《國際可再生能源署（IRENA）：創新前景-可再生甲醇（中文版）（122頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《國際可再生能源署（IRENA）：創新前景-可再生甲醇（中文版）（122頁）.pdf（122頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、創新前景可再生甲醇合作單位 IRENA 2021除非另有說明，本出版物中的材料可以自由使用、共享、復制、印刷和/或存儲，前提是需恰當確認 IRENA 為資料來源和版權所有者。本出版物中屬于第三方的材料可能受單獨的使用條款和限制的約束，在使用此類材料之前，可能需要獲得這些第三方的相應許可。ISBN 978-92-9260-339-7引文：IRENA AND METHANOL INSTITUTE(2021)，創新展望：可再生甲醇，國際可再生能源署(IRENA)，阿布扎比。本文件為“Innovation Outlook:Renewable Methanol”的譯本 ISBN:978-92-9260-

2、320-5(2021)。如中文譯本與英文原版的內容不一致，概以英文版為準。關于 IRENA國際可再生能源署(IRENA)是一個政府間組織，它為各國向可持續能源未來過渡提供支持，并作為國際合作的主要平臺、卓越中心以及可再生能源政策、技術、資源和金融知識的信息庫。IRENA 推進廣泛采用和可持續利用各種形式的可再生能源，包括生物能源、地熱、水電、海洋、太陽能和風能，以追求可持續發展、能源獲取、能源安全和低碳經濟增長和繁榮。www.irena.org關于甲醇研究所(Methanol Institute)甲醇研究所(MI)是甲醇行業的全球貿易協會，代表世界領先的生產商、分銷商和技術公司。MI 于 19

3、89 年成立于華盛頓特區，當前由來自華盛頓特區、北京、布魯塞爾、德里和新加坡五個辦事處的成員組成。MI 作為甲醇行業的代言人為其成員服務，代表成員公司面向全球各地的政府和企業進行宣傳，以促進該行業的可持續發展。MI 專注于將甲醇作為清潔燃料應用于能源相關領域（例如陸地和海洋運輸、發電、燃料電池、工業鍋爐和廚灶）。MI 還支持利用可持續和可再生工藝生產甲醇作為碳中和化學品和燃料。www.methanol.org致謝本報告由國際可再生能源署和(IRENA)甲醇研究所(MI)共同編寫。本報告在 Dolf Gielen(IRENA)和 Greg Dolan(MI)的指導下，由 Seungwoo Kan

4、g 和 Francisco Boshell(IRENA)、Alain Goeppert 和 Surya G.Prakash（南加州大學(University of Southern California)）以及 Ingvar Landlv（燃料與能源咨詢公司(Fuels&Energy Consulting)）撰寫，Paul Durrant(IRENA)也額外提供了寶貴意見。Deger Saygin（Shura 能源轉型中心(Shura Energy Transition Center)）、Tue Johansson（A.P.穆勒-馬士基集團(A.P.Moller-Maersk)）、Floria

5、n Ausfelder（德國化工技術與生物協會(Dechema)）、Alexandra Ebbinghaus（殼牌公司(Shell)）、Christopher Kidder（國際 DME 協會(International DME Association)）、Choon Fong Shih（中國科學院大學(University of Chinese Academy of Sciences)）、Mark Berggren（亞洲甲醇市場服務公司(MMSA)）、Andrew Fenwick（莊信萬豐(Johnson Matthey)）、Tore Sylvester Jeppersen（丹麥托普索公司(

6、Haldor Topsoe)）、Peter J.Nieuwenhuizen（加拿大恩納康公司(Enerkem)）、Acya Yalcin and Jason Chesko（梅賽尼斯公司(Methanex)）等人為本報告提供了技術評論，在此表示由衷感謝。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）等人也提供了寶貴的評論和反饋。本展望中的章節由 Justin French-Brooks 編輯。下載地址：www.irena.

7、org/publications若想了解更多相關信息或提供反饋，請通過 infoirena.org 聯系 IRENA免責聲明本出版物及所使用的資料均按“原樣”提供。IRENA 已經采取了所有合理的措施，以驗證本出版物中資料的可靠性。然而，IRENA、其任何官 員、代理人、數據或其他第三方內容提供者均不提供任何明示或暗示的擔保，且對使用本出版物或材料的任何后果不承擔任何責任或法律責任。本文中包含的信息不一定代表 IRENA 所有成員的觀點。提及特定的公司或特定的項目或產品并不意味著 IRENA 認可或推薦這些公司或產品，認為其優先于未提及的類似性質的其他公司或產品。本文件中使用的名稱和出現的材料

8、并不意味著 IRENA 對任何地區、國家、領土、城市或地區或其當局的法律地位，或對其邊境或邊界的劃定發表任何意見。創新展望：41.甲醇：甲醇是化學工業中的重要產品，主要用于生產甲醛、乙酸和塑料等其他化學品。甲醇的年產量約為 9800 萬噸，幾乎全部由化石燃料（天然氣或煤炭）生產。當前甲醇生產和使用生命周期內的排放量約為每 年 0.3 吉噸(Gt)CO2（約占化學行業總排放量的 10）。過去十年，甲醇的產量幾乎翻了一番，其中很大一部分產自中國。按照當前趨勢，如果僅依靠化石燃料生產甲醇，其產量到 2050 年可能會增至 5 億 噸，每年排放 1.5 吉噸 CO2?；剂仙a甲醇的成本為每噸(t)

9、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過兩種途徑生產可再生甲醇：由生物質生產的生物甲醇。潛在的主要可持續生物質原料包括：林業和農業廢棄物及副產品、垃圾填埋場產生的沼氣、污水、城市固體廢棄物(MSW)和制漿造紙業的黑液。使用從可再生資源（碳捕獲和存儲 BECCS 和直接空氣捕獲 DAC 的生物能源）中捕獲的 CO2 和綠氫（即可再生能源發電生產的氫氣）生產的綠色甲醇?？稍偕状嫉哪戤a量不到 20 萬噸，主要為生物甲醇。通過這兩種途徑生產的甲醇的化學性質與化石燃料生產的甲醇相同。由于當前通過大幅減少或消除 CO2 排放緩解氣候變化的迫切需求，尤其是實現將全球平均溫度

10、升幅控制在 1.5C 以下（意味著到本世紀中葉在整個經濟領域實現碳中和與凈零排放）的目標，人們也越發關注可再生甲醇的發展。低排放甲醇可在某些當前選擇受到限制的行業脫碳中發揮更大作用-尤其是作為化學工業原料或公路或海上運輸燃料。3.生物甲醇的生產成本：由于當前產量較低，實際成本的相關可用數據有限，因此我們需要估算潛在成本。生物甲醇的生產成本將取決于生物原料成本、投資成本及轉化工藝效率。生物質和 MSW 原料的成本為每吉焦耳(GJ)0 美元至 17 美元。主要研究結論甲醇是一種當前主要由化石燃料生產的新興能源燃料，在化學工業中發揮著重要作用。如能逐步通過生物質或綠氫和二氧化碳(CO2)合成生產可再

11、生甲醇，就能擴大甲醇作為化學原料和燃料的使用范圍，同時推動工業和交通運輸部門實現碳中和與凈零排放目標?？稍偕状籍斍暗纳a成本高昂，產量相對較低。但隨著正確政策的出臺，可再生甲醇有望在 2050 年之前具備一定的成本競爭優勢?？稍偕状? 由于原料成本較低（最高為 6 美元/GJ），預計生物甲醇的生產成本為 320 美元/噸至 770 美元/噸，該范圍受具體項目差異影響-包括資本支出(CAPEX)、運營支出(OPEX)和轉化效率等方面的 差異。隨著工藝的改進，原料價格較低時（最高 6 美 元/GJ），生產成本范圍可降低到 220 美元/噸至 560 美元/噸，相應的，如果原料價格較高，則生產成

12、本范圍也會增加。利用其他工業流程的廢液（如造紙廠的黑液和 MSW）生產生物甲醇，特別有利于簡化原料物流和提高工廠整體經濟效益。熱電或其他化學品聯產也有可能改善生物甲醇生產的經濟效益。短期內可使用的方法是將生物質應用于煤基氣化爐混合供料或將沼氣應用于天然氣甲醇工廠供料，以此逐步引入生物質作為原料，并以較低的潛在成本使甲醇生產更具可持續性。4.綠色甲醇的生產成本：綠色甲醇的成本很大程度上取決于氫氣和 CO2 的成本。CO2 的成本取決于捕獲來源，例如生物質、工業工藝或 DAC。假設從 BECCS 捕獲 CO2 的成本為 10-50 美元/噸，則當前綠色甲醇的生產成本約為 800-1600 美元/噸

13、。如果當前通過 DAC 捕獲 CO2 的成本為 300-600 美元/噸，則綠色甲醇的生產成本將為 1,200-2,400 美元/噸。未來的綠氫生產成本主要取決于可再生能源發電和電解槽成本的進一步降低以及效率和耐久性的提 高。隨著預期中可再生能源價格的下降，到 2050 年，綠色甲醇的成本有望降至 250-630 美元/噸。與生物甲醇一樣，棕色/灰色（化石燃料）與綠色甲醇聯產能夠以合理的成本實現向綠色甲醇的逐步過渡。5.可再生甲醇的優勢和挑戰：可再生甲醇可由多種可持續原料制成，例如生物 質、廢棄物或 CO2 和氫氣。使用可再生甲醇代替化石燃料可以減少溫室氣體(GHG)排放，某些情況下還可以減少

14、其他有害排放（例如硫氧化物 Sox、氮氧化物 NOx、懸浮微粒 PM 等）它是一種多用途燃料，可應用于內燃機和混合動力及燃料電池車輛和船舶。環境氣溫與氣壓下為液 體，因此易于存儲、運輸和分配。與現有的分配基礎設施兼容，并且可與傳統燃料混合儲存。利用生物質以及 CO2 和 H2 生產甲醇不涉及試驗性技術。而是采用幾乎完全相同的、經過驗證的完全商業化技術從化石燃料的合成氣體中制取甲醇及生產生物和綠色甲醇。與其他替代化石燃料相比，當前可再生甲醇面臨的主要障礙是較高的成本，且這種成本差異在短時間內難以消除。但與現有方案相比，其價值在于減少排放的潛力。解決工藝差異和促進生產和使用規模的擴大有助于降低成本

15、，但這需要采取各種政策干預措施。正確的支持機制和最佳生產條件下，可再生甲醇的成本及價格可能會接近當前化石燃料生產甲醇的成本和價格。創新展望：6目錄主要研究結論.4目錄.6縮寫詞.11決策者綜述.121.甲醇的當前生產和應用.221.1.甲醇作為原料使用.221.2.甲醇作為燃料使用.251.3.甲醇的儲存、運輸和分配.292.生產工藝及技術現狀.322.1.低碳甲醇.332.2.可再生甲醇 .34 生物質和 MSW 生產的生物甲醇.34 沼氣生產的生物甲醇.40 從制漿廠制漿循環生產生物甲醇.41 使用 CO2 生產的甲醇（綠色甲醇）.42 生物甲醇和綠色甲醇聯產.503.性能與可持續性.53

16、3.1.性能與效率 .53 生物甲醇.53 綠色甲醇.543.2.可再生甲醇與替代品.573.3.排放與可持續性 .59 排放.59 可持續性與碳中和.63可再生甲醇74.當前成本和成本預測.654.1.生物甲醇成本.65 通過氣化利用生物質和 MSW 生產甲醇.65 通過沼氣生產甲醇.73 甲醇作為木材制漿的副產品.754.2.綠色甲醇成本 .76 綠色甲醇生產成本 文獻綜述.764.3.概述當前和未來的可再生甲醇成本.845.潛力和障礙.875.1.需求.875.2.可持續性原料.90 生物質.90 CO2 和氫氣.905.3.可再生甲醇對能源行業的影響.915.4.驅動力.915.5.障

17、礙.92 生物甲醇.92 綠色甲醇.935.6.政策與建議.94參考資料和更多相關信息 .99附錄.110附錄 1.甲醇和可再生甲醇的一些優缺點.110附錄 2.各種碳源的主要甲醇生產過程概述。.116附錄 3.可再生甲醇與其他燃料的單位能源價格比較.117附錄 4.既有或規劃的綠色甲醇和生物甲醇生產設施和技術供應商概述.118創新展望：8圖片圖 1.全球甲醇需求和產能(2001-2019).12圖 2.甲醇的主要生產路線.13圖 3.生物甲醇和綠色甲醇當前和未來生產成本。.15圖 4.可再生甲醇與其他燃料的單位能源價格比較.16圖 5.2019 年全球甲醇需求.17圖 6.甲醇的原料和應用.

18、23圖 7.全球甲醇需求和產能(2001-2019).24圖 8.甲醇歷史銷售價格(1995-2020).24圖 9.中國貴州省貴陽市采用 M100 燃料的出租車隊.26圖 10.中國的吉利 M100 卡車(2019)和以色列的 M100 卡車(2020).26圖 11.Gumpert Nathalie，甲醇燃料電池混合動力超級跑車.27圖 12.Palcan 混合動力甲醇重整裝置/質子交換膜燃料電池客車在中國上市.27圖 13.由甲醇驅動的 Stena Germanica 50,000 DWT 渡輪往返于哥德堡和基爾之間.28圖 14.由甲醇驅動的遠洋船舶.29圖 15.中國的甲醇加注站.3

19、0圖 16.以色列一家加油站的汽油和柴油加油機旁的 M15 加油泵和 M100 加油泵.30圖 17.2008 年中國上海的二甲醚加注站和加注泵.31圖 18.2011 年瑞典生物二甲醚加注站.31圖 19.對各種原料生產的甲醇進行的分類建議 .32圖 20.基于氣化的甲醇裝置總體方案 .35圖 21.加拿大艾伯塔省 Enerkem 的 MSW 制生物燃料（甲醇和乙醇）工廠.39圖 22.重整裝置甲醇廠 總體方案 .41圖 23.按生產工藝劃分的氫氣種類.42圖 24.通過電解和電化學工藝生產綠色甲醇的方法.43圖 25.用于生產甲醇的 CO2 原料.44圖 26.冰島 CRI 的“Georg

20、e Olah 可再生 CO2 制甲醇工廠”.46圖 27.中國西北地區甘肅省蘭州市的年產量 1,000 噸綠色甲醇示范廠.46圖 28.以生物質或城市固體廢物(MSW)為原料聯合生產生物甲醇和綠色甲醇51圖 29.以沼氣為原料進行生物甲醇和綠色甲醇聯產 .52圖 30.21 世紀中葉全球不同來源可再生 CO2 供應量估算示例 .56可再生甲醇9圖 31.各種燃料的體積能含量.58圖 32.各種原料生產甲醇的溫室氣體排放量（從原料提取到最終使用，數值見表 11）.63圖 33.人類碳循環促進循環經濟.64圖 34.2030 年全球初級生物質供應曲線.69圖 35.到 2050 年生物甲醇的估計成

21、本.72圖 36.在 15 至 20 年的時間范圍內利用生物質生產生物甲醇的潛在生產成本降低的可能性.73圖 37.在 15 至 20 年的時間范圍內利用城市固體廢物(MSW)生產生物甲醇的潛在生產 成本降低的可能性.73圖 38.通過氣化和厭氧消化生產生物甲烷的成本.74圖 39.甲醇成本與氫氣和 CO2 成本的關系.81圖 40.到 2050 年，可再生綠色甲醇的估算成本取決于可再生 CO2 .83圖 41.生物甲醇和綠色甲醇當前和未來生產成本.85圖 42.可再生甲醇與其他燃料的單位能源價格比較.86圖 43.由 7 輛吉利帝豪組成的車隊在冰島運營（以 100%可再生甲醇為動力），在 C

22、RI CO2 制甲醇廠前.88圖 44.采用 M56 混合燃料的瑞典汽車（汽油中含有 56%的甲醇），所用生物甲醇 來自 LTU 綠色燃料廠（背景）.88圖 45.Chemrec 生物二甲醚試驗工廠和沃爾沃二甲醚燃料卡車.88 圖 46.德國巴爾登尼湖由以可再生甲醇混合燃料電池系統驅動的 MS innogy 號客輪.88圖 47.當前和未來的甲醇產量（按來源）.89圖 48.波動市場中的 CFD 平滑利潤假設.96創新展望：10表表 1.甲醇和可再生甲醇的優缺點.18表 2.合成氣調節和清潔工藝示例.36表 3.氣化爐設計原則.37表 4.氣化技術及其應用.38表 5.由天然氣和生物甲烷混合供

23、料的甲醇工廠.40表 6.來自木漿的副產品生物甲醇.41表 7.既有或規劃的綠色甲醇生產設施和技術供應商概述.47表 8.某些工藝裝置的能源轉換效率.53表 9.CO2 的可再生和不可再生來源的選擇.55表 10.各種燃料特性的比較 .57表 11.按原料類型排列的各種來源的甲醇的溫室氣體排放量.61表 12.生物甲醇廠的資本成本.66表 13.其他產品氣化工廠的資本成本.67表 14.生產成本中的資本成本要素.68表 15.生產成本中的原料成本要素.69表 16.生產成本中的 OPEX（不包括原料）成本要素.70表 17.從生物質和城市固體廢物(MSW)中提取生物甲醇的總生產成本.71表 1

24、8.潛在成本降低后的生物甲醇總生產成本.72表 19.甲烷/生物甲烷生產甲醇的原料價格影響.75表 20.從木漿中提取生物甲醇的大概生產成本.75表 21.文獻中報道的綠色甲醇的生產成本和生產能力.77表 22.綠色氫氣現在和未來的成本.79表 23.不同來源的 CO2 的成本.80表 24.到 2050 年可再生甲醇的估計成本.82表 25.CO2 制甲醇工廠的資本成本.84可再生甲醇11AGR 酸性氣體去除 ASU 空氣分離裝置BECCS 生物能源與碳捕獲和儲存BECCU 生物能源與碳捕獲和利用BEV 電池電動車BTX 苯、甲苯和二甲苯（芳香族）CAPEX 資本支出CCS 碳捕獲和儲存CC

25、U 碳捕獲和利用CFD 差價合約CH3OH 甲醇CI 碳強度CNG 壓縮天然氣CO 一氧化碳CO2 二氧化碳CO2-eq 二氧化碳當量COS 硫化羰CPP 煤電廠CRI 國際碳循環公司DAC 直接空氣捕獲DME 二甲醚DMFC 直接甲醇燃料電池DWT 載重噸位ECA 排放控制區e-fuel 綠色燃料EU 歐盟EV 電動車FCV 燃料電池車FEED 前端工程設計FFV 靈活燃料車FT fuels 費托燃料GHG 溫室氣體H2 氫氣HCl 氯化氫HF 氟化氫HF 氟化氫HHV 較高熱值ICE 內燃機IMO 國際海事組織IRR 內部收益率LCA 生命周期分析LCFS 低碳燃料標準LCM 低碳甲醇LH

