相关。从初步项目构想到工厂正常运行，通常需要至少四年时间。此后需要至少一年的运营时间才能从所获经验中得出任何实际结论。因此，如上所述，描述与时间相对应的生产成本降低潜力情景很大程度上取决于随着时间推移建造的工厂数量。在降低成本部分中使用的“工厂”一词应理解为“多代工厂”。经过一代又一代的更迭之 后，可以决定建造多个装置以满足市场需求并确保经济生产。图 36 阐明了生产成本降低的情景，其中 4 个生产生物甲醇的迭代工厂约在 15 年（2020 年至 2035 年）时间内投入运营。该示例中原料成本的上限为 6 美 元/GJ。预计将有四种或五种不同的开发途径实现商业化并同时达到相当的成熟度。随着这一发展，有望实现表 18 中数据所示的成本降低潜力。与生物甲醇类似，图 37 展示了基于 MSW 的各代工厂和工厂装置的相应成本降低潜力所展示的情景应被视为快速途径。这一情景基于的假设为，目前处于早期规划阶段和建设中（某些情况下正在运营）的工厂是第一代工厂，在接下来的时期直到 2035-2040 年，其将被与之相似但经过改进设计的三个代别的工厂取代。另一种发展较慢的情景下，由于引入先进燃料和化学品相关的长期稳定立法没有落实，时间线容易拖得更长。通过沼气生产甲醇沼气主要用于发电和供热。少量将升级后符合天然气管道运输标准（生物甲烷），混入天然气网络或与天然气混合用于生产具有低混合可再生成分的汽车燃料。在一些没有天然气网络的国家，分成小容积沼气以油轮单独运输，并用作 100 可再生的汽车燃料。图 36.在 15 至 20 年的时间范围内利用生物质 生产生物甲醇的潜在生产成本降低的可能性图 37.在 15 至 20 年的时间范围内利用城市固体废物(MSW)生产生物甲醇的潜在生产成本降低的可能性年生产工厂数量装置数量美元/吨70060050040030020010002020-20252035-20401234481420 HHLL美元/吨70060050040030020010002020-20252035-20401234481420 800HHLL图 38.通过气化和厌氧消化生产生物甲烷的成本 來源：EBA(2020)。创新展望：74欧洲有两个地方现有的一些甲醇工厂利用生物甲烷与天然气共同供料。产物为化石和生物来源混合生产的甲醇。其可再生部分已正式通过认证，可作为可再生商品进行交易。更详细的相关信息请参阅 2.2.部分。无论甲烷是源自化石燃料还是可再生能源，将甲烷转化为甲醇的工厂将以同样的方式运行。这意味着，如果现有的甲醇工厂使用可再生来源替代部分化石甲烷原料，则甲醇的最终生产成本仅会受到原料价格差异的影响。2019 年，欧洲非家用天然气的平均价格约为 35 欧元/MWh（10.8 美元/GJ）（Eurostat，2020 年）。根据提供给 SGAB 报告的数据（Maniatis 等人，2018 年），基于厌氧消化的典型生物甲烷生产成本在 70-80 欧元/MWh（21.6-24.7 美元/GJ）之间。大型现代化气化工厂预计将达到相似的生产成本水平，如图 38 所示。原料价格对整体生产的影响如表 8 所示。天然气转化为生物甲烷原料对甲醇生产成本有非常显著的影响。如表中示例所示，相当于每吨甲醇成本增加 377 美 元。美国的计算结果将显示出更大差异，因为其天然气价格通常低于欧洲。本报告不涉及新装置的生产经济学。例如，在欧洲安装一个仅由生物甲烷供料的中小型工厂将导致高昂的生产成本。仅原料成本就达到约 700 美元/吨生物甲醇，还要在此基础上添加 CAPEX 和 OPEX。例如，丹麦 Haldor Topsoe 当前正在研究的通过生物甲烷替代上述途径的方法是利用电加热的沼气重整器将沼气直接转化为合成气，再进一步转化为甲醇。他们将这一开发称为 eSMR MethanollTM（HT，2019b）。并计划于 2022 年投入运营产能为每小时 10 千克的甲醇示范工厂。Haldor Topsoe 声称，其紧凑和模块化的设计将使工厂在具备商业吸引力的同时以小于当今典型工厂 100 倍的规模建造，而其甲醇生产成本与大型化石燃料气化工厂相同。欧元/MWh运营支出资本支出生物质1G 通过厌氧消化生产的生物甲烷2G 通过气化生产的生物甲烷3 MW 消化厂 20152.0 技术（无优化集成）20162.0 集成技术（不同类型的生物质）20201.0 技术（无优化集成）200690 欧元/MWhFT-生物甲烷UK-NL 201530 欧元/MWh法国天然气 价格 201520015010050可再生甲醇75甲醇作为木材制浆的副产品从制浆厂提取甲醇是一条利基市场途径，全球产能不大。据估计，全球有 300 多家制浆厂的产能不足 150 万吨。如 2.2 节所述，该转化途径的参考资料极少。当前仅发现了两家制浆厂的转化途径，一家位于瑞典，另一家位于加拿大。制浆厂当前将甲醇用作绿色燃料，例如应用于石灰窑或现场动力锅炉。这意味着如果必须从工厂提取这种甲醇并作为化学级甲醇出售，则必须使用另一种替代燃料。大多数情况下，这种燃料将是廉价生物质，而其他地区可能需要更加昂贵的石灰窑燃料。Sdra 提供了一些官方数据（Sdra，2020b）。估计投资额约为 1,000 万欧元（1,100 万美元），年产 5,250 吨化学级生物甲醇。如果该投资使用与本章前述部分相同的 CAPEX 系数(IRR=13.3)，则生产成本中的 CAPEX 因素相当于 250 欧元/吨（280 美元/吨）。一吨甲醇提供约 5.5 MWh 的燃烧能量，如果以 10-20 欧元/MWh（3-6 美元/GJ）的生物质替代，则 OPEX 将增加 55-110 欧元/吨（60-120 美元/吨）。制备纯甲醇工艺中的许多萃取和蒸馏步骤将导致与 OPEX 相关的额外成本。制浆周期内生物甲醇的估算近似产量如表 20 所示。其生产成本约为 490-720 欧元/吨（540-800 美元/吨）。表 19.甲烷/生物甲烷生产甲醇的原料价格影响 生物甲烷价格甲醇生产成本中的原料成本（转化效率为 65）对生产成本的影响美元/GJ 生物甲烷美元/GJ MeOH美元/吨 MeOH美元/吨 MeOH西欧的天然气10.816.6329 377生物甲烷23.135.5706表 20.从木浆中提取生物甲醇的大概生产成本 成本要素美元/吨 MeOH资本支出280原料更换60-120运营支出200-400总计540-800创新展望：764.2.绿色甲醇成本 短期来看，利用生物质和废弃物生产甲醇似乎是大多数地区最为经济的途径。然而，尽管这种来源数量巨大，但可用的生物质和衍生材料数量仍然受到限制，无法单独满足全球能源需求。生产可再生甲醇的最大潜力仍然是 CO2 加氢制成甲醇。利用 CO2 生产甲醇不会受到与生物质或废弃物产品类似的原料供应限制。为了以可持续的方式从工业生产及发电废气流和烟道气中的 CO2 或从大气中的 CO2 生产绿色甲醇，最成熟和可推广的方法是将水电解生成 H2，随后结合 CO2 催化合成甲醇。通过这种途径生产的绿色甲醇成本很大程度上取决于原材料成本：CO2 和氢气。氢气本身的成本与生产氢气所需的电力成本密切相关。生产一吨绿色甲醇大约需要 10-11 MWh 的电力，其中大部分用于电解槽（约 9-10 MWh）且不包括 CO2 捕获。与天然气工厂一样，应该可以通过实现一定的规模经济效应降低大型工厂生产每吨甲醇的成本。原则上，可再生甲醇工厂可达到与传统工厂相同的规模，因为无论原料来源如何，其技术都是相同的。与其他类似于化石燃料甲醇设施的大型热催化工艺一样，甲醇合成装置和蒸馏装置可以有效利用规模经济效应相关的较低生产成本。电解水的电化学工艺还可受益于规模增大带来的成本降低优势，同时，增加电池堆制造数量的相关创新可能会对成本产生重大影响。相比之下，天然气制甲醇的生产成本约为 100 美元/吨（天然气是中东、北美地区最便宜的甲醇原料），在欧洲这一数字则为 300 美元/吨或更高。煤制甲醇的生产成本（几乎全部位于中国）大约在 150 美元至 250 美元/吨之间（McCaskill，2019 年；Blug 等人，2014 年）。绿色甲醇生产成本 文献综述关于利用 CO2 和 H2 生产甲醇的成本已进行了多项研究。