26、V 較低熱值LNG 液化天然氣LPG 液化石油氣MDI 亞甲基雙（4-苯基異氰酸酯）MMA 甲基丙烯酸甲酯MSW 城市固體廢物MTBE 甲基叔丁基醚MTG 甲醇-汽油MTO 甲醇-烯烴 NOx 氮氧化物n/k 未知OMEs 氧化亞甲基醚OPEX 運營支出PEM 聚合物電解質膜PM 顆粒物PV 光伏RED 可再生能源指令RES 可再生能源SGAB 先進生物燃料小組SNG 合成天然氣SOx 硫氧化物TRL 技術準備水平TTW 油箱到車輪US 美國WGS 水氣轉換WTT 車輪到油箱WTW 油井到車輪計量單位EJ 百億億焦耳GJ 十億焦耳Gt 十億噸kg 千克km 千米kt/y 千噸每年kW 千瓦kW

27、h 千瓦小時L 升L/d 升每天MJ 兆焦耳Mt 百萬噸MtCO2 百萬噸二氧化碳MW 兆瓦MWh 兆瓦小時MWt 兆瓦熱m3 立方米t 噸t/d 噸每天t/y 噸每年縮寫圖 1.全球甲醇需求和生產能力(2001-2019)來源：基于 MMSA(2020)的數據。創新展望：12甲醇與乙烯、丙烯和氨水是用于生產所有其他化學品的四種關鍵基礎化學品。三分之二的甲醇主要用于生產例如甲醛、乙酸和塑料其他化學品。用于聚乙烯和聚丙烯生產的甲醇使用量已顯著增長，十年前幾乎從零起步，到 2019 年增長至 2,500 萬噸。其余甲醇主要應用于車輛、船舶、工業鍋爐及烹飪燃料。自 21 世紀初中期以來，甲醇本身或與

28、汽油混合作為燃料、應用于生物柴油生產或作為甲基叔丁基醚(MTBE)和二甲醚(DME)的使用量也迅速增長。當前大多數甲醇由天然氣或煤炭生產，生命周期內每年的 CO2 排放量約為 0.3 吉噸，約占化學和石化部門 CO2 總排放量的 10。因此，解決甲醇生產中的排放問題是化學行業脫碳的關鍵部分，此外還可能有助于甲醇燃料在運輸行業中的使用。市場現狀和生產工藝 過去十年，全球甲醇的年產量幾乎翻了一番，2019 年達到約 9,800 萬噸，其中很大一部分增長源自中國的煤制甲醇。IRENA“能源轉型情景”預計甲醇需求將繼續增長，2025 年達到 1.2 億噸（MMSA，2020 年；Berggren，20

29、19 年），2050 年達到 5 億噸。決策者綜述圖 2.甲醇的主要生產路線可再生的 CO2：通過生物源和直接空氣捕集(DAC)不可再生的 CO2：來自化石燃料、工業各種類型的甲醇生產過程尚無統一的標準顏色代碼，本文根據原料和能源對各種類型的甲醇進行的說明僅作為初步提議，旨在作為與利益相關者進一步討論的基礎可再生甲醇13該預期與巴黎協定“溫度升幅低于 2C”的氣候目標相符（Saygin 和 Gielen，即將出版）。預計到 2028 年，大部分增長將來自中國市場，其生產的甲醇主要用于烯烴生產，而在汽油調合、甲醛、乙酸和 MTBE 生產中所占的份額較小?？稍偕状技状籍斍皫缀跬耆苫剂仙a。

30、但是，甲醇也可以由其他含碳原料制成，例如生物質、沼氣、廢物流和 CO2（例如從煙道氣或通過 DAC 捕獲的二氧化 碳）?？墒褂每稍偕茉春涂稍偕贤ㄟ^兩種途徑生產可再生甲醇：由生物質生產的生物甲醇。潛在的主要可持續生物質原料包括：林業和農業廢棄物及副產品、垃圾填埋場產生的沼氣、污水、MSW 和制漿造紙業的黑液。綠色甲醇則從可再生資源捕獲（例如通過 BECCS 或 DAC 捕獲）的 CO2 以及綠氫（即可再生能源發電生產的氫氣）中獲得。為了符合可再生能源標準，用于生產甲醇的所有原料和能源都必須來自可再生能源（例如生物質、太陽 能、風能、水能、地熱能等）。通過這兩種途徑生產的甲醇的化學性質與化石

31、燃料生產的甲醇相同。創新展望：14可再生甲醇生產的最新進展每年的可再生甲醇產量不到 20 萬噸，僅有少數工廠生產?？紤]到最佳經濟效益，這些可再生甲醇商用生產設施和示范項目當前主要使用其他工業工藝產生的廢棄物和副產品流進行甲醇生產。合適的原料包括：MSW 和制漿造紙行業的廉價生物質、沼氣、廢物流和黑液。例如，荷蘭一家商業化工廠利用生物甲烷生產生物甲醇，加拿大一家工廠則利用 MSW 生產生物甲醇。冰島通過結合地熱發電廠的可再生氫氣和 CO2生產綠色甲醇。當前項目受益于有利條件-例如較低的原料成本（例如沼氣）、與傳統工業工藝（例如紙漿和造紙工業）的有效整合或廉價的可再生能源電力（例如冰島的地熱和水能

32、）。根據當地的具體情況，生物甲醇和綠色甲醇的生產還存在其他早期或特殊機會（例如與甘蔗生物乙醇的聯產、生物質原料和化石燃料共同供料還有熱電及其他化學品的聯產）。將可再生原料（例如生物質、CO2、綠氫、可再生電力）應用于天然氣或煤基甲醇生產設施可能是傳統甲醇生產逐步向可再生甲醇生產過渡并降低環境影響和碳排放強度的一項有效策略。通過這些混合方式生產的甲醇有時稱為低碳甲醇(LCM)。對低碳甲醇的需求可能有助于盡早推廣使用制氫電解槽、CO2 捕獲工藝和其他技術，以便適應未來可再生甲醇的大規模部 署?？稍偕状嫉某杀靖偁幜稍偕状嫉纳a成本明顯高于當今天然氣和煤基甲醇的生產成本（后者的生產成本為 100

33、-250 美元/噸）。如圖所示，在原料成本最低且生產工藝改進的情況下，通過生物質氣化或 MSW 氣化，或使用 CO2 和可再生氫氣生產可再生甲醇可能與當前化石燃料生產甲醇的成本及價格接近。請參閱圖 3 和圖 4。提高生物甲醇的競爭力技術成熟和成本降低。石油和煤炭的氣化技術已經過驗證，并已應用于多個大型裝置中。然而，氣化技術在各種生物質類型和 MSW 的應用尚處于商業化的早期階段，還需進一步發展才能實現完全商業化。最佳狀況下，生物甲醇在成本方面幾乎可與化石燃料生產甲醇的競爭力不相上下，但目前在許多情況下，生物甲醇的成本要高出后者兩倍。由于預計未來的原料成本不會顯著降低，通過規模經濟效應和學習曲線

34、機制（例如工藝改進、經過改進更具成本效益的工廠配置和規模）降低 CAPEX 將是降低生產成本的最佳方 式?？沙掷m的低成本生物質原料。生物甲醇生產的規?；Q于低成本生物質原料的可利用性（原料成本在總生產成本中所占的比例可能高達 50）。生物甲醇的生產需要可靠且穩定的原料供應。雖然某些情況下當地可直接供應生物質原料，但許多其他項目仍然需要更廣泛的供應鏈。因此必須以可持續的方式獲取生物質。需要進行可持續性評估和監測，以考慮和管理經濟、環境和社會方面的不利影響風險（IRENA，2020a）。到 2030 年，全球可持續生物質總計最大可利用量約為 147 EJ（IRENA，2014 年）。根據其類型和

35、所處位置，全球各地的生物質原料成本可能高達 17 美元/GJ。成本最低-即低于 6 美元/GJ（20 歐元/兆瓦時）的原料主要是 MSW 和殘渣，但這些原料的可用性有限。由于生物質能夠應用于多種能源生產，生物甲醇生產將與其他應用展開競爭。圖 3.生物甲醇和綠色甲醇當前和未來生產成本1注：MeOH 甲醇。成本未包含任何可能實行的碳信用額。目前的化石基甲醇成本和價格根據 2020 年的煤炭和天然氣原料價格計算。圖中使用的匯率為 1 美元=0.9 歐元?？稍偕状?5提高綠色甲醇的競爭力豐富而價廉的綠氫。綠色甲醇的大規模生產將取決于價廉的綠氫和 CO2 的可用性以及工廠的資本成本。從成本角度來看，主

36、要因素將是生產所需 H2 的可再 生能源的成本以及裝置的利用率（尤其是電解槽）。目前利用這些來源生產綠色甲醇的成本仍然高昂。但是，與化石燃料發電相比，風能和太陽能當前生產可再生電力的成本在大多數市場上已具備相當的競爭力，預計未來幾十年還將繼續降低（IRENA，2020b；IRENA，2020c）。因此，同期的綠色甲醇成本也會大幅降低。電解槽的規模經濟效應和創新也有助于降低成本?？沙掷m且價格合理的碳來源?？赏ㄟ^包括發電廠和工業廢氣（例如鐵、鋼和水泥生產）等各種來源捕獲必要的 CO2。但是，要符合可再生和可持續發展標準，就必須從可再生資源（例如生物質燃燒、蒸餾廠和沼美元/噸240014002200

37、120020001000400180080020016006000當前化石基甲醇價格當前化石基甲醇成本綠色甲醇-CO2 來自可再生能源組合綠色甲醇-CO2 僅來自 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當前生產成本水平成熟生產成本水平當前生產成本水平成熟生產成本水平1013884455355764327553227162082011202380290630630250CO 2 的碳信用額價格為 50 美元/噸時可使可再生甲醇的生產成本降低 約 80 美元/噸 MeOH圖 4.可再生甲醇與其他燃料的單位能源價格比較注：圖中使用的匯率是 1 美元=0.9 歐元

38、。燃料成本和價格是 10 年的平均數。詳見附錄 3。創新展望：16氣）中獲取 CO2。利用這些來源捕獲 CO2 的規模仍需進一步擴大。利用可再生 CO2 來源（尤其是最便宜且有限的來源）生產綠色甲醇也可能與其他碳捕獲、使用和存儲應用展開競爭。最后，從空氣中捕獲 CO2(DAC)的潛力最大，但其成本還需大幅降低。在同一設施中進行生物和綠色甲醇聯產可能非常有 益。在此類混合生產工廠中，生物甲醇生產中產生的多余 CO2 可以作為 CO2 來源，再次應用于通過綠氫生產綠色甲醇?？稍偕状颊雇斍叭蚣状嫉哪晷枨罅看蠹s為 1 億噸，并且還在持續增長，因此可再生甲醇的市場潛力巨大。產自化石燃料或可再生資源

39、的甲醇都具有相同的化學結構：CH3OH。如此一來，可再生甲醇可以在當前任何應用中直接替代化石基甲醇，例如作為生產各種化學品、材料、塑料和產品的原料以及作為運輸、船運、烹 飪、取暖和發電的燃料。在當前分配和運輸基礎設施不變的情況下，某些應用中化石基甲醇作為燃料的擴展也有助于向可再生甲醇逐步過渡。美元/GJ0當前化石基 甲醇價格生物甲醇綠色甲醇706010050209040108030當前生產成本水平成熟生產成本水平汽油（美國墨西哥灣）柴油（美國墨西哥灣）2 號取暖油（紐約港）噴氣燃料（美國墨西哥灣）汽油（美國平均價格）柴油（美國平均價格）汽油（歐盟平均價格）柴油（歐盟平均價格）零售（含稅）稅前圖

40、 5.2019 年全球甲醇需求1來源：基于 MMSA(2020)的數據可再生甲醇17潛在市場每年需要數十億噸甲醇，因此除了現有的甲醇應用，可再生綠色甲醇還可以直接或以甲醇衍生物的方式替代大多數石油烴和石油化工產品。例如，可大幅擴大利用可再生甲醇生產塑料和芳烴(BTX)的規模。這有助于向可持續的循環綠色經濟過渡，而在綠色經濟中，可再生甲醇被特別定位為面向未來的化學原料和燃料。盡管與天然氣和煤基甲醇相比，可再生甲醇當前的發展因較高的生產成本受阻，但它也是最易實現的可持續替代品之一，在化工和運輸領域尤其如此。表 1 總結了規?；褂每稍偕状嫉膬瀯莺吞魬?。有關甲醇的優點和缺點的更加詳細的討論，請參閱

41、附錄 1。9,800萬噸汽油調合 14%甲基叔丁基醚(MTBE)11%生物柴油 3%二甲醚(DME)3%燃料用途甲醇制烯烴 25%化學用途甲醛 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%創新展望：18表 1.甲醇和可再生甲醇的優缺點 優點缺點+可利用各種含碳原料進行工業規模生產。目前使用天然氣和煤；將來采用生物質、固體廢物和 CO2+H2+已用于生產數百種日用工業化學品和消費品+甲醇在大氣條件下為液體形態。這使得其很容易通過船舶、管道、卡車和鐵路進行儲存、運輸和分配+甲醇的儲存和銷售只需要對現有的石油基礎設施進行相對廉價和小規模的改造

42、+用于內燃機、混合動力（燃料/電力）系統和燃料電池、渦輪發動機、爐灶和鍋爐的通用燃料+潛在的液態氫載體+低污染物排放：無煙塵(PM)和 SOx，低 NOx。低碳和可再生的甲醇也能減少 CO2 排放+在擴大甲醇生產規模以滿足運輸或化學工業的需要方面沒有固有的技術挑戰+甲醇很容易生物降解 可再生甲醇的生產成本仍然比化石基甲醇高 需要擴大可再生甲醇的生產規模 可再生原料（生物質、CO2、可再生電力、綠氫）與其他可再生能源利用競爭 可再生甲醇需要投資支持，需要技術中立的公共政策，需要消除獲得實惠可再生電力、CO2 和生物質原料的障礙 需要推廣甲醇燃料標準，以便在更多的國家和應用中得到更廣泛的使用 體積

43、能量密度只有汽油和柴油的一半左右 對某些金屬有腐蝕性，與某些塑料和材料不相容 像汽油、乙醇或氫氣一樣，高度易燃，處理不當會導致爆炸 有毒；攝入后可致死 可再生甲醇19促進可再生甲醇生產的行動領域與化石燃料的任何其他替代方法一樣，為使可再生甲醇在化學領域得到突飛猛進的發展并作為可再生燃 料，必須通過適當的政策、法規和指令刺激其需求和供應。其中可能包括可再生燃料標準、激勵措施、碳稅政策、限制排放與交易許可機制、長期低價保證、差價合約(CfD)、較低的可再生燃料和原料/產品稅 率、信息宣傳和生態標簽等。需要使用生命周期分析(LCA)方法和其他基準權衡每一工藝、材料和燃料的優勢。在向完全可再生甲醇生產

44、轉型的過程中，還應該允許綠色產品和常規產品的聯產，并按比例提供信用額。這其中包括例如將綠氫和 CO2 添加到天然氣生產甲醇工藝中的 LCM 技術。這些方式有助于甲醇生產在保持較低成本的同時逐漸向綠色生產過渡。一旦技術（例如電解槽、CO2 捕 獲）規模得以擴大且可再生能源的成本夠低，綠色甲醇的市場份額和信用額度則會增加。創新展望：20文本框 1.如何促進向可再生甲醇的轉型：對行業和政府的建議 1 確保對整個產業鏈進行系統性投資，包括技術開發、基礎設施和部署。甲醇可用于現有的內燃機，以及更高級的動力總成和化學生產工藝中。目前可以使用常規的灰色甲醇和藍色甲醇，隨著時間的推移，將會越來越多地使用綠色甲

45、醇替代?？稍偕状忌a的規模經濟和技術改進將導致多個行業的競爭性定價，而且必須得到有針對性的投資支持，即對生產資本支出的直接補貼和貸款擔保（電解槽、CO2 捕獲和合成設備）。工業界和政府還需要在降低成本和風險的重大試點項目和燃料基礎設施部署方面展開合作。2 通過公共政策創造一個公平的競爭環境，以促進部門耦合。推動電力行業對可再生電力的投資，擴大對農業/林業部門生物質的利用，以降低可再生甲醇的 OPEX 生產成本。還需要對通過 BECCS 或 DAC 生產的可再生/捕獲的 CO2 進行投資。生產出的甲醇可用于運輸和工業部門。每個部門都可以找到不同的碳中和路徑，公共政策應鼓勵部門耦合來實現協同效應

46、。3 支持化工業的市場力量，重點關注消費產品的碳強度?？稍偕状伎梢猿蔀閿蛋俜N日常生活產品的基礎原材料，為循環經濟做出貢獻，從碳足跡和溢價機制中獲益。4 弄清楚可再生甲醇如何在“綠色交易”、新冠肺炎疫情經濟復蘇計劃和氫戰略中促進碳中和。用于確定碳中和支持戰略的標準必須遵循包容性框架，其中包括低碳液體燃料和可再生甲醇等化學原料。5 將減碳的政治意愿轉化為促進長期增長的監管措施和支持。燃料標準/配額的監管措施應考慮到目標市場的碳強度，以便促進定價激勵措施，確保穩定的持續增長和投資?？稍偕状?16 鼓勵在貿易戰略方面開展國際合作，以在生產和消費地區創造就業機會，并培育具有競爭力的新型綠色甲醇產業。

47、作為一種綠色燃料和綠色化學品，綠色甲醇可在可再生電力資源充足的地區生產，使用碳作為載體，以易于運輸的液體分子形式存在。在世界多個國家投資綠色甲醇產能，可實現能源和原料供應多元化并降低政治風險。7 制定政策工具，確?？稍偕状己推渌星熬暗娜剂系玫焦降亩愂沾龊烷L期最低價保證。燃料消費稅和其他稅應以能量含量而不是數量為基礎（例如，每千瓦時美元，而不是每升美元）。對于包括可再生甲醇在內的可再生燃料，無論是生物甲醇還是綠色甲醇，都可以提供能源稅減免。稅收政策可以“成就或破壞”替代燃料。差價合約(CfD)計劃是一種可以激勵投資的有意義的生產支持制度。在該計劃中，先進的可再生燃料生產項目可通過所謂的反

48、向拍賣（出價最低者勝出）競標 CfD，勝出者獲得合約。創新展望：22甲醇(CH3OH)是一種具有淡酒精味的無色水溶性液體。甲醇的凝固點為-97.6C，沸點為 64.6C，在 20C 下的密度為每立方米 0.791 千克（kg）。甲醇是化學工業中重要的有機原料，全球過去十年的甲醇需求量幾乎翻了一番，截至 2019 年達到約 9,800 萬噸（圖 6 和圖 7），而全球產能約為 1.5 億噸（MI，2020a；MMSA，2020 年）。自 1995 年以來，排除通貨膨脹因素后歐洲甲醇的平均合同價格一直在每噸(t)200 美元至 400 美元間波動（請參閱圖 8）。生產成本約為 100 至 250

49、美元/噸，具體取決于使用原料（天然氣或煤炭）和原料 價格。1.1.甲醇作為原料使用甲醇天然存在于水果、蔬菜、發酵食品和飲料、大氣甚至太空中。歷史上甲醇通常被稱為木醇，因為它最初是作為木炭生產中的次要副產品通過木材的破壞性蒸餾產生的。通過這一工藝，每噸木材僅能生產約 1020 升(L)的甲醇（以及其他產品）。19 世紀 30 年代初，以這種方式生產的甲醇用于照 明、烹飪和取暖，但后來被更便宜的燃料（尤其是煤油）取代。有趣的是，20 世紀 20 年代之前，木材一直是甲醇的唯一來源。這之后出現了煤制甲醇的工業生產，20 世紀 40 年代開始應用天然氣生產。向化石資源生產的轉變極大提高了甲醇的產能?？?/p>

50、進至 2019 年，在每年生產的近 1 億噸甲醇（1,250 億升）中，超過 60 用于通過甲醇制烯烴(MTO)途徑合成甲醛、乙酸、甲基丙烯酸甲酯、乙烯和丙烯等化學品。然后這些基礎化學品通過進一步處理生產數百種與我們的日常生活息息相關的產品，例如油漆、塑料、建筑材料和汽車零件等。在甲醇生產的化學制品中，甲醛占比最大，主要用于制備苯酚、脲、三聚氰胺甲醛和聚縮醛樹脂以及丁二醇和二苯基甲烷二異氰酸酯（4-苯基異氰酸酯）(MDI)。例如，MDI 泡沫在冰箱、門、汽車儀表板和翼子板中用作隔熱材料。甲醛樹脂用途廣泛，主要用于例如刨花板、膠合板和其他木板制造等木材工業中的粘合劑。MTO 工藝可在甲醇的全新用

51、途中替代相對比較傳統的乙烯和丙烯石油化工生產方式，并已見證了過去十年中國聚乙烯和聚丙烯產量的巨大增長。從 2010 年的零生產到現在，通過 MTO 生產的甲醇約占全球消費量的 25（MMSA，2020 年）。甲醇還有許多其他用途，包括溶劑、防凍劑、擋風玻璃清洗液以及廢水處理廠的反硝化應用（Olah，2018 年）。1.甲醇的當前生產和應用圖 6.甲醇的原料和應用1來源：Chatterton(2019)；Dolan(2020)；MMSA(2020)?？稍偕状?3原料轉換衍生品市場天然氣65%煤35%生物質和可再生能源 800C）。煤氣化獲得的合成氣需要進行更多的預處理、調節和調整步驟去除雜質和

52、污染物（焦油、灰塵、無機物質），以優化成分合成甲醇。理想情況下，調節后合成氣的 H2/CO 比應至少為 2:1，才能實現最佳的甲醇合成。由于煤炭的氫/碳(H/C)比較低，所獲得的合成氣富含碳氧化物（CO 和 CO2）且氫氣不足。因此，合成氣在送入甲醇裝置之前，必須進行水煤氣變換(WGS)反應以提高氫氣所占比例。該工藝中產生的部分 CO2 也必須分離出來，通常會直接排放至大氣中。天然氣則雜質較少、容易分離，且 H/C 比要高得多，這意味著合成氣無需進行過多調 節。由于較高的 H/C 比，天然氣制甲醇相關的 CO2 排放也大大低于煤炭生產（每千克天然氣制甲醇約 0.5 千克二氧化碳當量 CO2-e

53、q，而每千克煤制甲醇則為 2.6 千克-3.8 千克 CO2-eq/kg Kajaste 等人，2018 年；MI，2020c）。經過調節，使用銅、氧化鋅和氧化鋁等催化劑的催化工藝將合成氣轉化為甲醇（Bertau 等人，2014 年；Olah 等人，2018 年）。隨后蒸餾粗甲醇以去除甲醇合成中產生的水及任何副產品。一個以天然氣為原料的典型世界級甲醇工廠的產能約為每天 3,000-5,000 噸或每年 100-170 萬噸（Sheldon，2017 年）。2.1.低碳甲醇為了降低天然氣制甲醇的碳排放強度，許多公司開發了低碳甲醇(LCM)工藝。有幾種方法能夠減少天然氣制甲醇中的 CO2排放。一種

54、方法是將其他工藝中的 CO2 注入甲醇合成回路。另一種方法是對天然氣制甲醇的第一步進行脫碳，即重整制合成氣的步驟。該步驟非常耗能，需要燃燒部分天然氣原料產生熱能，以便在溫度 800C 下重整天然氣，同時生成 CO2。通過使用可再生能源利用電加熱重整天然氣，可以消除這些 CO2 排放。在甲醇合成回路中將這些 CO2 排放與可再生能源電解水生產的氫氣結合，是另一種降低天然氣制甲醇碳排放強度的方法。以上方法以及灰色/藍色和綠色甲醇的其他各種生產組合構成了混合解決方案，可推動逐步引入綠色甲醇，并幫助甲醇生產設施有效減少碳排放。梅思恩公司(Methanex Corporation)在加拿大梅迪辛哈特工廠

55、生產 LCM，方法是將從鄰近工業設施中捕獲的 CO2 注入甲醇合成回路。若 LCM 用作燃料，此工藝可顯著減少 GHG 排放。據 Methanex 稱，與汽油驅動汽車相比，完全依靠 LCM 的汽車每公里將減少從油井到車輪過程的 30%CO2 排放（Hobson 和 Mrquez，2018 年；Methanex，2018 年）。創新展望：34其他甲醇生產商如卡塔爾燃料添加劑有限公司(Qatar Fuel Additives Company Limited)已開始運營 CO2 回收工廠，從煙氣中提取 CO2 并將其重新注入甲醇合成回路，從而減少 GHG 排放和耗水量（QAFAC，2020 年；Ho

56、bson 和 Mrquez，2018 年）。在中國，寶豐能源(Baofeng Energy)已開始建設由 200 兆瓦(MW)光伏(PV)發電廠供電的綠氫發電 廠，每年可生產約 1.3 萬噸 H2（1.6 億立方米 m3）（Hill，2020 年）。所獲得的綠氫將供料于煤制甲醇工廠，以提高產能并減少碳排放。電解步驟中產生的氧氣副產品將代替部分煤氣化中的空氣分離氧，從而降低了制氫成本。預計該電廠將于 2021 年開始生產綠氫。加拿大的先進化學技術公司(Advanced Chemical Technologies)正在計劃建設一座甲醇日產量 5,000 噸的工廠，以天然氣、鄰近產業的廢棄 CO2

57、及大型 660 MW 水電電解槽生產的 H2 為原料。因此，該工廠的 CO2 排放為零，且還會將工業排放的部分 CO2 再循環利用到綠色甲醇（可再生能源電力生產的甲醇）生產中（AChT，2020 年）。其優點還在于整個工廠無需僅專注于可再生甲醇，從而降低了生產可再生甲醇的成本。還有其他一些大型天然氣生產 LCM 技術可實現類似的減排量。Johnson Matthey 等人開發了一種名為 Leading Concept Methanol 的工藝，將氣體加熱重整器與自熱重整器(GHR+ATR)結合。在所有壓縮機傳動裝置（包括空氣分離裝置中的空氣壓縮機）中使用可再生能源電力生產 LCM。Haldor

58、 Topsoe 正在開發一種名為 eSMR（電力蒸汽甲烷重整）的緊湊型全電動甲烷蒸汽重整器（Wismann 等人，2019 年）。2.2.可再生甲醇人類活動引起的 GHG 排放使人們日益關注全球氣候變化，這促使政府、政策制定者、行業和科學家開始積極尋找使其活動“環?！钡姆椒?。在這種情況下，可持續生產的可再生甲醇可成為最終實現化學和運輸行業脫碳途徑的方法之一?？赏ㄟ^多種來源生產超低碳或碳中和與凈零排放的可再生甲醇。由例如林業和農業廢棄物及副產品、沼氣、污水、城市固體廢棄物(MSW)和制漿造紙業的黑液等生物質生產的可再生甲醇通常稱為生物甲醇。相比之下，從可再生能源電力生產的二氧化碳和綠氫中獲得的可

59、再生甲醇通常稱為“綠色甲醇”?？稍偕Y源及其工藝生產的生物甲醇和綠色甲醇的化學性質與化石燃料生產的甲醇相同，但可顯著降低整個生命周期內溫室氣體的排放。此外，使用可再生甲醇可以減少對化石能源進口的依賴，并有效刺激當地經濟。許多公司已開始在全球范圍內生產生物甲醇和綠色甲醇。此外，更多公司和機構已建立了原型和示范裝置，或在該領域積極研發。既有及規劃的可再生甲醇設施和示范裝置清單可參閱本章和附錄 4。生物質和 MSW 生產的生物甲醇相對而言，生物質和 MSW 制甲醇中的技術比較為人所知，因為它們與基于商用氣化的工業中使用的技術相似或相同，而后者的原料通常是煤炭、重質渣油和天然氣。但是，二者在原料制備氣

60、化工藝方面有所不同。從先進示范工廠到生產性應用的規?；?，大部分技術仍有待進一步發展，但部分大型工廠已經開始運行或準備開始運行規?；募状佳b置。傳統甲醇裝置的主要工藝為：原料預處理、氣化、WGS、氣體凈化、甲醇合成和純化。圖 20.基于氣化的甲醇裝置總體方案*包括玉米秸稈，秸稈和黑液等各種原料。注：H2S=硫化氫；MeOH=甲醇?？稍偕状?5原料在氣化爐中氣化成合成氣，主要是一氧化碳(CO)和氫氣(H2)、以及 CO2 和水(H2O)的混合物。取決于氣化爐類型，合成氣還將包含低含量的碳氫化合物以及源自原料或在氣化過程中形成的各種痕量成分。氣化可表征為部分（化學計量不足）燃燒。為避免合成氣中

61、惰性分子的恒載，使用的氧化劑為純氧（通常為 99-99.5）。惰性氣體會影響甲醇合成的效率和產量，增大整個合成氣處理系統的規模，從而增加工廠成本。原料和氧氣之間的確切比例取決于多種因素，其中原料反應性、氣化爐溫度、原料渣行為和合成氣成分都是重要參數。務必使用最少量的氧氣以降低運行成本并最大程度地提高合成氣產量。從理論上講，需要權衡氧氣純度、工廠成本、產品產量和電費（影響氧氣純度）。商業化工廠在運行這一工藝時都使用高純度氧氣，而在多數情況下，這會清晰指示是否能夠達到最佳純度。氣化步驟結束后，未經處理的粗制合成氣需要進行清潔和調節以達到甲醇合成供應商規定的質量水平。根據原料和氣化爐技術的不同，這些

62、工藝步驟存在很大差異。合成氣清潔包括用于去除例如焦油、灰塵和其他痕量成分裝置，以及去除 CO2 和硫成分的酸性氣體脫除裝置。氣體調節通常包括將 H2/CO 比調節至 2:1 左右，以實現最佳的甲醇合成和甲烷重整、最大程度地提高合成氣產量以及避免甲烷作為清除氣流離開甲醇合成裝置的能量損失。當前的商業化技術中，氣化石油和煤炭通常無需進行甲烷重整，因為它們的氣化裝置在極高的溫度下運行，此時甲烷的生成量極低（通常低于 0.5）。下面將針對各種工藝裝置作進一步描述。圖 20 展現了甲醇氣化工廠使用各種生物質材料或 MSW 的總體方案。使用可再生原料時，圖 20 所展現工藝方案的前三個模塊與以煤炭或重質渣

63、油為原料的工廠有所不同。即(a)原料的預處理、(b)氣化和(c)氣體調節/清潔。Hannula 和 Kurkela(2013)以及 GTI(2019)描述了典型的生物質氣化方案。與當今廣泛使用的商業技術相同或相似，調節 H2 與 CO 比例的裝置(WGS)及酸性氣體脫除(AGR)裝置可清潔大部分 CO2 及其所有硫成分。預處理氣化ASU氣體調節，包括 WGS甲醇合成甲醇蒸餾酸性氣體去除CO2O2生物質*MSW甲醇H2S創新展望：36甲醇合成裝置更是如此，因為與來源無關，合成氣到達該裝置時的成分實際相同。A 原料預處理生物甲醇工廠的大多數原料本質上都是固體，送入氣化爐之前需以某種方式進行均化。這

64、一點對于工藝控制和進料器系統設計而言至關重要。在壓力下以均勻流速推動固體面臨的技術挑戰導致氣化爐的壓力相對較低（保持在 5-10 bar）?？赡苄枰栊詺怏w才能使進料系統正常、安全地工作。但是，惰性氣體流量的最小化對于盡量減少整個合成氣系統的投資水平以及提高工廠效率至關重要。如果進料為例如制漿和造紙廠的黑液等液體形式，則進料系統會更加簡單，且能與重渣油進料系統保持一致。這些進料系統可將氣化裝置加壓至 30-60 bar。B 氣化氣化裝置的心臟是氣化爐。氣化爐是原料轉化至合成氣（包括各種雜質）的高溫轉化器，其中反應所需的熱能通常由一部分純氧原料提供。還可通過某種熱交換間接提供。兩種方法都適用于生

65、物質和 MSW 原料，而商用工藝（少數例外）使用氧氣進行部分氧化獲得。氣化爐可分為兩類：非熔渣和熔渣。第一類是可再生原料應用的常見變體，后者幾乎無一例外地應用于化石原料的氣化工藝。非熔渣是指氣化爐不允許熔煉原料中存在惰性材料（會堵塞容器，造成嚴重后果），而熔渣氣化爐則以高于爐渣熔點的溫度運行。之 后，氣化爐產生浮渣。非熔渣氣化爐的最高溫度為 800-900C，而熔渣氣化爐的溫度通常高于 1000C。非熔渣氣化爐中的熱區不能有熱點（會導熔渣局部熔化），因此沒有火焰。這便導致其某些氣化反應不如熔渣氣化爐的反應完全，因為后者火焰中的局部溫度極高（可能達到 2000C）。前者有一個熱床，大部 分反應在

66、此發生，后者則是原料需要通過的灼熱火 焰。采用非熔渣模式，氣化爐中會形成甲烷和焦油，需在下游工藝進行處理。熔渣氣化爐則極少形成甲烷和焦油。表 2.合成氣調節和清潔工藝示例要去除的雜質工藝多(M)或少(L)常見顆粒顆粒過濾器M焦油和甲烷 重整焦油和/或甲烷MCOSCOS 水解將 COS 轉化為 H2SL氯和氟成分去除 HCl 和 HFL硫成分去除 CO2 或單獨進行 AGR 工藝MCO2 去除 H2S 或單獨進行 AGR 工藝M注：COS=硫化羰；HCl=氯化氫；HF=氟化氫?？稍偕状?7C 氣體調節和清潔后處理取決于氣化爐類型。原料成分、MSW 和不同類型的生物質材料也可能影響后處理要求-某

67、些原料會引入下游工藝不需要的物質。這些后處理工藝主要應用于非熔渣氣化爐。表 2 列出了最常見的雜質及其處理方法。NextChem 描述了實現氣體調節和清潔的示例(2020a)。氣化項目和開發從技術角度來看，商業化成功的關鍵是將原料轉化為滿足甲醇合成裝置技術供應商規定質量的合成氣。無論上游采用何種合成技術，合成氣的質量要求均相似。因此，甲醇生產工廠可以利用與費托(Fischer-Tropsch)技術（應用于例如汽油、柴油、煤油等各種烴類燃料的生產）相同的高質量合成氣技術。氣化爐技術可根據采用的設計原理分類。表 3 根據兩種特征對每種技術進行了分類。一種特征涉及氣化爐反應器的加熱方式，另一種特征則

68、是氣化原理（簡要描述）。在表 4 中，各種氣化技術由技術所有者或開發和商業化該工藝的許可方命名。氣化爐裝置通常由兩個或多個設計相同的并聯機組組成。這有三個原因：(1)相較于先前設計（可能是演示階段）的規?；潭忍岣?，(2)整個裝置具備（部分負荷）冗余，以應對其中一個氣化爐需要關閉的情況，(3)氣化技術通常需要更多維護，因此并聯式氣化爐更加可取。單個裝置可通用于整個工藝設置的其他裝置，這意味著裝置其余部分的規模經濟效應將對生產成本產生積極影響。表 3.氣化爐設計原則 加熱原理DO2通過使用氧氣(O2)部分燃燒直接(D)加熱IH間接加熱(IH)可能有多種不同方式氣化爐類型BB鼓泡床(BB)原理UO

69、2上升氣流(U)、氧氣(O2)與蒸汽一起注入EF夾帶流(EF)（燃料和 O2 一起注入燃燒器裝置）U-IH上升氣流(U)，間接加熱(IH)創新展望：38表 4.氣化技術及其應用1氣化技術名稱/所有者加 熱 原理類型原料項目，參考文獻項目階段產品工廠產能（單位不唯一）千噸/年SES 氣化技術(U-Gas)DO2BB生物質/MSWTrans World Energy，佛羅里達(US)(Trans World Energy,2020)FEED 完成，2023 年第二季度啟動甲醇87.5 萬噸/年NextChem 技術DO2UO2MSWENI 煉油廠，里窩那，意大利(IT)(NextChem,2020

70、b)2020 年第三季度基本工程就緒甲醇11.5 萬噸/年MSW/廢木LowLand Methanol(NL)(LowLands Methanol,2020)2023 年初啟動甲醇12 萬噸/年PDQ/ThyssenkruppDO2EF生物質（經烘烤）BioTfueL 示范項目(FR)(BioTfuel,2020)運營中FT 產品（基于沖流）15 MWt 生物質HTW/ThyssenkruppDO2BB生物質Vrmlands-metanol(SE)(Vrmlandsmetanol,2017)規劃中甲醇10 萬噸/年TRIIHBBMSWFulcrum(US)(TRI,2020)2020 年第四季