2007 年，一项审查评估以 CO2 为基础的甲醇生产成本在 550 美元至 670 美元/吨（500-600 欧元/吨）之间（Galindo Cifre 和 Badr，2007 年）。在本 IRENA 报告的先前版本中，利用从烟道气或大气中捕获的 CO2 制甲醇的生产成本估计为 570-1,000 美元/吨（510-900 欧元/吨）（Clausen 等人，2010 年；Galindo Cifre 和 Badr，2007 年；Kim 等人，2011 年；Specht 等人，1998 年；IRENA 和 IEA-ETSAP，2013 年）。最近的一篇论文在回顾过去的研究以及该主题相关的其他出版物后也得出了类似的估计值（Hank 等人，2018 年）。表 21 列出了这些生产成本的估算值。总体而言，规模为 4,000 吨/年到 180 万吨/年不等的工厂生产绿色甲醇的成本大约为 300 美元至 1,000 美元/吨。较低的估算值往往由于极低的电力生产成本，或/和电解过程中产生的氧气副产品在出售后交叉补贴了甲醇的价格（O2 售价为 45 美元至 180 美元/吨）。每生产一吨甲醇，电解水就会产生 1.5 吨氧气。因 此，这种氧气的销售短期内可以抵消生产绿色甲醇的部分成本。但是，由于电解产生的大量氧气作为合成燃料生产的副产品数量持续增加，供应可能超过需 求，从而导致价格下降。不考虑氧气的销售，生产绿色甲醇的总成本大约在 400 美元至 1,000 美元/吨之间，这主要取决于电力成本。大多数研究中的 CO2 成本在 0 美元至 55 美元/吨之间。通过 DAC 技术捕获 CO2 的成本会更高（Bos 等人，2020 年；Specht 等人，1998 年；Specht 和 Bandi，1999 年）。可再生甲醇77表 21.文献中报道的绿色甲醇的生产成本和生产能力碳源电解用电来源电费（美分/kWh）CO 2成本（美元/吨）产能（吨/年）资本成本（百万美元）资本成本（美元/吨/年）运营支出（百万美元/年）运营支出（美元/吨）甲醇成本（美元/吨）来源沼气/氨气电网/风3.5-16.20-3.34,000-10,00016-301,680-4,7002.6-12.3510-1,270 680-1,610Hank 等人，2018DAC风能-65,0002223,330-830-890(a)Bos 等人，2020已购买电网2.4-7.359100,0001341,340-365-826(b)Zhang 等人，2019烟气水电-100,000333-5553,330-3,890-890-1,000555(g)Swiss Liquid Future，2020b烟气/DAC水电2-70,000-390-590Specht 和 Bandi，1999CPP 烟气/DAC水电3.9-70,000-805-1,090Specht 等人，1998CPP 烟气RES1.7-2.4-60,000-120,00095-3221,640-3,01016.8-36.9230-300620-950Mignard 等人，2003CPP 烟气电网/RES4.415300,0003441,150161540620-710(h)Clausen 等人，2010CPP 烟气电网/CPP3.2-5.549110,000-970-1,010Atsonios 等人，2016 年乙醇厂风能-32,00030944-405-1,070Matzen 等人，2015CPP 烟气CPP10.5-13.40440,000552(i)1,260325740805(f)Prez-Fortes 等人，2016已购买RES10.35635,00051(i)1,480-1,090(f)Tremel，2015CPP 烟气RES2.9-3.72230,000-45,000561,240-1,900-500-530Varone 和 Ferrari，2015-5.53.3-1116,3001698013.7840990Rivera-Tinoco 等人，2016烟气RES1.1-5.5441800,0002,3101,385-2,770-430-910Ruchle 等人，2016创新展望：78基于原料成本的绿色甲醇生产成本绿色甲醇的成本可通过氢气和 CO2 的成本来估算，而这二项成本代表了大型绿色甲醇工厂生产成本的绝大部分。一旦提供了足够的 CO2 和绿氢，通过一步法进行甲醇生产及其蒸馏就非常简单且成熟(TRL 8-9)。它代表的甲醇生产总成本仅为约 30 至 50 美元/吨（Boulamanti 和 Moya，2017 年）。生产 1 吨甲醇需要 0.188 吨 H2 和 1.373 吨 CO2。氢气成本：电解水是一个能源密集型工艺。以 100 的理论效率生产 1 吨氢气需要消耗 39.4 MWh 电力（H2 的 HHV；H2 的 LHV 为 33.3 MWh/t）。但实际耗电量接近 50 MWh/t（Simbeck 和 Chang，2002 年；IRENA，2018 年）。因此，氢气成本与生产氢气所需的电力成本密切相关。可再生电力价格继续下降。相较于化石燃料发电，全球许多地方当前太阳能光伏发电及陆上风力发电更加便宜，并且预计未来几年内将继续下降至 4 美分/kWh 或更低（IRENA，2019c）。以 4 美分/kWh 的电力价格计烟气-1.1-6-50,000951,90011-38.3220-770210-720(c)455-970(b)Bellotti 等人，2019-风能-(-22)-39175,0003702,110-390-480(d)Gonzlez-Aparicio 等人，2017烟气电网-4,000-50,00011-831,670-2,780-555-780(d)Bellotti 等人，2017烟气-281800,000424(i)235755-1,670(e)420-922420-940(e,f)Nyri 等人，2020烟气RES3(-278)-0100,0006262079880810-1,190(j)Szima 和 Cormos，2018CPP 烟气 电网/RES4.443110,000-645Kourkoumpas 等人，2016(a)包括 100 MW 风电场的资本成本。(b)不出售氧气。(c)出售氧气。(d)出售和不出售氧气的费用。(e)费用取决于购买的氢气价格以及是否出售氧气。(f)购买氢气。(g)全世界风能和太阳能生产的甲醇的估计费用。(h)有和没有区域供热收入。(i)甲醇装置的成本不包括氢气生产。(j)有和没有 278 美元/吨 CO2 的负值。注：2018-2019 美元/吨的甲醇成本。汇率 1 美元=0.9 欧元。CPP=燃煤电厂。RES=可再生能源。US=美分。可再生甲醇79算，通过电解产生的氢气成本约为 2.5-3 美元/kg。生产 1 吨甲醇需要 0.188 吨氢气。以每千克 3 美元的成本计算，则生产 1 吨甲醇需要 560 美元的氢气。根据 IRENA 及能源情景预测，到 2030 年，绿氢成本应为 1.8-5.0 美元/kg，2050 年则为 0.9-3.3 美元/kg（IRENA，2020a）（请参阅表 22）。以 1 美元/kg 的价格计算，生产 1 吨甲醇仅需要约 190 美元的绿氢。CO2 成本：CO2 成本很大程度上取决于其来源及将其纯化和压缩以合成甲醇所需压力的工作量。可从已经产生 CO2 浓缩流的设施（例如天然气净化、化肥和生物乙醇工厂）以最低成本（约 20-30 美元/吨）获取满足这些要求的 CO2（Irlam，2017 年）。但是，这些来源的产能相对较小。由于需要添加碳捕获装置，发电厂、钢铁厂和水泥厂捕获 CO2 的成本较高，约为 50 至 100 美元/吨（取决于技术和所处位置）。在这些设施中进行大规模碳捕获的技术已相对成熟，但尚未实现 Power-to-X 部门所需的大规模应用。由于大多数 CO2 来源仍依赖于化石燃料，因此它们是不可再生或不可持续的。生物质可通过 BECCS 和 BECCU 技术提供部分所需的可再生 CO2。取决于使用的 BECCS 技术、原料性质、工厂规模等，其成本差异较大，约在 20 美元至 400 美元/吨 CO2 之间（Fuss 等人，2018 年）。造纸厂的生物乙醇生产、生物质气化和黑液气化提供了最廉价的 CO2，价格约为每吨 CO2 20 至 100 美元。