71、度啟動FT 產品40,000 m3/年Bioliq/KITDO2EF秸稈熱解油Bioliq 示范項目(DE)(KIT,2020)運營中通過 DME 生產汽油5 MWt 的生物質 ChemrecDO2EF黑液BioDME 示范工廠(SE)(Chemrec,2020)閑置DME（通過甲醇）4 噸/天Enerkem(Enerkem,2020a)DO2BBMSW埃德蒙頓(CA)運營中乙醇（通過甲醇）3 萬噸/年DO2BBMSW魁北克(CA)宣布建設乙醇（通過甲醇）3.5 萬噸/年DO2BBMSW鹿特丹(NL)工程設計中甲醇21.5 萬噸/年DO2BBMSW薩拉戈薩(SP)工程設計中甲醇21.5 萬噸/

72、年Sungas and GTI(U-Gas)DO2BB生物質GTI 示范項目，芝加 哥(US)(SunGas Renewables,2020)運營中合成氣5 MWt 的生物質TCG Global IHU-IH生物質Red Rock Biofuels(Red Rock Biofuels,2020)正在建設中，2021 年啟動FT 產品58,000 m3/年注：FEED=前端工程設計；FT=費托；kt/y=千噸每年；MWt=兆瓦熱；t/d=噸每天?？稍偕状?9表 4 提供了當前及預期應用各種氣化技術的地點、時間和方式的相關信息。有關性能的更多信息，請參閱第 3 章。目前為止，大型工廠在生物質或

73、MSW 氣化、生產合成氣以進一步合成產品方面的長期運營經驗有限。但是，部分工廠（本報告中未進行描述）將 MSW 或生物質氣化生成氣體用于燃燒，從而產生熱能和動力。這兩項應用之間的差異巨大，但是目前正在開展多個先進項目以致力于彌補這一差異。Enerkem 已在加拿大埃德蒙頓進行了數年的 MSW 氣化項目（圖 21）。由于多種原因，Enerkem 遇到了運營問題，當前這一狀況正在改善。2019 年，其氣化的 MSW 原料數量為 6 萬噸，但其額定年產能為 10 萬 噸。Enerkem 2019 年有兩個計劃停機時間，這對產量產生了影響并解釋了部分差異的產生原因。從 2015 年投產到 2019 年

74、底，該裝置的運行時間超過 10,000 個小時，生產了 400 萬升甲醇。2017 年和 2018 年安裝了甲醇轉化制乙醇裝置，并于 2018 年底投入生產。此 后，該工廠開始生產乙醇。表 4 列出的四個項目使用外部生產的 H2 而非通過 WGS 裝置將 H2/CO 比調整為 2 左右。它們是 Enerkem 的三個項目（魁北克、鹿特丹、薩拉戈薩）以及蘇格蘭低地的甲醇項目。具體來講，魁北克省的 Enerkem 工廠計劃應用一個 87 MW 電解槽專門生產綠氫，這有望將生物甲醇的總產能提高至 100 kt/y。這些項目展示了下文“生物甲醇和綠色甲醇聯產”中所述的生物甲醇/綠色甲醇聯產工藝。根據表

75、 4 列出技術進行的項目已被評為達到技術就緒指數(TRL)8 或 9，其中 TRL 8 代表“同類中第一個商業系統”，TRL 9 代表“全面商業化運行”。圖 21.加拿大艾伯塔省 Enerkem 的 MSW 制生物燃料（甲醇和乙醇）工廠。來源：Enerkem(2020b)。創新展望：40沼氣生產的生物甲醇沼氣生產在全球極為普遍。例如，2019 年歐洲有將近 18,000 個沼氣生產裝置投入運營（Wellinger 等 人，2019a）。其中 540 個(3)正在將沼氣升級為達到管道輸送標準的生物甲烷，以便將其注入天然氣網絡。歐洲大約有 3,570 個壓縮天然氣(CNG)加氣站（Wellinge

76、r 等人，2019b），其中 420 個提供純生物甲烷（不與天然氣混合）。其余的沼氣生產裝置 (97)將沼氣（稍做升級后）用于當地供熱和發電。2019 年，歐洲安裝了裝機容量為 10500 MW 的以沼氣為原料的發電機組。某些地方既有的甲醇生產設施使用生物甲烷與天然氣共同供料（請參閱表 5）。自 2018 年以來，德國化工公司巴斯夫(BASF)位于德國路德維希港的既有甲醇生產設施一直使用生物甲烷與天然氣共同供料（BASF，2018 年）。與傳統甲醇生產相比，GHG 排放減少了至少 50。產品的可再生能源部分已通過 REDcert 標準（REDcert，2020 年）認證，該標準是歐洲委員會根據

77、可再生能源指令(RED)認可的生物燃料標準。表 5.由天然氣和生物甲烷混合供料的甲醇工廠1技術原料項目，參考文獻項目階段產品工廠產能 蒸汽重整天然氣/生物甲烷BASF，路德維希港(DE)運營中甲醇48 萬噸/年*(2018)蒸汽重整天然氣/生物甲烷OCI/BioMCN格羅寧根(NL)運營中甲醇6 萬噸/年*(2017)蒸汽重整天然氣/生物甲烷OCI 博蒙特，得克薩斯州(US)運營中甲醇107.5 萬噸/年(2020)*工廠產能（Saygin 和 Gielen，即將出版）。生物甲醇的份額約為 15。*生物甲醇部分(Compagne,2017)。*工廠產能(OCI,2020)。未提供生物甲醇份額。

78、自 2009 年以來，荷蘭甲醇生產商 OCI/BioMCN 的部分甲醇生產采取與 BASF 類似的方式（Compagne，2017 年）。生物甲醇已通過德國機動車監督協會(DEKRA)國際可持續發展與碳認證(International Sustainability and Carbon Certification)。除了用生物甲烷替代部分天然氣原料，他們還使用甘油和可再生 CO2 作為可再生原料。BioMCN 生物甲醇的年產能約為 6 萬噸(t/y)。OCI 的另一工廠位于德克薩斯州。2019 年該工廠的總產能達到約 107.5 萬噸/年，并計劃提高生物甲醇在產量中的比例（OCI，2020 年

79、）。圖 22 介紹了沼氣制甲醇工廠的總體方案。這是文獻中可查找方案的簡化版本，由 Pedersen 和 Schultz 編著（2012 年）。在沼氣應用于甲烷重整器供料之前，需要對其進行預處理，使質量與石油天然氣相 同。取決于所使用的甲烷重整器類型，這種預處理產生的 CO2 可重新應用于生產的合成氣中。甲烷還可與部分 CO2 一起重整。林德(Linde)提出了所謂的“干重整”（Linde，2020 年）概念，使用 CO2 替代了部分蒸汽。伴隨著這一發展，Linde 與 BASF 共同提出了一種 DME 生產的全新方法，將干重整與新穎的 DME 合成工藝結合（Brudermller，2019 年

80、）。后者的最新發展包括從合成氣直接合成 DME。圖 22.重整裝置甲醇廠 總體方案*糞便和水處理污泥等各類原料?？稍偕状?1從制漿廠制漿循環生產生物甲醇當木漿轉化為紙漿以進一步加工為各種質量的紙張 時，蒸煮器中的木屑會與蒸煮化學品（主要是氫氧化鈉和硫化鈉）發生反應形成粗甲醇。生產水平取決于木材類型和蒸煮循環的性質（Zhu 等人，2000 年）。甲醇副產品包含各種雜質，幾乎所有工廠都將其作為內部燃料用于供熱和發電。但事實上可將其進行處理并升級為可銷售的化學級生物甲醇。瑞典一家大型工廠最近（2020 年第 2 季度）便啟動了這一裝置，這是全球首個以該類型來源生產 AA 級甲醇的裝置（Sdra，2

81、020a）。該裝置的產能為 5,250 t/y。Sdra 聲稱他們的全新甲醇產品生產工藝可減少 98%的 GHG 排放。表 6.來自木漿的副產品生物甲醇 技術原料項目項目階段產品工廠產能 安德里茨木漿的副產品Sdra Mill,Mnsters(SE)運營中生物甲醇5.25 千噸/年未知木漿的副產品Alberta Pacific(CA)運營中生物甲醇3 千噸/年沼氣廠預處理甲烷重整裝置甲醇合成甲醇蒸餾合成氣壓縮CO2沼氣原料*甲醇硫成分O2蒸汽圖 23.按生產工藝劃分的氫氣種類創新展望：42自 2012 年以來，Alberta Pacific 位于艾伯塔省的 Boyle Mill 一直致力于生產

82、純化甲醇用于內部漂白。最近，總部位于加利福尼亞州的 Oberon Fuels 獲得了加州能源委員會(California Energy Commission)的 290 萬美元撥款支持其 DME 生產設施升級，以將目前的產能增加一倍-達到每天生產可再生 DME 17,000 L，同時測試制漿廠生產可再生甲醇的效果。所需甲醇將由 Alberta Pacific 提供（Oberon Fuels，2020 年）。從 2016 年開始，本報告使用歐盟統計局(Eurostat)數據對歐洲所有制漿廠進行回查，并將原料和制漿周期因素考慮在內。結論是，使用 Sdra 采用的方法生產甲醇的產能約為 22 萬 t

83、/y。如果按比例利用全球紙漿生產，將激發 110-120 萬 噸/年的潛在甲醇產能。與實際情況相比這個數字偏低，因為歐洲的木質紙漿更多地使用軟木，而全球的木質紙漿更多地使用硬木。與軟木紙漿相比，每噸硬木紙漿產生的甲醇數量更多。使用 CO2 生產的甲醇（綠色甲醇）綠色甲醇是一種液態產品，可通過一步式催化工藝從 CO2 和綠氫中輕易獲得。通過 Power-to-X 技術生產的綠色甲醇被視為一種電燃料（合成燃料）和電化學工藝。綠氫和其他類型氫氣之間的區別如圖 23 所示。當前大多數氫氣仍來自化石燃料（棕色和灰色氫 氣）。天然氣、石油和煤炭生產來源所占比例分別為 48%、30%和 18%（IRENA，

84、2018 年）僅 4%的氫氣使用電網電力或可再生能源發電通過電解獲得（綠氫）。氫氣目前應用于各個行業，如化學（甲醇、氨和聚合物）、精煉（加氫裂化和加氫處理）、金屬加工、航空航天、玻璃和食品等行業。將綠氫作為可再生燃料的應用吸引的關注日益增加。利用電化學工藝生產綠色甲醇有多種方法（圖 24）。最簡單也最成熟的方法是使用可再生電力通過電解水工藝制氫，然后與 CO2 催化反應形成綠色甲醇。另一種方法是通過電解生產合成氣（CO 和 H2 兩種成 分），然后根據傳統甲醇生產方式將合成氣轉化為綠圖 24.通過電解和電化學工藝生產綠色甲醇的方法來源：Ellis et al.(2019)?？稍偕状?3色甲醇

85、。盡管該途徑可以實現更高的轉化效率，但相比電解水工藝還不發達（傳統電解水工藝為兆瓦級，而這種共電解途徑在實驗室中進行時僅為千瓦級）。當前也正在研究通過電化學工藝將 CO2 和水直接轉化為甲醇的方法，但到目前為止，實驗室規模的效率和產量有限（Goeppert 等人，2014 年；Olah 等人，2018 年）。由于 CO2 與電解水產生的 H2 反應是當前生產綠色 甲醇的唯一實用方法，因此以下討論將以這一方法 為主。通常，進入該工藝的每個 CO2 分子在離開該工藝時都會轉換為甲醇分子的形式。但是，每個 CO2 分子需要三個氫分子才能為每個甲醇分子產生一個水分子。1 電解水制氫后催化合成甲醇電解槽

86、H2OgH2+O2綠色甲醇生產綠色甲醇H2OO2H2CO2H2O可再生電力2 電解水和二氧化碳制合成氣后催化合成甲醇電解槽H2OgH2+O2CO2gCO+O2綠色甲醇綠色甲醇生產H2OCO2O2CO2合成氣 H2/COH2O可再生電力3 由水和二氧化碳直接電催化合成甲醇綠色甲醇電解槽H2OgCO2CH3OH+O2O2可再生電力H2OCO2圖 25.用于生產甲醇的 CO2 原料 創新展望：44因此，每生產 1 噸甲醇需要約 1.38 噸 CO2 和 0.19 噸氫氣（約 1.7 噸的水）。每生產 1 噸綠色甲醇大約需要 10-11 MWh 電力；其中大部分用于電解水（假設已提供 CO2）。使用

87、100 MW 電解槽生產綠色甲醇的產能約為 225 t/d。這種大型電解槽當前可從蒂森克虜伯伍公司(Thyssenkrupp)獲得（Thyssenkrupp，2020a）。一個 1000t/d 的大型綠色甲醇工廠大概至少需要一個 420 MW 電解槽。要替換產能為 2,500 t/d 的傳統巨型甲醇工廠，則需要一個千兆瓦級的電解槽。這種大型電解槽的產能仍需進一步開發。綠色甲醇合成步驟技術與化石燃料合成氣生產甲醇的技術非常相似，因此現已非常成熟(TRL 8-9)。傳統的 CuO/ZnO/Al2O3 催化劑僅需進行稍加改動即可應用于甲醇合成中生產大量的水?？蓮脑S多供應商處獲得這樣的催化劑，如 Ha

88、ldor Topsoe、Johnson Matthey 和科萊恩(Clariant)。反應在溫度 200C 至 300C 和壓力 50-100 bar 下進行。當前也正在開發能夠在比較溫和條件下運行的催化劑。二氧化碳原料：用于綠色甲醇生產的 CO2 原料根據其來源可大致分為兩類（圖 25）：來自發電廠、鋼鐵和水泥廠等各種工業來源的 CO2。這種情況下，CO2 極有可能來源于化石燃料的燃燒。即使進行了循環利用，它仍然基于化石燃料、不可再生的 CO2，且整個工藝中 CO2 凈排放仍然為正。但是，考慮到這些來源的 CO2 通常會排放到大氣中，作為替代方式可將其進行再利用與綠氫共同生產低碳甲醇。通過直

89、接空氣捕獲(DAC)或生物質來源從大氣中獲得的 CO2。為了實現可再生、可持續以及碳中和或 CO2 凈零排放，未來將越來越多地使用生物來源的 CO2，例如蒸餾廠、發酵裝置、MSW、沼氣以及其他裝置來源（例如通過燃燒生物質發電的發電廠）。這些來源的 CO2 通常被視為廢氣排放到大氣中（通常導致大氣壓力下 CO2 濃度極 高）。從這些裝置捕獲、存儲或利用 CO2 的工藝化石燃料DAC包含碳捕獲的發電可再生 CO2不可再生 CO2甲醇甲醇凈 CO2 中和凈 CO2 正排放CO2 CO2 包含碳捕獲的 生物質轉化包含碳捕獲的 工業用途CO2 CO2 大氣陸界生物質可再生甲醇45通常稱為生物能源與碳捕獲

90、和儲存(BECCS)或生物能源與碳捕獲和利用(BECCU)（Consoli，2019 年）。將綠色甲醇和生物甲醇生產在同一 BECCU 工廠中結合可提供諸多優勢，本報告中標題為“生物甲醇和綠色甲醇聯產”的部分對此做了進一步描述。隨著 DAC 技術的開發和商業化，從大氣中人為捕獲 CO2 作為生物質通過光合作用從空氣中捕獲 CO2 的補充也開始具備可能性（Goeppert 等人，2014 年；Sanz-Prez 等人，2016 年）。BECCS、BECCU 和 DAC 可在綠色甲醇生產中實現碳中和或凈零排放的循環。氫氣原料：利用現有的完善技術，電解水工藝近年來生產氫氣的規模已從千瓦級增至千兆瓦級

91、。但是，還需進一步改進電解技術并降低成本，才能實現具有成本競爭力的大規模綠氫生產（IRENA，2020c）。該工藝所需的電能可通過任何形式的能源生產。但要實現可持續發展，則必須來自可再生能源。由于可用性不斷提高且成本不斷降低，風能和太陽能光伏發電對于大規模部署可持續電解工藝而言具備最大潛力。它們是世界上增長最快的能源，可提供清潔和實惠的電力。2011 年，國際碳回收公司(Carbon Recycling International)(CRI)）在冰島開辦了首家使用當地可利用的廉價地熱能將 CO2 轉化為甲醇的現代商業回收工廠。該商業示范工廠采用 Johnson Matthey/Jacobs 的

92、設計，基于當地現有地熱能源（熱水和蒸汽）轉化 CO2 的甲醇年產能為 4,000 噸（約 12 噸/天）。（圖 26）（CRI，2020 年）。必需的 H2 則使用廉價的地熱發電通過電解水產生。冰島將這種開發作為利用和可能出口其廉價和清潔電力的方式。生產的甲醇（稱為 Vulcanol）當前與汽油混合應用于生物柴油生產和廢水脫氮。中國大連化學物理研究所(Dalian Institute of Chemical Physics)最近啟動運行了一個產能為 1,000 t/y 的綠色甲醇示范項目（圖 27）（AAAS，2020 年）。該工廠中，用于生產必要氫氣（每小時 1,000 標準立方米的 H2）

93、的堿性電解槽使用的是 10 兆瓦太陽能光伏電站生產的電力。經過初步測試和逐步適應后，預計將于 2020 年 10 月開始全面運營。該項目是首個實現太陽能生產甲醇的工業規?；痉俄椖?。全球各地正在計劃建設其他綠色甲醇商業化工廠（產 能從 8,000t/y 到 180,000 t/y）（表 7）。如果 表 7 中所有商業項目都建成投產，則綠色甲醇產能將超過 70 萬噸/年。瑞典的 Liquid Wind、澳大利亞的 ABEL、挪威的 Swiss Liquid Future/Thyssenkrupp 以及加拿大的可再生氫(RH2C)工廠都將使用可再生 H2 以及工業或生物來源的 CO2（Swiss

94、Liquid Future，2020a；Liquid Wind，2020；ABEL Energy，2020 年；RH2C，2020 年）。其他聯合企業正計劃在比利時的安特衛普港、根特港以及荷蘭建設綠色甲醇工廠（Nouryon，2020 年；aet，2019 年；INOVYN，2020 年）。在丹麥，一項可持續燃料項目的目標是在 2023 年、2027 年、2030 年分別實現 10 MW、250 MW 及 1.3 GW 的電解槽產能。生產的綠氫將與 MSW 或生物質燃燒中捕獲的 CO2 結合，以生產海上船只使用的可再生甲醇和飛機使用的可再生噴氣燃料（綠色煤油）（Maersk，2020 年）。某

95、些情況下，作為副產品從工業工藝獲得的 CO2 和 H2 的回收也是一種選擇。中國河南順成集團(Henan Shuncheng Group)/CRI 最近開始建設一座用排放物生產液體燃料的工廠，將焦爐煤氣中的 H2 和石灰窯中的 CO2 轉化成產能為 110,000t/y 的甲醇（CRI，2020 年）。越來越多的技術供應商也在進行綠色甲醇解決方案的開發和許可，這涉及整個工廠、綠色甲醇合成裝 置、催化劑和提供足夠氫氣的大型電解槽。這些供應商包括 CRI、Thyssenkrupp/Swiss Liquid Future、bse engineering/BASF(FlexMethanol)，Hald

96、or Topsoe(eMethanol)和Johnson Matthey（HT，2019a，bse engineering，2019 年；CRI，2020 年；JM，2020 年，Thyssenkrupp，2020b）。創新展望：46許多機構、公司、大學及合作項目也正在開發將 CO2轉化為甲醇的技術，并在示范和試驗工廠中進行測 試。丹麥奧爾堡 Power2Met 項目利用基于風能和太陽能的電解水工藝生產生物 CO2 和氫氣，由此每天生產的綠色甲醇約為 800 升（L/d）（REintegrate，2020 年；Energy Supply，2020 年）。計劃到 2022 年將產能提高至每年約

97、10,000 m3（Jensen，2019 年）。在瑞典呂勒奧，CRI 開發的綠色甲醇技術應用于從鋼鐵制造廠工業高爐中回收 CO2/CO 和 H2 生產甲醇，這是歐盟地平線 2020(Horizon 2020)計劃 FresMe 項目的一部分（FReSMe，2020 年）。必需的 H2 通過電解水獲得的 H2 補充。這兩種 H2 來源可最大程度利用高爐煤氣當前的剩余能量，從而使高爐煤氣的甲醇產能高達 1 t/d。該項目得益于另一由歐盟資助的 MefCO2 項目，后者旨在改進 CO2 制甲醇的技術（MefCO2，2020 年）。利用從萊茵集團(RWE)燃煤電廠排放物中捕獲的 1.5 噸/天 CO

98、2 及 0.19 噸/天綠氫，這家德國試驗工廠的甲醇產能達到了 1 噸/天。該工廠還在通過 CCUS 促進低碳工業增長項目(ALIGN-CCUS)框架內測試了日產能為 50 L 的 CO2 制 DME 工藝（ALIGN-CCUS，2020 年；Moser 等人，2018 年）。圖 26.冰島 CRI 的“George Olah 可再生 CO2 制甲醇工廠”來源：CRI(2020)。圖 27.中國西北地區甘肅省蘭州市的 年產量 1,000 噸綠色甲醇示范廠 來源：由大連化學物理研究所李燦教授友情提供?？稍偕状?7作為 Carbon2Chem 項目（由德國資助的跨行業網 絡）的一部分，Thyss

99、enkrupp 一家鋼鐵廠將研究通過鋼鐵廠的煤氣生產甲醇，由電解水生產的 H2 作為補充（Carbon2Chem，2020 年）。在日本，三井化學(Mitsui Chemicals)的一個試驗工廠運行了 4,500 個小時，使用日本地球環境產業技術機構(RITE)研發的催化劑利用 CO2 和 H2 生產的甲醇產能為 100 噸/年（三井化學，2009 年，2010 年）。韓國科學技術研究院(KIST)開發了 CAMERE 工藝，這是另一種 CO2 制甲醇的兩步途徑（Joo 等，2004 年）。荷蘭公司 Zero Emission Fuels 的目標是開發全自動模塊化微型工 廠，利用從空氣中捕獲

100、的 CO2 和太陽能產生的可再 生 H2 生產甲醇（ZEF，2020 年）。在德國，由 30 個合作伙伴組成的 C3 Mobility 聯盟旨在開發利用各種原料生產可再生甲醇的方式，并將生產的甲醇用作燃料或平臺化學品以制備其他運輸燃料（DME，MTG 等）（C3 Mobility，2020 年）。除了利用電解途徑生產氫氣，隨后將 CO2 轉化為甲醇，一些機構和公司還在探索其他途徑，例如利用太陽熱能進行高溫熱化學轉化或利用陽光直射進行直接電化學轉化，將 CO2 和水轉化為綠色甲醇。（人工光合作用概念 JCAP，2020 年）。瑞士的 Synhelion 使用超過 1,000C 的高溫太陽熱能，通

101、過熱化學工藝將 CO2 和水轉化為 CO 和 H2。然后可使用標準甲醇合成技術將獲得的合成氣(H2+CO)轉化為甲醇（Synhelion，2020 年）。除甲醇和 DME 外，還考慮利用 CO2 和氫氣制甲醛醚(OME)。OME 是一種高十六烷值的柴油替代品，無煙燃燒且污染物排放極低。在柴油中添加 OME 有助于顯著降低 PM 和煙塵排放（Lumpp 等，2011 年；Wang 等人，2015 年）。然而與其他如綠色甲醇和 e-DME 等合成燃料相比，e-OME 生產的能源效率較低（Held 等人，2019 年；Kramer，2018 年）。表 7.既有或規劃的綠色甲醇生產設施和技術供應商概述

102、國家/地區公司開辦年份產能（噸/年）產品原料來源 冰島 CRI20114,000綠色甲醇(Vulcanol)地熱 CO2 和通過水電解法生產的 H2CRI,2020中國大連化學物理研究所20201,000綠色甲醇CO2 和通過水電解(PV)生產的 H2AAAS,2020瑞典Liquid Wind2023 （在 2030 年前計劃建設 6 個設施）45,000綠色甲醇升級回收的工業 CO2 和通過水電解生產的 H2Liquid Wind,2020澳大利亞（塔斯馬尼亞州）ABEL202360,000綠色甲醇生物源 CO2 和通過水電解法生產的 H2ABEL Energy,2020創新展望：48中國

103、河南省順成集團/CRI2022110,000甲醇(a)從石灰窯獲取的 CO 和通過焦爐氣生產的 HCRI,2020挪威Swiss Liquid Future/Thyssenkruppn/k80,000綠色甲醇從硅鐵廠獲取的 CO 和通過水電解法（水電）生產的 HSwiss Liquid Future,2020a,Swiss Liquid Future,2020b挪威公司財團/CRI2024100,000綠色甲醇CO 和通過水電解法生產的 HStefnsson,2019加拿大Renewable Hydrogen Canada(RHC)n/k120,000綠色甲醇CO 和通過水電解（水電）生產的

104、HRHC,2020比利時安特衛普港財 團n/k8,000綠色甲醇CO 和通過水電解法生產的 HINOVYN,2020比利時根特港財團n/k46,000-180,000綠色甲醇工業 CO 和通過水電解法生產的 Haet,2019荷蘭Consortium Nouryon/Gasunie/BioMCN 和其他 3 家公司n/k15,000綠色甲醇CO 和通過水電解法生產的 HNouryon,2020德國Down/k 200,000綠色甲醇CO 和通過水電解法生產的 HSchmidt,2020丹麥公司財團2023-2030n/k綠色甲醇通過 MSW 和生物質獲取的 CO。通過水電解（海上風能）生產的

105、H。到 2030 年，電解槽容量將達到 1.3 GWMaersk,2020德國 財團n/kn/k綠色甲醇從水泥廠獲取的 CO 和通過水電解法（風能）生產的 HWestkste 100,2020可再生甲醇49技術示范工廠（過去和當前）國家/地區公司開辦年份容量 產品原料來源 瑞典FreSMe20191 噸/天綠色甲醇(b)從鋼鐵制造中的廢物流獲取的 CO 和 H，以及通過水電解法生產的 HFReSMe,2020德國MefCO20191 噸/天綠色甲醇 發電廠煙氣 CO 和通過水電解法生產的 HMefCO,2020丹麥Power2Met 丹麥財團 2019 800 升/天綠色甲醇從沼氣中獲取的 C

106、O 和通過水電解法（風能和太陽能）生產的 HREintegrate,2020德國Carbon2Chem202050 升/天綠色甲醇(b)從鋼鐵廠氣體獲取的 CO/CO/H 和通過水電解法生產的 HCarbon2Chem,2020德國通過 CO 生產 二 甲 醚 的 ALIGN-CCUS 項目 202050 升/天e-DME從電廠煙氣獲取的 CO 和通過水電解法生產的 HALIGN-CCUS,2020瑞士Swiss Liquid Future201275 升/天綠色甲醇CO 和通過水電解法生產的 HSwiss Liquid Future,2020a德國TOTAL/Sunfire 綠色 CO 甲醇

107、項目20221.5 噸/天綠色甲醇 從煉油廠獲取的 CO 和通過水電解法生產的 HTotal,2020德國BSE Engineering/可再生能源系統研究所(IRES)202028 升/天綠色甲醇 CO 和通過水電解法（風能）生產的 Hbse Engineering,2020日本Mitsui2009100 噸/年綠色甲醇 CO 和通過水電解法生產的 HMitsui Chemicals,2009,2010韓國韓國科學技術學院(KIST)/CAMERE 工藝2004100 千克/天綠色甲醇 從電廠煙氣獲取的 CO 和通過水電解法生產的 HJoo,2004創新展望：50選定的技術供應商 冰島CRI

108、技術供應商50,000-100,000綠色甲醇CO 和通過水電解法生產的 HCRI,2020德國Thyssenkrupp/Uhde/Swiss Liquid Future技術供應商3,600-72,000 綠色甲醇CO 和通過水電解法生產的 HThyssenkrupp,2020a德國Bse Engineering/BASF技術供應商8,200-16,400綠色甲醇CO 和通過水電解法生產的 Hbse Engineering,2020丹麥Haldor Topsoe技術供應商可變綠色甲醇CO 和通過水電解法生產的 HHT,2019a英國Johnson Matthey技術供應商可變100,000-1

109、700,000綠色甲醇CO 和通過水電解法生產的 HJM,20201注：(a)從焦爐煤氣中獲取氫氣，而不是通過水電解獲取氫氣。(b)從鋼鐵制造的廢液中獲得部分氫氣。n/k=未知。生物甲醇和綠色甲醇聯產生物質制甲醇方法與煤炭及重質渣油制甲醇的方法類似。由于氣化反應的吸熱特性（耗能），氣化爐中會產生 CO2。除此之外，由于其化學成分，這些原料生產的合成氣混合物中 H2/CO 含量較低。甲醇合成的最佳 H2/CO 比接近 2。為了調節這一比例，合成氣中的部分 CO 通過 WGS 與水反應轉化為 H2。這一過程同樣會產生過量的 CO2，分離后通常直接排放至大氣 中。由于生物質制甲醇過程會產生大量 CO

110、2，因此生物質制甲醇的表觀轉化率會降低（Reschetilowski，2013 年）。這種方案的整體碳效率約為 50，意味著原料中只有約 50 的碳最終轉化為甲醇，剩余部分則以 CO2 形式排出。提高碳利用率方面極具吸引力的一種可能是使正常排放的 CO2 與其他來源的氫氣發生反應，從而生產更多的甲醇（Specht 等人，1999 年）。這可通過結合生物甲醇方案和部分綠色甲醇方案的混合工藝實現，在這一工藝中，生物質中約 100 的碳最終以甲醇產物中的碳形式存在，如圖 28 所示。所需氫氣由使用可再生能源的電解水提供。消除 CO2 排放或充分利用所有可用的生物碳可分兩步進行。第一步是注入氫氣以使

111、H2/CO 比大約為 2，從而免除對于 WGS 反應的需 求。第二步是注入足夠的 H2，與剩余的 CO2 發生反應生成甲醇。圖 28 展示了兩個獨立甲醇合成裝置中的兩步工藝，之后兩個粗甲醇流將被合并進行下游 處理。圖 28.以生物質或城市固體廢物(MSW)為原料聯合生產生物甲醇和綠色甲醇 *包括玉米秸稈，秸稈和黑液等各種原料?？稍偕状?1經過商用證明的催化劑可應用于 H2/CO 及 H2/CO2 合成甲醇。催化劑供應商還開發了替代方法，并已證明可以將 CO、CO2 和 H2 合并到同一合成裝置，且轉化效率仍保持較高水平（Bertau 等人，2014 年）。這種情況下，圖 28 虛線矩形框內的

112、兩個甲醇合成裝置合并為一個，而 AGR 裝置僅作為硫成分和其他污染物的清潔裝置。CO2 將留在主合成氣流中。取消 WGS 裝置具備諸多直接優點，例如：免除 WGS 裝置的投資。免除 WGS 反應中將高壓蒸汽注入合成氣這一步驟。免除 WGS 中鍋爐供水（反應水）損失。免除 WGS 裝置中因 CO 轉化為 CO2 而造成的綠色碳損失。免除 WGS 放熱反應中合成氣的能量損失（通常損失 3-5）。與使用 WGS 裝置情況相比，合成氣產量提高了 45-55（取決于上游 WGS 裝置中原始合成氣的 H2/CO 比）。由于 CO2 負荷降低，氣體凈化裝置的運營成本相應降低。規模經濟效應相對降低了裝置合成氣

113、及甲醇生產部分的投資。氣化裝置將保持不變。以這種方式注入氫氣不會對工藝產生任何可預見的負面影響。除已經列出的優點外，還有一些其他整體優點，例如 可能不再需要空氣分離裝置（取決于原始合成氣中的 H2/CO 比），因為電解水會產生純氧代替空氣分離裝置中的 O2。所需的投資接近，但拆除空氣分離裝置有助于抵消電解槽的電力需求。如果采用生物質原料，所有 CO2 將易于追蹤且為可再生資源來源。處于一定壓力下的 CO2 在裝置中就位，與氫氣合成甲醇。如果 AGR 出于某種原因分離出 CO2，則其仍為高濃度，因此非常適合作為另一“綠色產品”裝置的原料，如圖 28 所示。預處理氣化氣體處理 甲醇合成甲醇合成甲醇

114、蒸餾酸性氣體去除CO2O2O2 來源過界？H2生物質*MSW甲醇H2S電解綠色發電圖 29.以沼氣為原料進行生物甲醇和綠色甲醇聯產*糞便和水處理污泥等各類原料。如上所述，根據圖 20 將傳統生物甲醇工藝與綠色甲醇工藝結合，可有效利用生物質中的所有碳，從而將給定生物質的生產潛力從約 60 增加至約 140。實現由最開始 1 MWh 的生物質生產 1.4 MWh 的甲醇。但是，這同時也需要生產 H2 所需的可再生能源。如圖 28 所示，固體生物質和電解技術的組合也可應用于沼氣制甲醇生產方案中。圖 29 展示了沼氣預處理產生的 CO2 如何在重整器中(a)與甲烷、蒸汽和 O2 共同反應，或者(b)繞

115、過重整器，根據甲烷重整器中氣體之間所需平衡添加至甲醇重整器下游的工藝鏈 中。還需要更多 H2 以產生甲醇合成的最佳氣體成 分。進一步減少該工藝碳排放的方法是使用可再生能源電力加熱重整爐，Haldor Topsoe 正在開發的工藝便是如此。2020 年末，柏斯托(Perstorp)宣布在瑞典斯泰農松德市(Stenungsund)的 Project AIR 下建立使用這一技術的甲醇工廠。該工廠旨在替代 20 萬噸的化石基甲醇，并計劃從 2025 年開始生產可再生甲醇（Perstorp，2020 年）。通過將前文提到的工藝變更作為部分工藝解決方案，原料中的所有碳最終幾乎都能夠以甲醇產品中的碳形式存在

116、，從而大幅提高給定數量沼氣的產能。從碳利用的角度來看，相比當前沼氣應用于發電和供熱或以生物甲烷形式作為車輛燃料的使用效率更高。創新展望：52沼氣廠預處理甲烷重整裝置電解綠色發電甲醇合成甲醇蒸餾合成氣壓縮CO2沼氣原料*甲醇硫成分O2蒸汽可再生甲醇533.1 性能與效率 除了中國，全球的甲醇生產幾乎都使用天然氣作為原料，只有部分例外情況使用煤炭。中國的甲醇生產大多數使用煤炭。大型現代天然氣工廠的整體能源轉換效率約為 70。取決于技術選擇，煤制甲醇的能量轉換效率約為 50-60?？稍偕状佳b置的性能（給定時期（例如一年）的甲醇產量）取決于諸多因素，例如裝置配置（原 料、副產品、技術）和當地條件（例

117、如棕地或綠 地、原料或可再生電力的可用性）。由于當前正在運營的商業工廠有限（表 4 和表 7），難以評估實際的性能狀況?；诟鞣N假設的不同模型可用于調查特定位置的不同工廠配置。調查通常得出的是效率及環境影響的一系列估算值，因此難以進行比較。生物甲醇相對而言，當前正在運營的商業生物甲醇工廠數量相對較少（表 4）。盡管如此，許多合資格的市場參與者已在施工前期對項目進行了大量規劃和前端工程，而先進示范工廠也已記錄其運營時間，為擴大規模提供更安全的基礎。氣化甲醇和其他產品如費托合成(FT)燃料工廠也正在建設中。運營中、建設中、以及處于前期規劃階段的工廠輸入數據共同提供了更安全的數據集，從而有助于我們獲

118、取更準確的性能和效率相關信息。轉換鏈中每個工藝裝置的能量轉化效率相乘可得出特定工藝途徑轉化效率的整體估計值。首先通過三個裝置降低化學鍵合能，將它們各自的能量效率相乘可得出大概的整體轉化效率。表 8 描述了這三個工藝操作過程。3.性能與可持續性表 8.某些工藝裝置的能源轉換效率 工藝操作能源效率注釋原料氣化0.7-0.8(+)取決于原料特性，如惰性物質和水分的含量，以及氣化爐的整體溫度，跨度較大WGS0.95-0.97原料氣中 H2/CO 比率越高，所需的水煤氣變換就越少，因此能量損失就越低甲醇合成0.79-0.8使用化學計量的合成氣和有限數量的惰性氣體。整體0.53-0.62創新展望：54將這

119、三個效率值相乘得出的整體轉化效率為 0.53 至 0.62。進一步優化裝置（尤其是氣化裝置）可能會使結果上漲幾個百分點。計算得出的區間與從各種技術供應商和項目開發商處獲得的所有數據高度吻合。生物質轉化通常能夠達到約 60 的整體能量轉化效率，而 MSW 的轉化效率處于區間低端。當前基于石油天然氣生產甲醇的工廠可使用沼氣替代天然氣。升級至管道運輸標準后，正如 BASF 和 BioMCN 已采取的行動一樣，便可在原料中部分采用生物甲烷（BASF，2018 年；BioMCN，2020 年）。將大量沼氣經過升級和純化后輸入基于重整器的甲 醇生產工藝時，其轉化效率將與相應的天然氣工廠 相同。綠色甲醇該工