燃烧发电的 BECCS 成本更高，超过 90 美元/吨 CO2。另一来源是空气中的 CO2。DAC 技术由 Climeworks、Carbon Engineering 和 Global Thermostat 等多家公司联合开发。该技术成本仍然高昂，大约为 300 至 600 美元/吨 CO2，但随着技术改进及规模扩大，预计将来成本会大幅降低至 50-150 美元/吨 CO2（Fasihi 等人，2019 年；Sanz-Prez 等人，2016 年，Keith 等人，2018 年）。DAC 的较高成本很大程度上与空气中 CO2 的浓度较低有关，目前大约仅为百万分之 420。正如 2.2 节所指出的，生物甲醇和绿色甲醇联产也可以提供巨大的协同作用。使用绿氢转化生物甲醇生产过程中产生的 CO2 可以避免分离 CO2 的需要，从而降低了绿色甲醇的生产成本。表 22.绿色氢气现在和未来的成本1往年成本发展趋势未来目标2015-20182030205020302050成本（美元/kg H2）4-82.5-5.01.6-3.31.8-3.20.9-2.0来源：IRENA(2020b)。创新展望：80表 23.不同来源的 CO2 的成本1来源或技术CO 2 在废气中 的浓度(%)CO2 的估计成本（美元/吨 CO2）来源今天2050化石碳 燃煤电厂12-1443-9746-55Irlam，2017；IEA，2012；Rubin 等人，2015富氧燃烧燃煤电厂接近 10052-7552Irlam，2017；IEA，2012天然气电厂3-580-89 43Irlam，2017；IEA，2012钢铁20-3055-7740-65Irlam，2017；Leeson 等人，2017水泥15-3035-12520-103Irlam，2017；Leeson 等人，2017天然气净化2-6515-2520Irlam，2017；Leeson 等人，2017氨合成最高 10020-2524Irlam，2017；Leeson 等人，2017可再生碳生物质乙醇工厂最高 10012-2220Irlam，2017；Leeson 等人，2017沼气40-503030Olsson 等人，2020DAC 0.042，在空气中的浓度接近 100300-60050-150Fasihi 等人，2019；Keith 等人，2018；Sanz-Prez 等人，2016BECCS/BECCU接近 10020-400-Fuss 等人，2018生物质气化或生物甲烷重整并转化为甲醇绿色甲醇和生物甲醇联产。不需要或有限的 CO2 分离。已集成(a)已集成(a)在第 2.2 节“生物甲醇和绿色甲醇联产”中描述来源：IRENA(2020b)。(a)CO2在此过程中未分离。添加通过水电解生产的 H2，以使用生物质气化过程中生产的全部或部分 CO2。图 39.甲醇成本与氢气和 CO2 成本的关系 注：假设绿色甲醇的合成成本为 50 美元/吨，前提是提供了原材料 H2 和 CO2。当今和 2050 年绿色甲醇的估计成本可见表 24。可再生甲醇81无论氢气和 CO2 的来源如何，都可以通过将氢气成 本、CO2 成本以及大规模甲醇合成装置中生产氢气的成本相加以估算绿色甲醇的生产成本（估计为 50 美元/吨绿色甲醇）。如图 6 的结果所示，所得到的估计值与文献公布的估计值范围相同，且绿色甲醇的生产成本很大程度上取决于原料成本：H2 和 CO2。未来可再生甲醇的生产成本也可以根据氢气和 CO2 的预计成本估算得出，如表 24 和图 40 所示。氢气随时间而变化的成本根据表 11得出。可再生 CO2 的成本取决于其来源，如表 23 和图 30 所示。首先将使用相对便宜的 CO2 来源，如生物乙醇和沼气。然而，这类 CO2 来源的可用性有限。因此，随着以二氧化碳为原料生产燃料和材料（例如绿色甲醇）的规模不断扩大，必须逐步使用成本更高的选择。如制浆和造纸 厂、垃圾发电厂、生物质燃烧和 DAC 等来源具备最大潜力。其可用性和成本还取决于与其他 CCU 以及 CCS 技术间的竞争。表 24 还表明，碳信用额对生产出来的可再生甲醇的成本可能会产生重大影响。100 美元/吨 CO2 的碳信用额与没有碳信用额相比，可将甲醇成本降低 172 美元/吨（基于与天然气制甲醇相比，可避免的绿色甲醇 CO2 当量排放 表 11）。随着未来碳信用额的普及，这将在提高可再生甲醇竞争力方面发挥重要作用。当前化石基甲醇价格当前绿色甲醇估计成本2050 年绿色甲醇的估计成本CO2 成本（美元/吨）氢气成本（美元/吨）1,0002,0003,0004,0005,0006,0001,800 美元/吨1,700 美元/吨1,600 美元/吨1,500 美元/吨1,400 美元/吨1,300 美元/吨1,200 美元/吨1,100 美元/吨1,000 美元/吨900 美元/吨800 美元/吨700 美元/吨300 美元/吨200 美元/吨600 美元/吨500 美元/吨400 美元/吨创新展望：82表 24.到 2050 年可再生甲醇的估计成本1估计费用年份 2015-201820302050绿氢成本（美元/吨 H2）(a)4,000-8,0001,800-3,200900-2,000通过可再生能源组合中的 CO2 生产的甲醇CO2 的成本（美元/吨 CO2）(c)10-5015-7020-150甲醇成本（美元/吨 MeOH）(b)没有碳信用额820-1,620410-750250-630信用额为 50 美元/吨 CO2(d)730-1,540320-660160-550信用额为 100 美元/吨 CO2(d)640-1,450240-58070-460仅通过 DAC 中的 CO2生产的甲醇 DAC 中 CO2 的成本（美元/吨 CO2）300-600150-30050-150甲醇成本（美元/吨 MeOH）(b)没有碳信用额1,220-2,380600-1,070290-630信用额为 50 美元/吨 CO2(d)1,130-2,300510-980200-550信用额为 100 美元/吨 CO2(d)1,040-2,210420-890120-460(a)来源：IRENA(2020b)使用图 S.6 中的“我们应到达的位置”的假设。表 11 中报告的值。(b)假设绿色甲醇是 50 美元/吨合成成本，前提是提供了原材料 H2 和 CO2。(c)CO2 的来源将随着体积时间推移增大而有所改变（详情请参见正文）。(d)每吨绿色甲醇的碳信用额基于天然气生产甲醇的平均 CO2 当量排放（95.2 g CO2当量/MJ）与可再生 CO2 和 H2 生产绿色甲醇的平均 CO2 大量排放（8.645 g CO2当量/MJ）之间的差额在表 11 中给出。考虑到与传统的天然气制甲醇相比，甲醇的 LHV 为 19.9 MJ/kg，相当于每吨绿色甲醇可避免 1.72 吨 CO2 当量的排放。注：生产氢气和 CO2 的资本支出和运营支出已包括在氢气和 CO2 的相应成本中。可再生甲醇83现有和拟定项目的绿色甲醇厂的资本成本目前，只有一家商业化工厂生产绿色甲醇。该工厂由 CRI 运营，生产规模为 4,000 吨/年。因此，关于资本成本的可用信息非常有限，并且大多数信息仅针对绿色甲醇项目和技术。此类信息在表 25 中加以概述。绿色甲醇工厂的单位产能资本成本略高，但与表 21 中文献所述的资本成本很接近。然而，与天然气制甲醇工厂的成本相比，其成本相对较高。应当指出的是，迄今为止，大多数绿色甲醇工厂的规模都相对较小，其生产能力为 12-300 吨/天，而世界级规模的天然气和煤制甲醇工厂的每日产能通常为 2,500-5,000 吨（巨型甲醇厂）。小规模的天然气制甲醇工厂的吨甲醇生产成本也高于煤制甲醇工厂（Sorensen，2015）。因 此，随着工厂规模扩大并达到与传统甲醇工厂相当的产能，预计单位产能的绿色甲醇成本会有所下降。图 40.到 2050 年，可再生绿色甲醇的估算成本取决于可再生 CO2 来源 美元/吨 CH3OH2,5002,0001,500绿氢成本(USD/t CH3OH)最低最低最低最低最低最低最高最高最高最高最高最高CO2 成本(USD/t CH3OH)使用 H2 和 CO2 合成甲醇的成本(USD/t CH3OH)1,0005000CO2 来自任何可再生来源CO2 仅来自DAC创新展望：84电解槽的成本占投资的很大一部分，因此应降低这部分成本。