120、藝可簡單應用于綠色甲醇生產。必須考慮三個主要部分：1 電解水生成 H2、2 CO2 捕獲和 3 甲醇合成。1 電解水制氫和氧是一項成熟技術，堿性和 PEM 電解槽的電流效率（H2 的較高熱值 HHV）約為 75-85（IRENA，2018 年）。堿性電解槽最普遍且價廉。10 至 20 MW 的模塊化裝置組合可用于生產規模超過 100 MW 的工廠，且在 98%可用性條件下的使用壽命超過 30 年。（Thyssenkrupp，2020a）。PEM 型電解槽可輸送更高輸出壓力（30 bar 及更高）的 H2，從而降低下游甲醇合成的加壓成本。但相較于堿性電解槽而言價格昂貴（IRENA，2020c）。

121、當前還正在開發固態氧化物電解槽，通過在更高溫度（700C）運行提供更高效率。此外還需要儲氫能力以確保甲醇合成裝置的連續運行。大規模生產時，可再生 H2 的生產成本主要由可再生能源成本決定。2 全球每年有超過 370 億噸排放到大氣中的 CO2 與人類活動相關，其中 340 億噸與能源相關（Olivier 和 Peters，2019 年；IRENA，2020b）。這些 CO2 排放源于發電廠、水泥廠和發酵工廠、工業、交通運輸部門、建筑物的供熱供冷以及其他活動。盡管 CO2 的來源眾多，但目前可通過 CO2 捕獲回收作為燃料和材料的來源極少。CO2 捕獲的相關成本很大程度上取決于其來源（表 9）。

122、最容易捕獲 CO2 的設施是已產生 CO2 濃縮流的設施，例如天然氣凈化以及化肥和生物乙醇生產相關設施（Irlam，2017 年）。但 是，這些設施可提供的 CO2 數量有限。其他濃度較低的 CO2 來源包括化石燃料發電廠（煤炭、天然氣、石油）、鋼鐵廠和水泥生產。根據諸如 CO2 濃度、壓力和溫度等因素，可通過一系列分離技術從氣流中去除和捕獲 CO2。這些分離技術以各種物理和化學工藝為基礎，如液體溶液系統吸 收、固體吸附、低溫分離和膜滲透等。從化石燃料發電廠和工業工藝進行大規模碳捕獲的技術已相對成 熟，但尚未實現電轉 X(Power-to-X)領域所需的大規模應用。還需記住的是，這些來源大多并

123、非可再生或可持續的 CO2 來源，所依靠的仍然是化石燃料。生物質可通過 BECCS 和 BECCU 裝置部分提供所需的可再生 CO2。由于易于獲得廉價的高純度 CO2，當前大多數正在運行的 BECCS 和 BECCU 裝置選擇了生物乙醇生產設施（Consoli，2019 年）。然而，圖 30 展示了各種可再生來源的 CO2 產能估算，從中可以看 出，從這些來源中可獲得的 CO2 數量有限（Olsson 等，2020 年）。沼氣、紙漿和造紙以及廢物轉化為能源等工廠也可以提供 CO2。目前也在開發從燃燒生物質發電的大型電廠捕獲 CO2 的相關技術。但長遠來看，為達到所需的 CO2 數量，仍然必須從

124、大氣中捕 獲 CO2?？稍偕状?5包括 Climeworks、碳工程(Carbon Engineering)和全球溫控公司(Global Thermostat)在內的許多公司正在進行直接空氣捕獲(DAC)技術的開發（Sanz-Prez 等人，2016 年；Goeppert 等人，2012 年）。使用各種 CO2 吸附劑在環境溫度下從空氣中捕獲 CO2。將吸附劑加熱至一定高溫以釋放出捕獲的 CO2（濃縮 CO2（最高 100），然后用于甲醇合成。盡管相對而言 DAC 技術仍然較新（TRL 約為 4-7，具體取決于技術），但當前正在迅速發展。與排放點來源捕獲相 比，DAC 具備諸多優勢?？諝馓峁?/p>

125、了幾乎無限的可持續 CO2 來源，地球上任何地方都可獲取。因此，DAC 工廠無需考慮排放點來源，可以建在任何位置以捕 獲 CO2。圖 30 展示了全球 CO2 可用性的建議估算及分布，由此可看出潛在的可再生 CO2 數量每年可生產數百萬噸的綠色甲醇。但是，這些是用于包括 CCS 和 CCU 在內的所有用途和所有產品（如包括綠色甲醇、綠色煤油和綠色汽油在內的合成燃料）的 CO2 的可用性估 算。因此，綠色甲醇生產可能需要使用從“上述所 有”可用的可再生來源中獲得 CO2，而不僅限于最便宜的來源（生物乙醇和沼氣），否則將面臨更多競爭和產能的局限。DAC 最終將提供更大潛力。CO2 資源和綠色甲醇的

126、情況與生物質和生物甲醇的情況相似，可能引發市場爭奪最便宜的生物質原料。表 9.CO2 的可再生和不可再生來源的選擇1來源或技術CO2 在排氣或氣流中 的濃度(%)處理后的 CO2 濃度(%)生物質制乙醇最高 100最高 100可再生的 CO2生物質燃燒3-8生物質氣化20-90沼氣40-50BECCS/BECCU接近 100DAC*0.042燃煤電廠12-14最高 100不可再生的 CO2富氧燃燒燃煤電廠接近 100天然氣電廠3-5鋼鐵廠20-30水泥廠15-30天然氣凈化2-65氨合成最高 100*DAC 只有在提供可再生能源供電的情況下才會生產可再生的 CO2。圖 30.21 世紀中葉全球

127、不同來源可再生 CO2 供應量估算示例來源：根據 Olsson 等人（2020 年）。創新展望：563 使用 CO2 和 H2 的甲醇合成工廠的資本投資與傳統合成氣工廠的資本投資估計大致相同。因此，甲醇生產技術已經趨向成熟，且與傳統化石燃料工廠使用的技術極為相似。整體而言，工廠將以 99 的產率和選擇性生產綠色甲醇。CO2 與氫氣產生放熱反應（釋放能量），反應產生的熱能可用于提供其他工廠服務（例如蒸餾）。依靠波動性可再生能源生產所需的 H2 時，甲醇生產裝置的某些負荷跟蹤能力將具備一定優勢，并為電網提供重要的儲能服務（CRI，2020 年）。與傳統上基于天然氣或煤炭的甲醇工廠相比，還免除了非常

128、耗能且成本高昂的重整或氣化步驟，以及該步驟產生的廢棄物（硫、灰燼、NOx、PM、重金屬、焦油等）。此外，由 CO2 生產甲醇的副產品含量較低，甲醇蒸餾步驟得以簡化（Pontzen 等，2011 年）。電力和 CO2 生產甲醇的總效率約為 50-60。這主要是因為需要通過電解水生產氫氣?？墒辜状忌a逐漸向綠色過渡的一種經濟選擇是將 CO2 和可再生 H2 共同應用于傳統上基于化石燃料的甲醇生產廠。這將有助于增強 CO2 捕獲和可再生 H2 技術的相關專業知識，并以更快的速度擴大規模。這種方法還有助于抵消可再生電力的一些波動性和間歇性所產生的影響。通過確保生產綠色甲醇的 CO2 來源和完全轉化生物

129、質所含碳的氫源，生物甲醇和綠色甲醇聯產還提供了明顯的協同優勢。估計的捕獲成本（美元/噸 CO2）估計的產量（百萬噸 CO2/年）可再生甲醇573.2.可再生甲醇與替代燃料的比較與其他建議的可再生能源載體（包括氫、CNG/LNG、氨和電池）相比，甲醇具有諸多優勢。（表 10 和 圖 31）。也有建議提出以氫氣作為能量存儲介質，氫氣燃燒時除了能量之外，僅產生水。但實際上，由于體積密度低，氫氣需要壓縮至高壓(350-700 bar)或在極低溫度(-253C)下液化，這便導致了存儲問題且耗能較大。同時氫氣易燃易爆，且可滲透至許多常用金屬和材料中。因此，安全運輸、儲存和分配氫氣所需的基礎設施成本將非常昂

130、貴。LNG 的存儲也需要低溫(-162C)。如果比較因素包括容納空間，甲醇的能量密度與 LNG 相當。液氨必須冷卻至-34C 或在中等壓力下儲存。另一方面，由于甲醇在環境條件下為液態，因此無需進行任何制冷或加壓。甲醇的體積能量密度僅為汽油和柴油的一半，但比壓縮 H2(700 bar)高三倍，比液態 H2 高兩倍。實際上，相較于一升液化 H2，一升甲醇的氫含量更高。通常提到的純粹基于氫能的解決方案意味著大量投資，并且需要新建昂貴的專用基礎設施。甲醇作為液體燃料相對容易處理，并且無需高度專業化的設備進行運輸、存儲和分配。只需進行稍微改造，不需要高昂的改造成本，即可將當前的基礎設施調整為甲醇適用的設

131、施，從而平穩過渡至可再生甲醇的應用。還可基于可再生能源生產汽油和柴油的替代品，但這一工藝相比可再生甲醇更為復雜，且能源成本更高（Kramer，2018 年）。甲醇本身可以通過成熟的甲醇制汽油工藝(MTG)轉化為汽油（IRENA，2016a）。但是，該種方法下與汽油和柴油燃料相關的問題（如 PM、NOx 和碳氫化合物排放）仍然存在。表 10.各種燃料特性的比較1燃料種類LHV(MJ/kg)體積能量密度(GJ/m3)儲存壓力(bar)儲存溫度(C)甲醇 19.915.8120DME28.919.2520LNG48.620.81-162CNG48.6925020液氨18.611.5110-34(1

132、bar)20(10 bar)液態氫 1208.51-253壓縮氫氣 1204.770020汽油43.432120船用輕柴油42.836.6120鋰離子電池 0.4-10.9-2.4120注：LHV=較低加熱值；GJ=千兆焦耳；MJ=兆焦耳。圖 31.各種燃料的體積能含量 創新展望：58甲醇當前已經廣泛應用于傳統 ICE，它還可以用作高級混合動力車輛（甲醇/電力）和 FCV 車輛燃料。這種情況下，甲醇通過車載裝置被重整為氫氣注入燃料電池，為電動車輛(EV)充電或為燃料電池車輛(FCV)提供直接動力。同時，液態甲醇的應用避免了昂貴的車載系統需求，能夠確保 FCV 中的氫氣在極端壓力(350-700

133、 bar)下的安全存儲。迄今為止，甲醇是基于燃料電池的運輸應用中唯一實際證明可行的液體燃 料。使用甲醇的另一優點是既可以驅動傳統 ICE 車 輛，也可以驅動 FCV，有利于無縫過渡到更先進的動力系統。電池當前已經應用于運輸部門。當前大部分電池驅動車輛為客車和輕型車輛。隨著電池技術的不斷發展及其性能和能量密度的提高，汽車制造商已經開始將電池驅動的公共汽車和重型卡車推向市場。對于航運部門，其可應用于電動渡輪，而在航空部門，則可應用于小型電動飛機的短途飛行。但是，要利用現有的電池技術實現遠距離海上運輸和航空電氣化似乎更具挑戰性。在這些應用方面，生物燃料和合成燃料可以發揮重要作用（Moser 等人，2

134、018 年；IRENA，2018 年）。內燃機研究協會(FVV)對德國的合成燃料潛力進行了研究。研究確定了可實現汽車和卡車最低出行成本的合成燃料是綠色甲醇、e-DME 和 e-甲烷（Kramer，2018 年）。FT 燃料、H2 甚至電池的電動出行成本都更高。成本計算包括燃料生產、分配基礎設施、車輛成本等。但具體結果取決于例如生物質、綠氫和可再生 CO2 等廉價原料的可用性。另一項研究表明，由于用于汽車或卡車時整體效率較低，合成燃料僅適用于航空和航運等沒有替代燃料的領域（Calvo Ambel，2017；Malins，2017 年）。能量含量(GJ/m3)壓縮氫氣船用輕柴油汽油甲烷(LIG,-

135、162)甲烷(CNG,250 bar)DME(5 bar/)甲醇氨(10 bar/20)液態氫(-253)700 bar350 bar200 bar氫氣，1 bar鋰離子電池可再生甲醇59與任何其他替代燃料或化學品一樣，甲醇也有缺點。甲醇與汽油、乙醇和氫氣一樣極易燃燒，存儲或處理不當會導致爆炸。甲醇具有毒性，一旦攝入可能致 命。它會吸收大氣中的水分，從而導致甲醇/汽油混合物中的相分離。甲醇對于某些金屬具有腐蝕性，并且與某些塑料、樹脂和橡膠不相容。因此，務必始終選擇兼容的金屬、塑料和彈性材料（要了解甲醇優缺點的詳細信息，請參閱附錄 1）。3.3.排放與可持續性 排放生物質和 CO2 制甲醇的主要

136、優勢是減少了 CO2 GHG 的總體排放。完整的生命周期分析(LCA)（也稱為從搖籃到墳墓分析）必須考慮甲醇生產、分配和使用的所有步驟，解決其中每個步驟對環境產生的影響，包括 GHG 排放、其他污染物排放（NOx、CO、顆粒 物、SOx 等）及用水等。環境影響也取決于大量參 數，包括原料性質、副產品的產生、工藝應用、產品的使用方式等。因此難以確定一組具體數字，以與其他燃料和原料對環境的整體影響進行比較。然而，未來需要越來越多的這類分析，以評估各種燃料/材料和工藝對環境的影響。工業部門目前占全球 CO2 排放量的三分之一，已被確定為對于脫碳/去化石燃料目標最具挑戰性的領域之一（IRENA，202

137、0b）。在與甲醇及其衍生產品相關的化學/石化子行業中，提高能效、應用電氣化并使用可再生能源替代化石能源可有效降低相關工藝的碳排放強度。這種情況下，可選擇電氣化重整天然氣以生產 LCM。然而，要走得更遠，所產生的化學品和材料本身必須通過使用可再生原料（綠氫、可再生 CO2、生物質等）逐漸實現去化石燃料。隨著時間的推移，這有助于減少相關的 CO2 排放，到本世紀末最終達到凈零排放。通過實行這種逐漸過渡到“綠色”的途徑，甲醇及其衍生的所有化學品和材料（包括甲醛、DME、MTBE、乙酸、塑料、溶劑）也因此將趨向于碳中和。當然，所有相關工藝都必須通過嚴格的 LCA 驗證 CO2 和其他排放水平。運輸部門

138、已開展多項研究以確定各種燃料的排放水 平。當前已特別針對甲醇、DME 和其他燃料的使用進行了“從油井到車輪”(WTW)分析，該分析通常側重于 GHG 排放和燃料途徑的整體能效。WTW 分析本身可以分為兩個獨立的步驟：油井到油箱(WTT)和油箱到車輪(TTW)分析。WTT 專注于原材料的提取、燃料的生產及其在車輛中的分配。TTW 考慮的則是車輛中燃料的利用，即燃料中的化學能向動力系統動能的轉化。通過 WTT 分析，生產商預計可再生甲醇相對于傳統燃料可減少 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 減排效益最佳的燃料。在整個燃料循環的 TTW 部分，

139、甲醇作為運輸燃料也具備一定優勢。甲醇的辛烷值高于汽油（馬達法辛烷值(RON)與研究法辛烷值(MON)的平均值為 100），1 因此可實現更高的壓縮比，適用的發動機得以更有效地利用能量，且相同功率輸出條件下的 CO2 排放更低。甲醇/汽油混合物的辛烷值相比 純汽油也要高得多，且會減少 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燒更清潔，從而減少了其他污染物(PM、NOx、SOx)排放。甲醇還可應用于配備電熱塞的柴油發動機和新開發的“甲醇發動機”，甚至由燃料電池驅動的更先進車輛，從而進一步減少尾氣排放（Ola

140、h 等人，2018 年；Schrder 等人，2020 年）。作為船用燃料時，1 RON=研究法辛烷值；MON=馬達法辛烷值。創新展望：60與燃料油相比，SOx、PM 和 Nox 排放分別減少了 99 以上、95 和 60-80（Dolan，2020 年；MI，2020b；Andersson 和 MrquezSalazar，2015 年；DNV GL，2016 年）。比較各種生產甲醇的生物質來源，可以確定黑液的 WTW CO2 當量排放量為 3-12 g CO2-eq/MJ，木材廢棄物為 5.3-22.6 g CO2-eq/MJ，種植木材（人工林木材）為 4.6-16.5 g CO2-eq/M

141、J。結果以 表 11 和圖 32 所示研究為依據（另請參閱 Schrder 等人研究，2020 年），且不包括土地利用改變或間接土地利用改變所導致的 GHG 排放。粗甘油和沼氣生產甲醇的過程的碳排放更高，分別為 30.6 g CO2-eq/MJ 及 30-34.4 g CO2-eq/MJ。根據各種假設，由 CO2 回收和可再生資源生產 H2 制成的甲醇 WTW CO2 排放約為 1.74-33.1 g CO2-eq/MJ。與汽油的化石燃料參考排放量 83.8 g CO2-eq/MJ（EU，2009 年）相比，實現了大幅降低。與汽油相比，由地熱 CO2 和綠氫生產并由 CRI 出售的 Vulca

142、nol 最多可減少 90 的 GHG 排放（CRI，2020 年）。黑液和種植木材生產甲醇減少的 WTW CO2 排放分別高達 96 和 95。此外，利用交通運輸中溫室氣體排放、排放控制和能源使用仿真模型(GREET)，也得出了生物質生產甲醇使 CO2 當量排放減少 93 的結論（Wang 和 Lee，2017 年）。據估計，與汽油和柴油相比，利用 CO2 捕獲和回收生產甲醇可減少的 WTW CO2 排放高達 98。歐盟生物燃料的節能要求最初將所有生物燃料應實現的 GHG 減排量設定為至少 35，而二氧化碳排放當量為 83.8 g CO2-eq/MJ（參考化石燃料），目前看來，甲醇生產途徑已經

143、滿足了這一要求。這些減排要求逐漸提高至 2017 年的 50 及 2018 年的 60。沃爾沃還發現，若使用黑液作為原料，甲醇的 WTW GHG 排放可減少約 90，DME 則減少了 95。歐盟委員會聯合研究中心(European Commission Joint Research Centre)與能源研究機構(Institute of Energy)-EUCAR-CONCAWE(JEC)的合作得出了類似結論，該研究中心發表了一系列研究報告，研究傳統燃料和替代燃料的生產途徑及動力系統的 GHG 排放（Edwards 等人，2011 年；Edwards 等人，2014 年）。報告顯示，例如對于柴

144、油發動機2而言，WTW 排放從傳統柴油的 145 g Co2-eq/km 降低至黑液生產 DME 的 5 g CO2-eq/MJ，降低了 97（Edwards 等人，2011 年）。由廢棄木材和種植木材生產的 DME 的減排比例分別為 94 和 92。這遠遠低于歐盟 2020 年擬議法規的要求，即新乘用車的 GHG 排放量目標為 95 g CO2-eq/km（EU，2012a）。這也遠遠低于煤炭和天然氣生產的 DME 的碳排放量，后者的 WTW 碳排放量與汽油和柴油相當。該研究未涉及甲醇，但 DME（脫水甲醇）與甲醇的生產效率非常接近。實際上，甲醇轉化的能效還略高于 DME。關于能源消耗，Ed

145、wards（2011 年）認為，最節能的生物質制 DME 途徑是基于黑液氣化的途徑。這一途徑的能耗值略低于 200 MJ/100 km。黑液是木漿生產過程中產生的大量內部能量流，通常在回收鍋爐中燃燒以產生電力和熱能用于回收蒸煮化學品。通過安裝高效的生物質供料鍋爐產生熱能和電力，可以滿足 DME 生產工廠的能源需求。該鍋爐相比回收鍋爐能源效率更高，也是這一途徑總體能源效率較高的主要原因。能源效率的計算方法是，生產的 DME 能量除以增加的額外生物質能量（生產 DME 的新工廠為達到與 DME 生產之前相同的凈能源總體平衡所需能 量）（Ekbom，2003 年）。生物質直接氣化途徑的能耗約為 25

146、0 MJ/100 km。與纖維素乙醇比較，后者的能耗約為 300-500 MJ/100 km，二氧化碳排放當量為 30-40 g CO2-eq/km。值得注意的是，各種沼氣途徑的 GHG 負排放極高（意味著情況非常有利）。這是由于甲烷使全球變暖的可能性極高，如果不用作燃料，便會排放到大氣中。但是，這類途徑會消耗大量能源-相比描述的效率最高的生物質制 DME/甲醇案例的能耗高出兩倍。重型客2 DICI 2010 no DPF：2010 年直噴壓縮點火發動機（無柴油顆粒過濾器）?？稍偕状?1車壓縮發動機使用 DME 或使用與燃料電池結合的甲醇時，其 WTW GHG 排放分別減少了 94 和 96

147、。在此情況下，甲醇和 DME 從楊樹中獲得（Pont，2007 年）。就船舶而言，使用生物甲醇代替重質燃料油也將有效降低 GHG 排放。根據生物質的來源和工藝，降低幅度為 80 至 95 以上（Brynolf 等人，2014 年；Balcombe 等人，2019 年）。隨著我們的不斷探索，生物質、可回收的 CO2 以及由可再生能源生產的 H2 的更大規模的使用將推動碳燃料越發趨近碳中和及可再生能源。最終，大氣中的 CO2（無論是直接回收還是通過生物質回收）將成為我們的主要碳源，這有效解決了 GHG 排放過多的問題。表 11.按原料類型排列的各種來源的甲醇的溫室氣體排放量 資源類型原料原始系統邊

148、界原材料至最終用途的溫室氣體排放(g CO2eq/MJ*)來源基于生物質種植木材(A)12Majer 和 Grngrft，2010種植木材(A)16.5RED II，附錄 V，2018(EU，2018)種植木材（當前至近期）(A)7.3Chaplin，2013種植木材（新中期）(A)4.6Chaplin，2013廢木(A)10Majer 和 Grngrft，2010廢木(A)13.5RED II，附錄 V，2018(EU，2018)廢木(A)16.1Rnsch 等人，2014廢木(A)22.6BLE，2017廢木(A)5.3Chaplin，2013廢木(A)18.3Ellis 和 Svanbe

149、rg，2018木頭(D)25Kajaste 等人，2018木屑(B)20.91Ecoinvent，2019黑液(A)10.4RED II，附錄 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沼氣(A)34.4Chaplin，2013沼氣（肥料，農作物）(A)30Majer 和 Grngrft，2010創新展望：62基于電力可再生電力，來自生物質工廠的煙氣(B)3.23Buddenberg 等人，2016可再生電力，來自乙醇廠的

150、CO(A)13Matzen 和 Demirel，2016可再生電力，沼氣工藝生產的 CO(B)0.5Hoppe 等人，2018可再生電力，來自乙醇廠的 CO(D)21.3Kajaste 等人，2018可再生電力，從燃煤電廠捕獲的 CO(D)33.1Kajaste 等人，2018可再生電力，煙氣（地熱發電廠）(A)12.1CRI，2020可再生電力，來自生物質工廠的煙氣(A)1.74Chaplin，2013基于化石天然氣(B)101.6Ecoinvent，2019天然氣(C)94Kajaste 等人，2018天然氣(A)91Ellis 和 Svanberg，2018天然氣(A)94.4Chapl

151、in，2013硬煤(B)262Ecoinvent，2019硬煤(C)219Kajaste 等人，2018褐煤(A)170.8Rnsch 等人，20141*從原始系統邊界計算得出的以(g CO2 當量/MJ)為單位的最終使用溫室氣體的原材料：(A)從原料提取到使用階段；無需糾正。(B)從原料提取到甲醇生產門；添加 RED II 的默認值 2.0 g CO2 當量/MJ（運輸和分配 MeOH）。(C)從原料提取到甲醇生產門；添加 RED II 默認值 2.0 g CO2 當量/MJ（運輸和分配 MeOH），MeOH 燃燒排放量為 69 g CO2 當量/MJ。(D)從原料提取到甲醇生產門；對甲醇使

152、用期間排放 69 g CO2 當量/MJ 進行糾正；添加 RED II 的默認值 2.0 g CO2 當量/MJ（運輸和分配 MeOH）。圖 32.各種原料生產甲醇的溫室氣體排放量（從原料提取到最終使用，數值見表 11）可再生甲醇63可持續性與碳中和通過自然和人為來源（包括生物質）生產甲醇以及從各行業產生的煙道氣回收 CO2 可能是邁向人為碳循環的第一步。即使只是從工業排放中收集一小部分 CO2 便可獲得人類所需的大量 CO2。二次利用從化石燃料來源捕獲的 CO2 生產甲醇，而非簡單地將 CO2 排放到大氣中，可能將排放減半。這種類型的甲醇可被視為低碳燃料。但是，這種方法不能提供一勞永逸和可持

153、續的解決方案。隨著化石燃料越來越少以及其使用受到越發嚴格的排放標準管制，相關的 CO2 排放最終將會減少。即使 CO2 中的碳可二次利用，它仍然來自化石燃料。生物質有助于推動社會擺脫對于化石燃料的依賴性。以可持續方式產生的生物質數量巨大但仍然有限，無法滿足我們的所有需求（請參閱第 5 章）。生物甲醇和綠色甲醇聯產能夠充分利用原料中的可再生碳，從而有效提高給定數量生物質生產甲醇的產量。與不添加外部可再生氫氣的傳統方法相比，采用該方法后產量增長了兩倍以上。從其他各種 BECCS/BECCU 裝置（尤其是生物質燃燒發電裝置）獲得的 CO2 也可以與綠氫結合使用，以生產綠色甲醇。然而，生物質可利用性的

154、局限性意味著也應擴大利用從空氣中捕獲 CO2 生產甲醇及其衍生產品的規模，因為這為人類提供了取之不盡的碳源。所需能源將必須由可再生資源提供。這將構成自然界通過光合作用進行 CO2 再循環的一種人工形式，即可持續的人為碳中和循環（圖 33）。這是所謂的甲醇經濟的關鍵概念之一（Goeppert 等人，2014 年；Olah 等人，2018 年），也是液態陽光概念（Shih 等人，2018 年）。030025010020050150GHG 排放量(gCO2 當量/MJ)種植木材廢木和其他木材黑液粗甘油生物氣體基于電力的 CO2+H2天然氣煤和褐煤圖 33.人類碳循環促進循環經濟 來源：Olah 等人

155、2018 年）創新展望：64從成本來看，天然氣和煤炭等不可再生來源生產的甲醇與汽油和柴油燃料相比已經具備一定的競爭優勢（圖 4）。甲醇也是眾多化學品、材料和塑料的重要原料。在向可持續未來過渡期間，可以利用混合能源系統使用可再生能源和其 CO2 排放少或為零的化石燃料生產 LCM。因此可將 LCM 作為通向可再生甲醇的橋梁。甲醇和 LCM 的分銷和使用基礎設施就位后，將來可以無縫過渡到可持續的可再生甲醇?；剂仙a的甲醇和可再生甲醇的化學性質相同?？稍偕状伎梢宰鳛楫斍皬氖瞳@得的許多化學品和產品，如芳族化合物(BTX)和塑料（聚乙烯、聚丙烯）等的可持續原 料（Bazzanella 和 Aus

156、felder，2017 年）。催化或電化學 CO2 還原和轉化CO2+H2Og大氣 CO2燃料用途CO2+2H2OCH3OH+3/2 O2g氣化為合成氣 H2+CO+CO2 和其他轉化O2+生物質光合作用 CO2+H2OhO2+生物質 甲醇和二甲醚合成碳氫化合物 及其副產品H2 生成來自 H2O電力e-CO2 捕獲CCSCO2CH3OH DMEgCO2g碳捕獲和回收CCRCO2 來自點來源：發電廠，工業等太陽能CO2 存儲太陽能風能水能地熱能海洋能原子能可再生能源可再生甲醇65由可再生資源生產生物甲醇和綠色甲醇的成本取決于多種因素，包括原料、技術選擇、能源需求、生產能力、運行條件、所需的產品純

157、度和稅收優惠等。4.1.生物甲醇成本通過氣化利用生物質和 MSW 生產甲醇對于生物甲醇而言，本報告確定生產成本的方法與許多利益相關方接受和使用的方法類似?？沙掷m交通論壇(Sustainable Transport Forum)下的高級生物燃料小組(SGAB)（Maniatis 等人，2018 年）在收集整理“生物燃料成本”報告基礎信息的過程中確認了這一方法（歐盟 STF，2019 年）。3上述報告是“高級生物燃料-降低成本潛力”報告中所介紹項目的基礎（Brown 等人，2020 年）。在本報告中，已對上述兩個報告中的生物質熱能轉化項目相關信息進行了更新和調整，并且采用相同方法估算使用各種生物燃

158、料的生產成本。該方法給出了甲醇成本構成中的 CAPEX 成本、OPEX 成本（不包括原料）和原料成本。CAPEX 基于在建項目的可獲取數據計算得出。有時成本根據與所研究項目相似的項目成本估算得出。本報告重點關注一種產品，投資強度以美元/噸/年表示。在某些情況下，如果產品不是甲醇，則以美元/千瓦表示，以便與常見的基礎能源進行比較。比較投資強度時，工廠規模是一項重要考慮因素。CAPEX 等于建造工廠的隔夜投資成本，且不包括建造期間的利息成本或營運資本。資本回收費用由估計為均化年度資本成本（基于 15 年期實際利率為 10%的年金貸款即 13.2%的系數計算，表示為每年 CAPEX 或 CAPEX/

159、y）的年度成本組成。充分詳盡的項目經濟模型因素，例如贈款支持水平、負債權益比率、還貸寬限期和攤銷期等均不包括在內。OPEX（不計原料），以 CAPEX 的年度百分比或生產成本的百分比表示。百分比包括工廠供料、人工及原料相關成本、維護及副產品處置成本?？捎们闆r下，項目估算的相關數據將成為使用的百分比或其他數字的基礎。根據性能數據和原料成本估算原料成本貢獻。生產成本估計為每年的資本回收費用、OPEX 和原料采購成本之和除以生產產量。如表 4 所示，2020 年第 2-3 季度期間，我們聯系了許多項目開發商和工廠所有者獲取信息。表 12 和表 13 列出了收集的相關信息，從中可以明確生產成本的 CA

160、PEX 因素。表 12 列出了指定甲醇為最終產品的項目，表 13 列出了其他氣化項目。4.當前成本和成本預測3 可持續交通論壇(STF)于 2015 年成立，旨在實施所謂的替代燃料基礎設施指令 2014/94/EU(EU，2014)。該論壇由 DG MOVE 領導，成員來自歐盟所有成員國，還有約 40 名專家。創新展望：66表 13 列出的項目不生產甲醇。然而，合成工廠利用合成氣生產的產物原料及生產途徑與甲醇生產工廠配置相似。無論最終產品如何，合成氣的產生、調節和清潔都是總投資的主要部分。因此，如果比較兩個表之間每個裝置的產能投資（美元/千瓦），則可以得出相關比較結果。其中需要包括合成裝置（例

161、如甲醇與 FT 產品）較大或較小投資的潛在影響，以及從原料到產品的總轉化效率。這將在之后進一步討論。表 12.生物甲醇廠的資本成本 1#項目/研究狀態產能（噸/年）投資額（百萬美元）投資強度（美元/噸/年）投資強度（美元/千瓦）來源1Trans World Energy(TWE)，佛羅里達(US)FEED 完成，2023 年第二季度啟動875,000430490710TWE2ENI 煉油廠，里窩那(IT)2020 年第三季度基本工程就緒11,0003302,9004,280NextChem3LowLand Methanol(NL)2023 年初啟動120,0001301,1101,620Low

162、Land Methanol4Sdra(SE)運營中5,000112,2203,230Sdra5Enerkem，鹿特丹(NL)工程設計中215,0005802,6903,840Enerkem6Enerkem，塔拉戈納(ES)工程設計中215,0005802,6903,840Enerkem7VTT詳細研究265,0003851,4502,070VTT8Chemrec,Domsj(SE)前期工程設計147,0003902,6403,400Chemrec9Chemrec，nth 工廠概念290,000540/270*1,880/930*2,740/1,370*Chemrec10New Hope Ene

163、rgy，德克薩斯(US)2020 年第四季度投資決策715,0005007001,020New Hope Energy*這項投資是為了避免投資新的回收鍋爐?？稍偕状?7生產總成本中的資本成本因素CAPEX 轉換為投資強度，用區間為+/-20 的平均值及美元/千瓦的產品產能形式表示，以便比較不同產品各個項目的 CAPEX。然后，將資本成本范圍與其他研究比較并以保守方式進行調整。（例如 Brown 等人的研究，2020 年；Maniatis 等人的研究，2018 年）假設生物質供料工廠投資成本范圍為 1,560-2,220 美元/噸/年，基于 MSW 的項目投資成本范圍為 2,000-2,780

164、 美元/噸/年?；?MSW 的項目相對投資較高，但通常這些工廠規模較小，甲醇的年產量為 10 萬噸/年，而基于生物質的項目年產量為 20 萬-25 萬噸/年，因此預計后者的投資相對更高。表 12 和表 13 展示了從各個信息提供者處獲得的新數據和更新數據。但也有例外，例如表 12 中的 Trans World Energy 和 New Hope Energy 大型項目。由于規模經濟影響，這些項目的相對投資顯然應處于建議區間中的低位，但實際提供的投資甚至低于這一區間。同一表格中，LowLand 甲醇項目的相對投資也較低。部分原因與以下事實有關：甲醇生產所需的氫氣很大一部分源自進口（因此，該項目

165、的氣化部分投資強度相應較低）。它在易于獲得的公共事業部門支持方面也具備諸多優勢。如兩個表格所示，可以在“每千瓦產品產能成本”的基礎上對項目進行比較，但需考慮每個引用項目的各種具體情況。以美元/千瓦為基礎比較表 12 和表 13 中的項目（注意航空燃料的噸與甲醇的噸不能進行比較）顯示：Enerkem Edmonton 工廠（表13）利用 MSW 生產甲醇以進一步轉化為乙醇，規模較小，乙醇的相對投資（美元/千瓦）較低。若包括原料制備，則投資水平將增加至約 4220美元/千瓦。表 13.其他產品氣化工廠的資本成本1項目/產品狀態年產能投資額（百萬美元）投資強度（美元/千瓦）來源1Enerkem，埃德

166、蒙頓(CA)/乙醇運營中30,000 噸873,110Enerkem2Enerkem，魁北克(CA)/乙醇已宣布/建設中35,000 噸782,800公共領域3Fulcrum(US)/FT 液體（噴氣燃料）2020 年第四季度啟動40,000 m32004,560公共領域4Red Rock Biofuel/FT 液體（噴氣燃料）正在建設中，2021 年啟動58,000 m33555,560公共領域5E.On/SNG已規劃1,600 GW4702,280E.On注：SNG=合成天然氣。創新展望：68 E.On.項目（表 13）的生物合成天然氣(bioSNG)產量相當于每年約 25 萬噸的甲醇產量

167、，位于同等規模的甲醇工廠產量區間的中等水平。Fulcrum 和 Red Rock 生物燃料項目（表 13）均旨在生產 FT 產品，工廠規模相對較小，其產能相當于每年不到 10 萬噸的甲醇當量。同時它們的轉換效率較低，這對相對投資產生了負面影響，生產市售產品所需的額外裝置升級也會對此產生負面影 響。因此，他們的數據點為 4,440-5,560 美元/千瓦，這一數據并不讓人驚訝。參考的首個 Chemrec 項目（表 12）中，投資不包括避免更換當前回收鍋爐投資的碳信用額度。它承擔了更換鍋爐的成本。達成此協議的基礎是因為該項目將是同類中的首個項目，制漿廠將充當一項全新技術的試驗廠。參考的第二個 Ch

168、emrec 黑液項目（表 12）在商業應用中（第 n 個工廠案例）因避免了更換當前回收鍋爐的投資將被扣除碳信用額度。這意味著大約降低了一半的凈投資。生物質原料工廠的特定投資為 1,560-2,220 美元/噸/天，基于每年的資本成本（對應 15 年期實際利率為 10%的年金百分比即 13.2%）計算得出甲醇產品成本中的資本因素成本為 206-293 美元/噸或 37-53 美元/兆瓦時（表 14）。對于投資介于 2,000-2,780 美元/噸/天的 MSW 項目，產品成本中的資本成本為 264-367 美元/噸或 48-66 美元/兆瓦時。生產總成本的原料成本因素生物質到甲醇的能量轉化效率約