相反，工厂其他部分的成本（包括甲醇合成和蒸馏装置）可以利用规模经济效应降低生产成本。“典型”或“标准”绿色甲醇工厂的规模可能比当前大型天然气和煤制甲醇工厂小。有趣的是，CRI 对挪威项目每吨/年的成本估算并不比煤制甲醇工厂高多少。还应注意的是，资本成本包括电解槽，而这占绿色甲醇工厂成本的很大一部分。还应指出的是，资本成本通常仅占绿色甲醇成本的一小部分。运营成本通常占比最大，主要是因为生产绿氢需要大量电力成本。4.3.总结目前和未来的可再生甲醇 成本与目前的天然气和煤制甲醇相比（生产成本分别低至 100-200 美元/吨和 150-250 美元/吨），可再生甲醇的生产成本在大多数情况下估计会更高。另一方面，甲醇的价格一直在 200 至 400 美元/吨之间波动（根据通胀因素调整后，甲醇在欧洲的平均合约价格请参见图 8）（MI，2020a；MMSA，2020）。因此，这里应该指出的是，与大多数石油燃料（汽油、柴油、取暖油等）相比，化石基甲醇在能量含量方面已具有一定的竞争力：甲醇的价格为 10-20 美元/GJ，而汽油、柴油、喷气燃料和取暖油的价格为 17 美元/GJ（图 9）。生物甲醇和绿色甲醇的生产成本如下：表 25.CO2 制甲醇工厂的资本成本原料产能（吨/天）产能（吨/年）资本支出（百万美元）资本支出（美元/吨/年）来源Thyssenkrupp CO2 和 H2124,000399,720Thyssenkrupp，2020bFlexMethanol(bse engineering/BASF)CO2 和 H24416,400503,100bse engineering，2019，bse Engineering，2020CRI（挪威）CO2 和 H2300100,0002002,000Stefnsson，2019Swiss Liquid Future（挪威）CO2 和 H222080,000330-3904,170-4,780Swiss Liquid Future，2020b采用天然气的典型工厂天然气2,8001,000,000720-1,440720-1,440Bromberg 和 Cheng，2010采用煤炭的典型工厂(US)煤10,0003,600,0006,2201,720US DOE NETL，2014可再生甲醇85图 41.生物甲醇和绿色甲醇当前和未来生产成本 注：图中使用的汇率是 1 美元=0.9 欧元。用生物质和城市固体废物(MSW)生产甲醇的成本估计在 327 至 764 美元/吨之间（图 41），原料价格最高为 6 美元/GJ。这一价格相当于欧洲和美国目前商业使用的生物质和 MSW 商品的价格上限。在 6-15 美元/GJ 的原料价格范围内，生产成本可能会增加到 1,000 美元/吨左右。随着工艺的改进，在原料价格最高为 6 美元/GJ 情况下，成本可能低至 227 至 553 美元/吨左右，而原料价格越高，成本也就相应越高。利用其他工业流程的废液（如造纸厂的黑液和 MSW）生产生物甲醇，特别有利于简化原料物流和提高工厂整体经济效益。专家建议热 能、电力或其他化学物质联产，以进一步提高生物甲醇的经济效益。还有一种方法是将生物质共同投入燃煤气化炉中，或将沼气共同投入到天然气制甲醇工厂中，以便以原料形式逐步引入生物质，并以潜在的较低成本使甲醇生产具有更高的可持续性。据估计，当前使用氢和 CO2 生产绿色甲醇的成本更高，约为 800-1,600 美元/吨（如果只能通过 DAC 获取 CO2，则价格会更高）。绿色甲醇的成本很大程度上取决于氢气和 CO2 的成本。CO2 的成本将取决于获取来源（生物、DAC、工业等）。氢气成本与生产氢气的电力成本和电解槽装置的利用率及其成本密切相关。由于预计可再生能源价格将下降，到 2050 年，即使未实施 CO2 信用额，绿色甲醇的成本预计也将降低到 250-630 美元/吨的水平。与生物甲醇一样，棕色/灰色（化石）和绿色甲醇的联产，或许会成为一种以合理成本逐步引入绿色甲醇的方式。美元/吨2,4001,4002,2001,2002,0001,0004001,8008002001,6006000当前化石基甲醇价格当前化石基甲醇成本绿色甲醇-CO2 来自可再生能源组合绿色甲醇-CO2 仅来自 DAC生物甲醇原料成本 6 美元/GJ生物甲醇原料成本 6-15 美元/GJ当前生产成本水平成熟生产成本水平当前生产成本水平成熟生产成本水平1,0138844553557643275532271,6208201,1202,38029063063025050 美元/吨 CO 2 的碳信用额使可再生甲醇的生产成本降低约 80 美元/吨 MeOH图 42.可再生甲醇与其他燃料的单位能源价格比较 注：图中使用的汇率是 1 美元=0.9 欧元。燃料成本和价格是 10 年的平均数。详见附录 3。创新展望：86对于生物甲醇和绿色甲醇，成本较高的部分原因还在于工厂规模较小。尽管如此，从图 41 和图 42 可以看出，到 2050 年，预测可再生甲醇的成本仍在当前化石基甲醇和石油燃料及产品的成本范围之内。到 2050 年，生物甲醇和绿色甲醇的生产成本估计分别约为 11-43 美元/GJ 和 12-32 美元/GJ。碳信用额的应用还可以大幅降低生物甲醇和绿色甲醇的成本。与用天然气制甲醇相比，估计每吨可再生甲醇的 CO2 当量排放量可减少 1.6-1.7 吨。这意味着，每避免 1 美元/吨的 CO 2 当量信用额，甲醇成本预计就将降低约 1.6-1.7 美元/吨。也就是说，例如，如果 CO2 当量信用额为 100 美元/吨，可再生甲醇的成本可降低 160-170 美元/吨。美元/GJ0当前化石基甲醇价格生物甲醇绿色甲醇706010050209040108030当前生产成本水平成熟生产成本水平汽油（美国墨西哥湾）柴油（美国墨西哥湾）2 号取暖油（纽约港）喷气燃料（美国墨西哥湾）汽油（美国平均价格）柴油（美国平均价格）汽油（欧盟平均价格）柴油（欧盟平均价格）零售（含税）税前可再生甲醇875.1.需求产自化石燃料或可再生资源的甲醇都具有相同的化学结构：CH3OH。因此，原则上，可再生甲醇可以取代目前任何用途的化石基甲醇，例如作为生产各种化学品、材料、塑料和产品的原料，以及作为运输、航 运、烹饪、取暖和发电的燃料。此外，可再生的绿色甲醇可以直接或通过甲醇衍生物取代大多数由化石燃料制成的碳氢化合物和石油化工产品，形成一个每年数亿吨甚至可能数十亿吨甲醇的潜在市场。到 2025 年，全球甲醇年产量预计将从目前的 1 亿吨增长到 1.2 亿吨（MMSA，2020；Berggren，2019 年），到 2050 年达到 5 亿吨（Saygin 和 Gielen，即将出版）。预计到 2028 年，大部分增长将发生在中国，更具体地说，需求主要来自 MTO，而汽油调和产品、甲 醛、醋酸和 MTBE 的需求量较小。因此，化工部门将继续在甲醇需求不断增长的大环境下发挥重要作用。然而，展望未来，甲醇产量的增加将逐步转向再生甲 醇。预计到 2050 年，每年将生产 2.5 亿吨绿色甲醇和 1.35 亿吨生物甲醇（请参阅下文插图和图 47）。绿色甲醇的引入将使化工、运输和其他与能源相关部门能够向可持续循环的绿色经济转型。当然，实际 上，与天然气制甲醇相比，目前可再生甲醇的推广仍受制于其较高的生产成本。然而，可再生甲醇仍然是一种最容易实现的可持续性燃料，也是一种很有前景的化工原料。而且，正如本报告第 4 章所述，可再生甲醇的成本也预计将继续下降。与其他任何替代燃料和化学原料一样，必须通过适当的政策、法规和授权，才能刺激各行业对可再生甲醇的需求。例如，在欧盟，RED II 指令规定，到 2030 年，运输业使用的能源中应有 14%来自可再生能源。其他国家也开始越来越多地要求部分使用来自可再生能源的运输燃料。因此，可再生甲醇目前的市场主要集中在运输部门，因为运输业的法规要求使用更环保的替代品来减少排放。CRI 在冰岛使用 CO2 和 H2 生产的 Vulcanol，以及荷兰 BioMCN 公司生产的生物甲醇都已在欧洲作为燃料添加剂使用。2018 年，英国在汽油中共计混入了 5,700 万升生物甲醇（Dolan，2019 年）。可再生甲醇也可用于生产生物柴油。从近期来看，假设 M3 标准（汽油中加入 3%的甲醇，EN 228）在整个欧盟得到实施（2019 年约 8,200 万吨汽油），则将需要约 250 万吨可再生甲醇（CRI，2019；Fuels Europe，2020 年）。从长远角度看，可再生甲醇可以解决所有小汽车、卡车和船舶等载具的部分燃料需求（汽油、柴油和船用燃料等）。在欧洲，这相当于一个 3.5 亿吨油当量（按能源计算约 7 亿吨甲醇）的市场，在世界范围 内，相当于一个约 20 亿吨油当量的市场。虽然轻型乘用车的其他能源选择越来越多（如电池、氢气），但用于重型卡车和航运的替代能源却很有 限。这些难以实现电气化的行业非常适合使用可再生甲醇（van Kranenburg 等人，2020 年）。可再生甲醇无论是纯甲醇还是与汽油混合，都是一种极好的内5.潜力和障碍创新展望：88燃机燃料（图 43 和图 44）。甲醇还可以作为船用燃料使用，或用于改装柴油卡车、以及混合动力和燃料电池驱动的车辆和船舶（图 11 和图 46）。二甲醚(DME)是一种很容易获取的甲醇衍生物，其本身就是压燃式发动机（柴油发动机）的优质燃料（图 45）。化石基甲醇目前作为燃料已在很多应用中得到了更广泛的使用，因为无需改变分配和运输基础设施，所以这种情况可以促进向可再生甲醇的逐步转型。同时，还应通过各种政策刺激化工行业对可再生甲醇的需 求，包括激励措施、强制措施和碳税等，使这个难以实现电气化的行业更加环保，进而最终实现碳中和。图 43.由 7 辆吉利帝豪组成的车队在冰岛运营（以 100%可再生甲醇为动力），在 CRI CO2 制甲醇厂前来源：CRI(2020)。来源：由 Maria Fldt 提供。来源：Stadt Essen，Peter Prengel。来源：Rikard Gebart，LTU Green Fuels。图 44.采用 M56 混合燃料的瑞典汽车（汽油中含有 56%的甲醇），所用生物甲醇 来自 LTU 绿色燃料厂（背景）图 45.Chemrec 生物二甲醚试验工厂 和沃尔沃二甲醚燃料卡车图 46.德国巴尔登尼湖上由可再生甲醇混合燃料电池系统驱动的 MS innogy 号客轮可再生甲醇89可再生甲醇产量预测IRENA 根据能源转型环境预计，到 2050 年，全球甲醇产量将从目前的 1 亿吨增加到 5 亿吨（Saygin 和 Gielen，即将出版）。这种产量的增加还将伴随着向可再生甲醇的转变（图 47）。到 2050 年，预计每年将生产 2.5 亿吨绿色甲醇和 1.35 亿吨生物甲醇；这是一条雄心勃勃而又切合实际的转型之路，它建立在可再生能源和稳步提高能源效率的基础之上。绿色甲醇：要生产 2.5 亿吨绿色甲醇，将需要约 3.5 亿吨 CO 2 和 4,800 万吨的氢气。要通过水电解生产这一数量的氢气，若假设制氢耗电量为 50 MWh/吨，总共需要约 240 万 GWh 的电量，相当于 8.6 EJ 的热量。这将需要约 275 GW 机组的连续发电量，以及 280 GW 的电解槽容量。因此，就太阳能而言，将需要约 920 GW 的装机容量（容量系数为 30）。对于风力发电，则将需要约 500 GW 的装机容量（某些海上风电场的容量系数为 55）。我们可以采用这些可再生能源和其他可再生能源的各种组合。所需的 CO2 最好可以通过可再生的生物来源或 DAC 回收。我们将需要建设约 280 家产能为 2,500 吨/天(900,000 Mt/y)的甲醇工厂，才能使产量达到 2.5 亿吨/年。绿色甲醇工厂的建设大约需要 2 到 3 年的时间，如果实现模块化和标准化，建设时间会更少。使用 CO2 和 H2 生产绿色甲醇与当前使用化石燃料合成气生产甲醇非常相似，技术相对成熟，因此可以进行推广。水电解技术正扩大到千兆瓦规模，不久的将来应该可以广泛用于大规模绿色氢气的生产。生物甲醇：通过气化生产 1.35 亿吨的生物甲醇将需要 4.1 EJ 的生物质材料，相当于约 2.3 亿吨的干燥生物质。到 2050 年，全球生物质潜力估计为 97-147 EJ(IRENA，2014)。由于生物质的性质以及收集和储存原料的成本，一家典型以生物质为原料的生物甲醇厂的产量预计为 300 千吨/年。因此，要使生物甲醇产量达到 1.35 亿吨/年，需要建 450 个这样规模的工厂。这将需要约 1,300 亿美元的投资。如果将可再生氢气加入到气化工厂中，以利用所有就地可利用的可再生碳（部分以 CO 的形式，部分以 CO2 的形式），则使用相同的生物质资源，生物甲醇产量可能达到每年 2.9 亿吨，4.1 EJ。氢气的产量需要达到 2,600 万吨/年左右，这将需要生产 1,300,000 GWh 的可再生电力(4.7 EJ)。因此，典型的工厂规模将增加到约 650 千吨/年。一家所述规模的气化工厂，从合约签约到工厂准备启动要花费 20 到 24 个月的时间。图 47.当前和未来的甲醇产量（按来源）化石基甲醇生物甲醇绿色甲醇甲醇产量（百万吨）创新展望：905.2.可持续性原料生物质在美国，目前每年约有 3 亿吨未使用的（干）生物 质，2040 年可能会达到 7.5-10 亿吨，其中三分之二将来自于目前尚未种植的能源作物（美国能源部，2016 年）。在欧洲，到 2030 年，估计每年可用的可持续性（干）生物质会达到 10.5-13.7 亿吨，其中每年在满足其他需求后还有 5.25-8.5 亿吨可用（S2Biom，2016 年）。所有这些生物质由各种类型的农业残留 物、可持续林业的附加生物质、废物（回收和再循环后的木质纤维素部分）和释放的农业土地上的工业作物组成。根据上述总结的美国和欧洲最大原料资源量（2030 至 2040 年）生产生物甲醇，并以 65%的转化效率进行转化，生产潜力将达到 11 亿吨/年。使用本报告所述的生物甲醇和绿色甲醇相结合的概念，这一潜力将提高约 2.15 倍，达到 23.5 亿吨/年甲醇或约 50 EJ/年。从全球角度看，估计到 2030 年可持续生物质的潜力将达到 97-147 EJ/年（根据最小和最大设想总数计算）（IRENA，2014 年）。然而，持续扩大生物能源供应的潜力非常巨大（IRENA，2016b）。根据 IRENA（2014 年）的计算，这一全球潜力（包 括美国和欧洲）相当于每年供应 32-48 亿吨甲醇（转化效率为 0.65），如果充分实施生物甲醇和绿色甲醇联产工艺，则相当于年供应 69-104 亿吨甲醇（147-218 EJ/年）。相比之下，2019 年世界石油总消耗量为 188 EJ/年（BP，2020 年）。当然，这些数字只能说明生物甲醇的生产潜力。据推测，并非所有潜在可用的生物质都只用于生产生物甲醇。来自农林业的废物和残渣的可用性更大，将成为大部分先进生物燃料的原料。还可以种植所谓的能源作 物，并应优先种植在不生产粮食或其他农作物的土地上，例如污染土地和边际土地。为了确保可持续性，这些作物还必须符合一些其他标准，包括对土壤质量的影响、土壤侵蚀、对水和肥料的需求、生物多样性问题、土地使用权，以及向空气和水的污染物排放。CO2 和氢气为了生产绿色甲醇，需要可持续的 H2 和 CO2 来源。大规模氢气产量已经达到约 1.2 亿吨/年，其中三分之二是纯氢，三分之一是与其他气体的混合物（IRENA，2019d；IRENA，2018 年）。氢与其他气体的混合物可用于甲醇或钢铁生产等领域。纯氢是各种工业生产方法中必不可少的材料，主要用于石油精炼和氨合成。然而，95 以上的纯氢来自化石燃料，目前仅有约 4 通过电解生成（IRENA，2018 年）。为了确保长期可持续性，大部分氢气必须通过可再生能源生产，因此这些资源的成本和可用性起到了决定性作用。尽管我们可以使用任何可再生资源，但太阳能和风能是最有潜力的可再生能源，扩大规模后可满足大规模部署绿色甲醇的需要。碱性电解槽电解水技术目前已用于 100 MW 规模的氯碱工艺流程。专门用于绿色制氢的新一代碱性电解槽正在研发之中，与原有技术略有不同，但基本上相 似。碱性电解槽和 PEM 电解槽都已投入兆瓦级规模的商业使用，随着结合多台设备（达到几十兆瓦）的设施上线，单个设施很快就能达到百兆瓦的水平。可再生甲醇91绿色制氢的潜力将主要取决于可再生能源发电和电解槽成本的进一步降低，以及效率和耐久性的提高。二氧化碳的情况与氢气类似。大量的 CO2 由工业源和化石燃料发电厂排放，这些电厂的动力绝大多数来自化石燃料。当使用或燃烧甲醇时，如果用绿色氢气将这些 CO2 排放物进行再回收/升级利用以转化为蓝色甲醇，则不会导致大气中 CO2 的增加。因此，蓝色甲醇已被公认为是一种低碳燃料。我们应二次利用化石燃料源中的 CO2 生产甲醇，而不是简单地将 CO2 释放到大气中，这样可能会将总排放量减少一半。然而，尽管这些化石 CO2 源可以用于在转型阶段生产甲醇，但要实现碳中和以及可持续性发展，必须从可再生资源（即生物质和价格合理的 DAC）中获取 CO2。BECCS/BECCU 现已投入应用。DAC 尽管前景光明，但仍处于发展的早期阶段（Goeppert 等人，2014 年；Sanz-Prez 等人，2016 年）。实际上，空气中可用的 CO2 量是无限的，能否经济合理地提取将仅取决于是否有合适的 DAC 技术和廉价的可再生电力。5.3.可再生甲醇对能源行业的影响能源、工业和化工行业的逐步去化石化，以及随之而来通过使用可再生能源实现的电气化，都将产生深远的影响。为了维持电网稳定性和可靠性，我们将需要越来越多地处理波动性可再生能源发电的每小时、每日和季节性波动和间歇性问题。在这种情况下，生产电燃料和电化学产品可以帮助稳定电网，在供大于求时为可再生电力提供了一条出路。为此目的，人们还开发出了动态绿色甲醇发电厂，这种发电厂能够“跟踪”电网中的负荷，并根据情况调整甲醇产量。绿色甲醇的生产为提高绿色电力的价值提供了一条途径，并将电力储存在方便保存的液体中，以便日后使用。对于规模较大的绿色甲醇工厂，必须为其打造专用的可再生能源发电能力。这种大型生产设施的需求将进一步降低可再生能源电力及用其生产材料的成 本。对于澳大利亚、中东和北非等可再生能源丰富的地区而言，生产可再生甲醇（以及包括聚乙烯、聚丙烯和其他各种聚合物和材料在内的下游产品）也便于其以一种便捷的方式来出口这种资源，同时使这些地区的经济和地球环境受益。5.4.驱动力生产可再生甲醇的主要驱动力是使人类社会摆脱对化石燃料依赖的需要，因为化石燃料是温室气体排放和相关环境问题的主要来源。因此，我们需要基于可再生资源的可持续的、耐久的解决方案。在这种能源转型过程中，可再生甲醇可以充当一种新的能源载体，减少并最终消除化学/石化和能源行业的碳足迹。为了推动朝着可持续性未来发展的变革，我们将需要用强有力的政策和法规来推动可再生燃料和材料的生产和使用。欧盟的能源路线图要求在 2050 年前减少 80-95 的温室气体排放量（EU，2012b）。这将需要对能源部门进行全面改革和改造，使其约有三分之二的能源必须来自可再生资源。世界上大多数国家都需要进行类似的转型，以确保能源系统的长期安全性、竞争力和可持续性（IRENA，2019c）。据 IRENA 声称，到 2050 年，全球与能源相关的 CO2 排放量需要削减 70，并最终减少到零（IRENA，2020b）。对于可再生甲醇的发展（作为解决方案的一部分）来说，这是一个难得的发展机遇。创新展望：92与其他生物基材料和燃料相比，生物甲醇、生物二甲醚以及生物合成气和生物甲烷的生产成本最低，远远低于纤维素乙醇和 FT 型产品（Maniatis 等人，2018；Brown 等人，2020 年）。来自化石燃料的棕色/灰色甲醇已经成为一种大规模使用的化工商品和燃料。化学性质相同的 LCM、蓝色甲醇和绿色甲醇可以很轻松地在其任何应用中取代棕色或灰色甲醇。所有这些碳足迹较低的甲醇类型都是化工行业生产材料和产品（如塑料、服装、瓶子和油 漆）的理想原料。它们也是汽车、卡车、船舶，以及难以实现电气化的行业的优质燃料。可再生甲醇的主要优势和驱动力包括：用于生产多种化学品和材料的通用中间体 能以较低的温室气体排放量生产 易于利用各种可持续性原料生产，如生物质、MSW 或 CO2 和 H2 易于储存、运输和配送的液体 与现有的配送基础设施兼容，并可部分与传统燃料混合使用 减少其他有害物（SOx、PM、NOx 等）的排放 液氢载体。工业领域特别是化工和石化行业的绿色化尽管困难重重，但应该也是发展可再生甲醇的主要动力。可再生甲醇可以作为目前从化石基甲醇中获得的现有产品的原料。此外，可再生绿色甲醇还可以找到新的用途，并直接或通过甲醇衍生物取代大多数石油制成的碳氢化合物和石油化工产品，形成一个每年规模超过十亿吨甲醇的潜在市场。例如，可以大幅扩大通过可再生甲醇生产塑料和芳烃(BTX)的规模（Bazzanella 和 Ausfelder，2017 年）。例如，目前欧洲每生产一辆汽车就需要约 300 千克甲醇来生产各种零部件（Seuser，2020 年）。如果使用的甲醇是可再生甲醇，就可以大幅减少汽车产业的碳足迹。陆运和海运行业也有可能成为扩大可再生甲醇的主要推动力，因为监管部门正在越来越多地制定各种强制措施和立法，以减少温室气体排放并实现可持续发展目标。例如，国际海事组织的目标是在 2050 年前将运输中的 CO2 排放量减少一半（IRENA，2019b）。还可通过其他选择实现轻型乘用车的绿色化，包括电池和氢气。然而，重型卡车、轮船和其他重型设备却很难实现电气化。对于这些难以实现电气化的运输部门，可再生甲醇及其衍生物可能是不错的选择。就绿色甲醇、电化学品和电燃料而言，其中一种内在驱动力也是廉价可再生能源的可用性。随着基于化石燃料的工业和发电业受到越来越多的审查，对于那些明显包含绿色成分的项目，许可证和执照的获取和维护应相对容易。从能源安全的角度来看，能够利用任何可用生物质和可再生能源在当地生产可再生甲醇，这一点也极具吸引力。岛屿型项目可再生能源的生产成本相对较低，燃料进口成本较高，可以成为当地生产绿色甲醇的良好选择。可再生甲醇的生产还将促进北非和中东等可再生能源（太阳能）丰富的地区与欧洲、北美和亚洲等能源进口地区之间的全球贸易。5.5.障碍采用可再生甲醇的主要障碍与其他一些可再生替代燃料和原料相同，那就是生产成本。就此而言，我们需要制定相关政策，以刺激和维持可再生甲醇的大规模生产和使用。这些内容将在“政策”章节中详细 讨论。可再生甲醇93生物甲醇尽管生物甲醇的生产成本低于绿色甲醇，但在大多数情况下，仍高于通过天然气制成的灰色甲醇的成本，也高于煤制（较少）甲醇的成本。所有可以取代化石产品的燃料和化工商品基本上都是如此。然而，最近的两项研究表明，与其他替代品相比，生物甲醇的生产成本最具吸引力（Brown 等人，2020 年；Maniatis 等人，2018 年）。大多数先进的可再生燃料工厂的资本成本相对较高，而且仍面临融资困难。即便项目已成功展示了自己的技术，并降低和分摊了所有风险（技术和商业风险 等），但在商业规模推广中也难以获得融资。其中一个问题是，决策者通常仅提供短期和/或基于配额的计划，而这些计划无法支持成功实施先进可再生燃料所需的长期最低价。是否能成功输出可再生电力取决于上网电价、差价合约或类似能有效解决风险障碍的工具。我们应为生物甲醇和绿色甲醇提供类似的 计划。从长远角度来看，生物质将能满足大部分的全球能源需求，但也有一些局限性（IRENA，2016b；IRENA，2017 年）。这些局限性包括土地可用性等问题、与其他作物（包括粮食作物）的竞争、对土壤质量的影 响、土壤侵蚀、对水和肥料的需求、生物多样性问 题、土地使用权，以及向空气和水的污染物排放。生物甲醇厂需要大面积收集生物质来维持供应，这也意味着这些工厂的规模仍小于当前世界规模的甲醇 厂。这意味着生物甲醇厂只有通过优化，才能实现达到一定规模。此外，生物质原料的季节性问题需要通过储存或原料多样化来解决，以尽量减少工厂闲置 或停产。绿色甲醇用 CO2 和 H2 生产绿色甲醇的主要障碍是成本，更具体地说是通过高能耗的水电解步骤提供氢气的成本。生产每吨氢气需要约 50 MWh 的电力，而这一过程又与用于电解槽运行的电力成本直接相关。因此，对于大多数电燃料而言，降低电力成本是降低绿色甲醇成本（当前为每吨 800 至 1,600 美元）的第一驱动力。预计未来可再生能源成本将继续下降，因此氢气和绿色甲醇的成本也应遵循同样的趋势，在未实施 CO2 信用额的情况下，应能达到近 250-630 美元/吨的水 平，而在有信用额的情况下，则低于这一水平。除了电力成本外，电解槽成本也需要进一步降低，并应有大量价格合理的可再生 CO2 可供使用。使用 CO2 和 H2 生产甲醇没有技术限制。用于使用化石燃料合成气(TRL 9)生产甲醇的技术也可用于生产绿色甲醇，因为这些技术在本质上基本相同，足够成 熟，并已完全商业化。水电解和 CO2 捕获技术也都足够成熟。从技术角度来看，因为技术相当，所以绿色甲醇工厂可以完全拥有与传统甲醇工厂相同的生产规模（即 1,000-5,000 吨/天）。困难主要在于如何以合理的成本和资金找到建造工厂所需的原料。从技术上讲，绿色甲醇的生产不受这些因素的限制。我们需要对太阳能和风能电力输出的间歇性和波动性进行管理，以使绿色甲醇工厂能够在大部分时间内正常运行。为此，我们将需要建立一个强大而又可靠的电网。我们可以设想将太阳能、风能、水能和地热能以及储能或氢能进行某种组合。在建造绿色甲醇工厂时，能够处理太阳能和风能发电带来的动态波动可能是一个优势。创新展望：94在短期内，CO2 可从各种工业来源和化石燃料发电厂获得，成本约为 50-100 美元/吨。然而，要真正实现可再生和净碳中和，必须越来越多地使用生物源性 CO2 来源或通过 DAC 从空气中捕获的 CO2 来生产绿色甲醇。尽管可以从乙醇工厂中获得几乎纯净的 CO2，但这些来源是有限的。我们必须进一步开发其他生物来源，才能以可接受的价格可靠地供应 CO2。从生物质获得合成气，并由绿色氢气进行补充的生物甲醇和绿色甲醇混合工厂是解决这一问题的明智方法。通过 DAC 获得的 CO2 也必须大幅降低成 本，才能成为生产绿色甲醇的经济选择。逐步实现甲醇生产的绿色化可能是引入可再生甲醇的一种合适途径。现如今正在实施的一些用于生产所谓 LCM 的“蓝色”甲醇技术也非常重要，尤其是绿色氢气的生产，以补充天然气制甲醇的不足。这应该能使电解技术的规模达到数百兆瓦。一旦这些大型电解槽成为标准的低成本产品，就更容易实现绿色甲醇的大规模生产。H2 的生产是绿色甲醇的第一大成本驱动力。这时需要的是价格足够低廉的可再生电力。这似乎意味着，要使可再生甲醇以可观的速度投入商业使用，就需要更高水平的法规支持，例如提高碳价或产品价格补贴。这两个问题都不是技术问题，但需要一定程度的政治意愿，而这种意愿在大多数行政辖区内仍不明确。5.6.政策与建议对于实现碳减排、能源安全、可持续性和提高生活质量的目标来说，制定正确的政策和激励措施至关重 要。如果对强大、稳定、可预测和持续的政府政策没有信心，就不会对长期资本密集型可再生技术进行充分的投资。在运输部门，政策重点主要放在电动汽车和支持增加电动汽车份额上，尤其是乘用车。然而，蓄电池和氢燃料电池在满足长途汽车货运、航运和空运的能源需求方面可能会面临各种挑战。此外，即使电动汽车在市场上占有一席之地，且充电基础设施越来越多，传统的内燃机也将继续为汽车、卡车、公共汽车、轮船和飞机提供动力。除了能量密度相对较低的蓄电池外，以化学键形式存储能量的高能量密度燃料（例如生物甲醇和绿色甲 醇）也能成为传统化石燃料的低碳和碳中和替代品。今天，可再生甲醇可以与化石燃料混合使用，并用于现有的内燃机和加油网络，直接有利于温室气体减 排。随着时间的推移，越来越多的汽油和柴油燃料将被可再生甲醇取代，进而使向低碳和净碳中和运输的转型成为可能。同样，作为影响我们日常生活的数百种化学品的基本构成要素，向可再生甲醇的转型可以促进循环经济和绿色化学品的采用。可再生甲醇可以促进部门耦合。来自电力部门的可再生电力或来自农业部门的生物质均可用于生产绿色甲醇和生物甲醇，以满足运输和工业部门的能源需要。每个部门都可以找到一种实现碳中和的独特渠道，而公共政策应创造出一种公平竞争的环境以创造机遇，而不是加以限制。在运输领域，技术中立方法应将重点放在碳强度上，而不应去强调驱动力是否来自于蓄电池，或者以绿色氢气或可再生甲醇为燃料的燃料电池。这种方法需要得到政治意愿的支持并转化为各种燃料标准，以及对降低目标市场碳足迹的新燃料的批准使用的监管 措施。可再生甲醇95有关将甲醇作为公路运输燃料使用的法律和标准已在很多国家得到落实或正在得到落实。以下是一些相关示例。虽然上述方法最初用于化石燃料基甲醇，但也适用于可再生甲醇，而且能简化转型过程。在过去的 15 年里，中国各省份都出台了运输用甲醇混合燃料的标准，从甲醇含量 5%的汽油(M5)一直到 100%甲醇燃料(M100)。中国中央政府通过了一项政策文件，支持将 M100 汽车、卡车和公共汽车投入商业使用。以色列于 2016 年制定了 M15 标准。其他一些国家也正在引入或评估混合甲醇的汽油，包括埃及(M15)、印度(M15)、意大利(M15/E5)、新西兰和特立尼达和多巴哥(M5)（Klein，2020；Dolan，2019 年）。更多国家需要为高浓度甲醇混合物和纯甲醇(M100)制定标准。很多国家仅实施了低浓度甲醇混合物(M3-M5)的甲醇混合标准，包括欧盟（EN 228 标准，3%甲醇）和美国（Kramer，2018 年）。出售甲醇的加注站与现有出售汽油和柴油的加油站完全相同。在大多数情况下，储罐在经过适当清洁后，便可实现互用。为了容纳甲醇，可能需要对加油管线和垫片等部件做出一些更动，但通常改动量非常小，成本很低，不需要很长时间就能完成。为了克服与引入和开发可再生甲醇相关的障碍，政府需要针对可再生燃料制定强有力的政策。政府对燃料混合配额的强制措施，对可再生燃料的激励措施以及碳税将会影响市场为可再生甲醇支付额外费用的意愿。目前，已有 60 多个国家制定了可再生燃料目标或强制措施。在欧盟，政策驱动力是可再生能源指令(RED)，最近的 2018 年修订版指令(RED II)要求到 2030 年将 14 的可再生能源用于交通运输。第一代生物燃料将逐步淘汰，最初的上限为 7%，到 2030 年将降至 3.8%并终被淘汰，这为生物甲醇和绿色甲醇提供了机会。西门子的一份报告指出，运输业约有四分之一的可再生能源将用于电动汽车，再加上对第一代生物燃料的限制，要达到欧洲的目标，就需要使用绿色燃料，而其中大部分绿色燃料需要从欧洲以外的地方进口（Schnettler 等人，2020 年）。欧盟 RED II 和燃料质量指令将非生物来源中的可再生甲醇（绿色甲醇）归类为可再生燃料。其他影响可再生甲醇使用的欧盟政策还包括替代燃料基础设施指令和空气质量指令。虽然绿色甲醇有资格成为一种非生物来源的可再生燃料，但是 RED II 为从电网购买可再生电力带来了很多障碍，必须克服。正如电转 X 应用工作组所指出的那样，对于合成燃料和可再生能源发电，那些与其时间和地理直接相关的规范既阻碍了投资，又阻碍了对绿色燃料的使用（VDMA，2020 年）。原产地保证和购电协议应足以证明，某一处的风力涡轮机或太阳能发电场生产的可再生电力已被另一处与输电网连接的绿色甲醇生产商所购买。诸如“虚拟电厂”这样的概念可对制造商和消费者进行实时监控和验证，以避免可再生电能原料的重复计算。我们必须对 RED II 目标与目标实施之间的这种“不匹配”进行纠正。作为一种绿色燃料，绿色甲醇可在可再生电力资源充足的地区生产，使用碳作为载体，以易于运输的液体分子形式存在。在世界多个国家投资绿色甲醇产能，可实现能源供应多元化并降低政治风险。为了实现这一目标，我们将需要展开国际合作（包括进口战 略），以充分利用世界上最佳的风能和太阳能原料基地。欧洲与摩洛哥之间推广电转 X 的合作就是一个完美的例子。在合作中，由摩洛哥生产绿色甲醇并将创新展望：96其出口到欧洲，这样做的附加优势是为欧洲的合成燃料生产技术开辟了一个新的市场（Engelhardt，2020 年）。这种国际合作可以为绿色甲醇生产和消费地区创造就业机会和具有竞争力的新型产业。英国于 2008 年推出了可再生运输燃料义务计划。归类为非生物源的可再生燃料（如绿色甲醇），每供应一升或一千克就可获得双倍信用额的奖励。这些信用额称为“可再生运输燃料证书”，可以在化石运输燃料或合格生物燃料的供应商之间进行交易。2018 年，英国共在汽油中混入了 5,700 万升生物甲醇。美国于 2005 年制定了可再生燃料标准，要求在运输部门使用生物燃料。如果获得批准，生物甲醇就可以满足纤维素基生物燃料或高级生物燃料的要求。加利福尼亚州于 2011 年引入了低碳燃料标准(LCFS)，旨在促进清洁低碳燃料的使用和生产。LCFS 以所用燃料的碳强度(CI)表示，并取决于该燃料的 LCA。低于 CI 基准的燃料会产生信用额，而高于 CI 基准的燃料则会扣除信用额。LCFS 计划正在逐步扩展到俄勒冈州、华盛顿州和加拿大不列颠哥伦比亚省。这种计划旨在实现燃料和技术中立。任何可能降低 CI 的途径都可能得到允许，包括可再生甲醇。这就避免了强制规定使用特定的燃料或途径的某些其他计划的缺陷，例如使用未能实现大规模生产的纤维素乙醇。欧盟已制定出“绿色协议”路线图，意图在 2050 年前实现碳中和（EU，2020a）。这意味着在 30 年 内，所有运输燃料都应采用 100 可再生的燃料。同时，目前唯一公认的途径是采用基于配额的制度，这种配额制可在掺入低浓度（低含量混合）可再生燃料的原油炼油厂实行。出于工艺和建筑材料的原因，当今的炼油厂只能在生产过程中掺入低比例的含氧再生燃料中间体。因此，纯可再生燃料当前的状况很薄弱，而且大多数市场缺乏支持机制。因此，还应引入 100 可再生燃料配额。无论哪种温室气体中和燃料系统被视为是实现完全可再生运输部门目标的最有力的候选系统，都需要在这方面作出必要的改变。在 CO 排放法规方面，欧盟于 2005 年引入了碳排放信用额交易的上限与交易制度，即欧盟排放交易制 度。其他实施上限与交易计划或碳税的国家/地区还包括韩国、澳大利亚、新西兰、日本、加拿大、墨西哥、阿根廷，中国广东省和美国加利福尼亚州等地。给碳赋予价值是气候政策中的一个重要步骤，用来反映污染造成的外部效应。碳值为 CCU 投资、生物质使用的增加以及向碳中和社会的逐步转型创造了一种商业模式。可再生燃料通常比化石燃料更昂贵，需要更高的前期投资。尽管甲醇是一种生产成本最低的可再生燃料，但上述情况也适用于这种替代燃料。如果政策工具能确保可再生甲醇（以及其他前景光明的代替燃料）长期保持最低价，则将有助于消除一些投资风险。差价合约(CFD)计划是一种可以激励投资的有意义的生产支持制度。在该计划中，先进的可再生燃料生产项目可通过所谓的反向拍卖（出价最低者胜出）竞标 CFD，胜出者获得合约。如图 48 所示，CFD 支付不确定或不足的市场价格与项目融资所需价格（执行价格）之间的差价。拍卖根据设定的类别定期进行，针对不同类型的可再生燃料路线，每种类别都有具体的最高行政执行价格和具体条款。这些参数可以根据政策的需要、技术和成本降低而改变，将控制权交给政府。这些参数的主要特点是在授予合同或中标后，就不会因项目而改变，因此可提供融资所需的长期稳定性。图 48.波动市场中的 CFD 平滑利润假设来源：Max Jnsson可再生甲醇97差价合约是资本市场中常用的工具，在英国和丹麦的海上和陆上风电开发和融资方面取得了巨大成功（英国政府，2020 年）。作为“欧盟绿色方案实施”的一部分，欧盟提议引入碳 CFD 试点计划。这种计划类似于可再生能源的招标制度，可用来支付欧盟碳交易体系中 CO2 执行价和 CO2 实际价格之间的差额，以弥补传统氢气和脱碳氢气之间的成本差距（EU，2020b）。我们可以制定适当的国家援助框架，并在欧盟或国家层面实施（2021 年修订版能源和环境保护国家援助指南）。这表明应该有可能对 CFD 机制（在帮助降低风电成本方面非常成功）进行扩展，以支持可再生甲醇的商用。政策经验表明，一开始就挑选赢家通常不是最好的办法。为了获得最佳效果，似乎政策应无关乎技术和燃料，而应侧重于实际结果，例如降低 CO2 等污染物的排放，实现可持续性，以及通过本地生产提高能源安全性。为此，将需要 LCA 和其他基准来权衡每种生产过程和燃料的收益。CFD 支出市场价格代理行使价/收支平衡价总价C 建设O 运营0.800.700.600.500.400.300.200.100.000.901.00O16O15O14O13O12O11O10O9O8O7O6O5O4O3O2O1C3C2C1O17O18O19O20在向完全可再生甲醇生产转型的过程中，还应该允许绿色产品和常规产品的联产，并按比例提供信用额。这涉及到 LCM 技术，即在天然气生产甲醇的过程中添加绿色氢气。这样可以在保持低成本的同时，逐步实现甲醇的绿色化生产。如果技术（电解槽）的使用范围得到扩大，并且可再生能源的成本降低到足够低的水平，绿色甲醇的份额和信用额就会增加。制定政策和税收优惠措施的依据应该是能源含量而不是数量（例如，每千瓦时美元，而不是每升美元）；否则，激励措施将使一些能量密度较低的可再生燃料处于不利地位。1997 年，美国国会通过了纳税人减税法案，该法案将在加油站支付的替代燃料的联邦消费税设定为与汽油等值的英热单位。相较于每加仑 0.184 美元的汽油消费税，甲醇的联邦消费税已降低至每加仑 0.0915 美元。2013 年，澳大利亚决定 10 年免征甲醇消费税（约 38 澳元/升），以鼓励大家将其作为燃料使用。对于包括甲醇燃料在内的可再生燃 料，无论是生物甲醇还是绿色甲醇，都可以根据能量含量对其进行能源税费减免。税收政策对于替代燃料可谓“成也萧何败也萧何”。政策涉及的内容还可包括生物和绿色化学品和产品的绿色标签、宣传活动和对材料生产商的补贴。随着技术的成熟和生产成本的降低，这些补贴将逐步淘汰。使全球经济向碳中和能源转型将需要在技术开发、基础设施和部署方面进行大量投资。可再生甲醇生产和使用的规模经济效应将为多个行业带来具有竞争力的燃料定价。作为液体燃料中氢碳比最高的液体，甲醇可以成为重要的能源载体。甲醇可用于现有的内燃 机，以及更先进的动力系统和化工生产过程，因此目前可以使用传统的灰色甲醇和蓝色甲醇，但随着时间的推移，绿色甲醇将具有更大的替代性。可再生甲醇是一种具有独特地位的未来燃料。可再生甲醇99AAAS(2020),“Thousand-ton scale demonstration of solar fuel synthesis starts operation in Lanzhou,China”（中国兰州千吨级太阳能燃料合成示范项目全面启动）,17 January,Chinese Academy of Sciences(CAS),https:/www.eurekalert.org/pub_releases/2020-01/caos-tsd011620.php(accessed August 2020).ABEL Energy(2020),Australia,https:/.au/(accessed July 2020).AChT(Advanced Chemical Technologies)(2020),http:/July 2020).aet(2019),“Towards a new carbon-neutral economy in the Ghent area of North Sea Port:Exploratory study for the development of carbon capture and utilisation for the Ghent area of North Sea Port;Study Carried out by advanced energy technologies(aet)”（在北海港根特地区实现新的碳中和经济：北海港根特地区碳捕集和利用开发的探索性研究；使用先进能源技术(aet)进行的研究）,https:/stad.gent/sites/default/files/media/documents/20191106_PU_CCUhub_Rapport A4 EN.pdf(accessed August 2020).ALIGN-CCUS(2020),ALIGN-CCUS project,http:/www.alignccus.eu/(accessed June 2020).Andersson,K.and C.Mrquez 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 2021-12-02
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