169、為 60（基于進廠時的原料低發熱值(LHV)）。特殊情況下，制漿廠中的黑液氣化并轉化為甲醇，而黑液能量由供料于現場動力鍋爐的生物質作為補償，則總效率可能達到 70 左右（添加的生物質與生產的甲醇的比例）。MSW 項目的轉換效率通常較低，約為 50-60。原料成本根據設施位置及原料類型不同存在巨大差異。圖 34 展示了初級生物質的全球供應曲線（IRENA，2014 年）。國內生物質原料成本從約 3 美元/GJ（非洲加工殘渣）到 17 美元/GJ（能源作物）不等。MSW 和加工殘渣的原料成本最低，為 5 美元/GJ 以下。5 美元/GJ 到 8 美元/GJ 之間的中等成本組包括收獲殘渣。更高的成本

170、主要體現在能源作物和林業產品中。表 14.生產成本中的資本成本要素資本支出/年來自生物質來自 MSW低高低高美元/噸 MeOH206293264367美元/MWh MeOH37534866美元/GJ MeOH10.414.713.318.4圖 34.2030 年全球初級生物質供應曲線 來源：IRENA(2014)?？稍偕状?9根據 Brown 等人（2020 年）的研究，在歐洲和美 國，木質生物質的典型工廠進價為每干噸 50-100 歐元（3-6 美元/GJ）。美國南部、加拿大部分地區和巴西的價格甚至可以更低，約為每干噸 25-50 歐元（1.5-3 美元/GJ）。圖 34 展示了 20 歐

171、元/MWh（6 美元/GJ）的價格情 景，以說明上述參考價格水平。它也用作閾值，描述生物甲醇的生產總成本，以說明生產總成本中原料部分的情況。低于該價格水平的可用原料潛力約為 40。表 15 展示了生產總成本中原料因素成本與能量轉換效率的關系。某些情況下，原料甚至可能包含碳信用額度。該類潛在信用額度不包括在生產成本估算中。表 15.生產成本中的原料成本要素 原料成本美元/GJ 原料轉化效率，原料轉化為甲醇，506070美元/GJ MeOH美元/噸 MeOH美元/GJ MeOH美元/噸 MeOH美元/GJ MeOH美元/噸 MeOH1530.059725.049821.44261020.03981

172、6.733214.3284612.023910.01998.617136.01195.01004.3851.53.0602.5502.14320 歐元/MWh供應成本（美元/GJ）潛能(EJ)能源作物收割殘渣加工殘渣沼氣薪柴伐木殘渣木材廢料051015200102030405060708090100110120130140國內供應出口潛能創新展望：70表 16.生產成本中的 OPEX（不包括原料）成本要素生物質作為原料MSW 作為原料低高低高資本支出，美元/噸 MeOH/年1,5602,2202,0002,780運營支出低5%美元/噸 MeOH78111100139運營支出高10%美元/噸 M

173、eOH156222200278生產總成本中的 OPEX（不包括原料）因素計劃的各個階段通常不為項目指定除原料以外的其他運營成本（例如公用事業、催化劑、化學品、運營和維護），并且由于商業原因，不提供工廠運營期間的 OPEX 信息。通常會匯總可用信息并以每年占總投資成本(CAPEX)的百分比表示。根據編寫本報告過程中接觸的各種消息來源，最低在 5-6 范圍內，最高大約是其兩倍，為 9-10 之間。廢棄物氣化的特定投資成本較高，因此盡管其每噸每年的運營成本貢獻高于生物質原料，其百分比仍然較低。這還反映了例如用于處理原料中較高含量的污染物以及灰燼和其他二次廢棄物的額外成本。表 16 總結了 OPEX

174、的變化?；谏镔|和 MSW 的甲醇生產總成本將表 14、表 15 和表 16 中三個成本因素相加，就可以得出各種情況下生物質和 MSW 生產甲醇的生產總成本，包括投資、原料及 OPEX 在內的低成本和高成 本。表 17 對相關情況進行了匯總。預期最低與最高成本之間的差距極大。低生產成本約為 300 美元/噸，而在高 CAPEX、高 OPEX 及原料價格為 6 美元/GJ 的情況下，這一數字將增至 600 美元/噸。原料成本為 15 美元/GJ 時，加上較高的 CAPEX 和 OPEX 支出，價格將進一步上漲至約 1,000 美元/噸?；谏镔|和 MSW 的甲醇生產成本降低潛力關于成本降低潛

175、力，首先也是最重要的是采取措施顯著影響等式的 CAPEX 部分。低價原料已經成為上述成本區間的一部分，其他 OPEX 成本不可能降低到每年遠遠低于 CAPEX 5（計算中使用的較小數字）的水平。給出的總體能效區間還包括未來的發展，因此生產總成本中原料因素成本不會降低。但隨著時間的流逝，CAPEX 可能會受到眾所周知的學習曲線機制的影響，例如工藝改進、經過改進更具成本效益的工廠配置和工廠規模（規模經濟）。在 Brown 等人（2020 年）的降低成本相關報告中，這種長期潛力可量化為 20%-30%。生產成本中的資本負擔基于 13.2 的內部收益率(IRR)計算，及總資本 15 年期實際利率為 1

176、0%的年金百分比。長遠來看，如果這項技術得到規?；茝V，且通過廣泛的學習經驗將風險降低，資本成本則有可能下降。如果生產成本的資本部分基于 10.2 的內部收益率（相當于 20 年期實際利率為 8 的年金百分比），則資本成本相比表 14 將降低 23?？稍偕状?1表 17.從生物質和城市固體廢物(MSW)中提取生物甲醇的總生產成本1生物質作為原料MSW 作為原料低高低高資本支出/年，美元/噸 MeOH206293264367整體轉化效率，6070607050605060各種水平甲醇的原料成本要素，美元/噸 MeOH15 美元/GJ498426498426-10 美元/GJ33228433228

177、4-6 美元/GJ199171199171-3 美元/GJ10085100851191001191001.5 美元/GJ50435043605060500 美元/GJ(a)-00005 的運營支出，美元/噸 MeOH7811110013910%的運營支出，美元/噸 MeOH156222200278甲醇成本（美元/噸 MeOH）原料成本低于 6 美元/GJ327-561447-714414-583556-764原料成本為 6-15 美元/GJ455-860575-1,013-碳信用額（美元/噸 MeOH）50美元/噸 CO2(b)-82-82-82-82100 美元/噸 CO2(b)-164-1

178、64-164-164(a)投入城市固體廢物氣化爐的 0 美元/GJ 只有參考性，未在成本估算中使用。(b)每噸生物甲醇的碳信用額基于天然氣生產甲醇的平均 CO2 當量排放（95.2 g CO2 當量/MJ）與通過可再生 CO2 和 H2 生產生物甲醇的平均 CO2 當量排放（12.7 g CO2 當量/MJ）之間的差額在表 11 中給出?？紤]到與傳統的天然氣制甲醇相比，甲醇的 LHV 為 19.9 MJ/kg，相當于每噸生物甲醇可避免 1.64 噸 CO2 當量的排放。如果結合使用學習曲線及降低資本風險潛力，可使生產總成本的資本成本因素(CAPEX/y)降低 40-45（下表中使用 40），平

179、均分配于兩個確定的成本削減因素之間。OPEX 與投資有關，并假定與資本成本成比例地減少。降低成本的假設結果如表 18 和圖 35 所示。創新展望：72表 18.潛在成本降低后的生物甲醇總生產成本 生物質作為原料MSW 作為原料低高低高降低成本前美元/噸 MeOH （來自表 17）原料低于 6 美元/GJ327-561447-714414-583556-764原料價格為 6-15 美元/GJ455-860575-1 013-資本支出/年減少量，美元/噸 MeOH-82-118-106-147運營支出減少量，美元/噸 MeOH-18 至-36-26 至-51-23 至-46-32 至-64原料成本

180、低于 6 美元/GJ 時的甲醇成本（美元/噸 MeOH）沒有碳信用額227-443303-545285-431377-553信用額為 50 美元/噸 CO2*145-361221-463203-349295-471信用額為 100 美元/噸 CO2*63-279139-381121-267213-389原料成本為 6-15 美元/GJ 時的甲醇成本（美元/噸 MeOH）沒有碳信用額355-742431-844-信用額為 50 美元/噸 CO2*273-660349-762-信用額為 100 美元/噸 CO2*191-578267-680-圖 35.到 2050 年生物甲醇的估計成本*請參閱表

181、17 中的注釋。生物甲醇成本（美元/噸）生物質最低最低最高最高最低最高最低最高MSW原料價格為 6-15 美元/GJ原料低于 6 美元/GJ運營支出資本支出100060080040020001200可再生甲醇73降低成本的活動與運營經驗有關，也與隨著時間流逝有關，如何使用相同工藝（經過改進）確保上線全新設施時仍然保留和使用已獲得的知識密切相關。從初步項目構想到工廠正常運行，通常需要至少四年時間。此后需要至少一年的運營時間才能從所獲經驗中得出任何實際結論。因此，如上所述，描述與時間相對應的生產成本降低潛力情景很大程度上取決于隨著時間推移建造的工廠數量。在降低成本部分中使用的“工廠”一詞應理解為“

182、多代工廠”。經過一代又一代的更迭之 后，可以決定建造多個裝置以滿足市場需求并確保經濟生產。圖 36 闡明了生產成本降低的情景，其中 4 個生產生物甲醇的迭代工廠約在 15 年（2020 年至 2035 年）時間內投入運營。該示例中原料成本的上限為 6 美 元/GJ。預計將有四種或五種不同的開發途徑實現商業化并同時達到相當的成熟度。隨著這一發展，有望實現表 18 中數據所示的成本降低潛力。與生物甲醇類似，圖 37 展示了基于 MSW 的各代工廠和工廠裝置的相應成本降低潛力所展示的情景應被視為快速途徑。這一情景基于的假設為，目前處于早期規劃階段和建設中（某些情況下正在運營）的工廠是第一代工廠，在接

183、下來的時期直到 2035-2040 年，其將被與之相似但經過改進設計的三個代別的工廠取代。另一種發展較慢的情景下，由于引入先進燃料和化學品相關的長期穩定立法沒有落實，時間線容易拖得更長。通過沼氣生產甲醇沼氣主要用于發電和供熱。少量將升級后符合天然氣管道運輸標準（生物甲烷），混入天然氣網絡或與天然氣混合用于生產具有低混合可再生成分的汽車燃料。在一些沒有天然氣網絡的國家，分成小容積沼氣以油輪單獨運輸，并用作 100 可再生的汽車燃料。圖 36.在 15 至 20 年的時間范圍內利用生物質 生產生物甲醇的潛在生產成本降低的可能性圖 37.在 15 至 20 年的時間范圍內利用城市固體廢物(MSW)生

184、產生物甲醇的潛在生產成本降低的可能性年生產工廠數量裝置數量美元/噸70060050040030020010002020-20252035-20401234481420+HHLL美元/噸70060050040030020010002020-20252035-20401234481420+800HHLL圖 38.通過氣化和厭氧消化生產生物甲烷的成本 來源：EBA(2020)。創新展望：74歐洲有兩個地方現有的一些甲醇工廠利用生物甲烷與天然氣共同供料。產物為化石和生物來源混合生產的甲醇。其可再生部分已正式通過認證，可作為可再生商品進行交易。更詳細的相關信息請參閱 2.2.部分。無論甲烷是源自化石燃料

185、還是可再生能源，將甲烷轉化為甲醇的工廠將以同樣的方式運行。這意味著，如果現有的甲醇工廠使用可再生來源替代部分化石甲烷原料，則甲醇的最終生產成本僅會受到原料價格差異的影響。2019 年，歐洲非家用天然氣的平均價格約為 35 歐元/MWh（10.8 美元/GJ）（Eurostat，2020 年）。根據提供給 SGAB 報告的數據（Maniatis 等人，2018 年），基于厭氧消化的典型生物甲烷生產成本在 70-80 歐元/MWh（21.6-24.7 美元/GJ）之間。大型現代化氣化工廠預計將達到相似的生產成本水平，如圖 38 所示。原料價格對整體生產的影響如表 8 所示。天然氣轉化為生物甲烷原料

186、對甲醇生產成本有非常顯著的影響。如表中示例所示，相當于每噸甲醇成本增加 377 美 元。美國的計算結果將顯示出更大差異，因為其天然氣價格通常低于歐洲。本報告不涉及新裝置的生產經濟學。例如，在歐洲安裝一個僅由生物甲烷供料的中小型工廠將導致高昂的生產成本。僅原料成本就達到約 700 美元/噸生物甲醇，還要在此基礎上添加 CAPEX 和 OPEX。例如，丹麥 Haldor Topsoe 當前正在研究的通過生物甲烷替代上述途徑的方法是利用電加熱的沼氣重整器將沼氣直接轉化為合成氣，再進一步轉化為甲醇。他們將這一開發稱為 eSMR MethanollTM（HT，2019b）。并計劃于 2022 年投入運營

187、產能為每小時 10 千克的甲醇示范工廠。Haldor Topsoe 聲稱，其緊湊和模塊化的設計將使工廠在具備商業吸引力的同時以小于當今典型工廠 100 倍的規模建造，而其甲醇生產成本與大型化石燃料氣化工廠相同。歐元/MWh運營支出資本支出生物質1G 通過厭氧消化生產的生物甲烷2G 通過氣化生產的生物甲烷3 MW 消化廠 20152.0 技術（無優化集成）20162.0 集成技術（不同類型的生物質）20201.0 技術（無優化集成）200690 歐元/MWhFT-生物甲烷UK-NL 201530 歐元/MWh法國天然氣 價格 201520015010050可再生甲醇75甲醇作為木材制漿的副產品從

188、制漿廠提取甲醇是一條利基市場途徑，全球產能不大。據估計，全球有 300 多家制漿廠的產能不足 150 萬噸。如 2.2 節所述，該轉化途徑的參考資料極少。當前僅發現了兩家制漿廠的轉化途徑，一家位于瑞典，另一家位于加拿大。制漿廠當前將甲醇用作綠色燃料，例如應用于石灰窯或現場動力鍋爐。這意味著如果必須從工廠提取這種甲醇并作為化學級甲醇出售，則必須使用另一種替代燃料。大多數情況下，這種燃料將是廉價生物質，而其他地區可能需要更加昂貴的石灰窯燃料。Sdra 提供了一些官方數據（Sdra，2020b）。估計投資額約為 1,000 萬歐元（1,100 萬美元），年產 5,250 噸化學級生物甲醇。如果該投資

189、使用與本章前述部分相同的 CAPEX 系數(IRR=13.3)，則生產成本中的 CAPEX 因素相當于 250 歐元/噸（280 美元/噸）。一噸甲醇提供約 5.5 MWh 的燃燒能量，如果以 10-20 歐元/MWh（3-6 美元/GJ）的生物質替代，則 OPEX 將增加 55-110 歐元/噸（60-120 美元/噸）。制備純甲醇工藝中的許多萃取和蒸餾步驟將導致與 OPEX 相關的額外成本。制漿周期內生物甲醇的估算近似產量如表 20 所示。其生產成本約為 490-720 歐元/噸（540-800 美元/噸）。表 19.甲烷/生物甲烷生產甲醇的原料價格影響 生物甲烷價格甲醇生產成本中的原料成

190、本（轉化效率為 65）對生產成本的影響美元/GJ 生物甲烷美元/GJ MeOH美元/噸 MeOH美元/噸 MeOH西歐的天然氣10.816.6329+377生物甲烷23.135.5706表 20.從木漿中提取生物甲醇的大概生產成本 成本要素美元/噸 MeOH資本支出280原料更換60-120運營支出200-400總計540-800創新展望：764.2.綠色甲醇成本 短期來看，利用生物質和廢棄物生產甲醇似乎是大多數地區最為經濟的途徑。然而，盡管這種來源數量巨大，但可用的生物質和衍生材料數量仍然受到限制，無法單獨滿足全球能源需求。生產可再生甲醇的最大潛力仍然是 CO2 加氫制成甲醇。利用 CO2

191、生產甲醇不會受到與生物質或廢棄物產品類似的原料供應限制。為了以可持續的方式從工業生產及發電廢氣流和煙道氣中的 CO2 或從大氣中的 CO2 生產綠色甲醇，最成熟和可推廣的方法是將水電解生成 H2，隨后結合 CO2 催化合成甲醇。通過這種途徑生產的綠色甲醇成本很大程度上取決于原材料成本：CO2 和氫氣。氫氣本身的成本與生產氫氣所需的電力成本密切相關。生產一噸綠色甲醇大約需要 10-11 MWh 的電力，其中大部分用于電解槽（約 9-10 MWh）且不包括 CO2 捕獲。與天然氣工廠一樣，應該可以通過實現一定的規模經濟效應降低大型工廠生產每噸甲醇的成本。原則上，可再生甲醇工廠可達到與傳統工廠相同的

192、規模，因為無論原料來源如何，其技術都是相同的。與其他類似于化石燃料甲醇設施的大型熱催化工藝一樣，甲醇合成裝置和蒸餾裝置可以有效利用規模經濟效應相關的較低生產成本。電解水的電化學工藝還可受益于規模增大帶來的成本降低優勢，同時，增加電池堆制造數量的相關創新可能會對成本產生重大影響。相比之下，天然氣制甲醇的生產成本約為 100 美元/噸（天然氣是中東、北美地區最便宜的甲醇原料），在歐洲這一數字則為 300 美元/噸或更高。煤制甲醇的生產成本（幾乎全部位于中國）大約在 150 美元至 250 美元/噸之間（McCaskill，2019 年；Blug 等人，2014 年）。綠色甲醇生產成本 文獻綜述關于

193、利用 CO2 和 H2 生產甲醇的成本已進行了多項研究。2007 年，一項審查評估以 CO2 為基礎的甲醇生產成本在 550 美元至 670 美元/噸（500-600 歐元/噸）之間（Galindo Cifre 和 Badr，2007 年）。在本 IRENA 報告的先前版本中，利用從煙道氣或大氣中捕獲的 CO2 制甲醇的生產成本估計為 570-1,000 美元/噸（510-900 歐元/噸）（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）

194、。最近的一篇論文在回顧過去的研究以及該主題相關的其他出版物后也得出了類似的估計值（Hank 等人，2018 年）。表 21 列出了這些生產成本的估算值?？傮w而言，規模為 4,000 噸/年到 180 萬噸/年不等的工廠生產綠色甲醇的成本大約為 300 美元至 1,000 美元/噸。較低的估算值往往由于極低的電力生產成本，或/和電解過程中產生的氧氣副產品在出售后交叉補貼了甲醇的價格（O2 售價為 45 美元至 180 美元/噸）。每生產一噸甲醇，電解水就會產生 1.5 噸氧氣。因 此，這種氧氣的銷售短期內可以抵消生產綠色甲醇的部分成本。但是，由于電解產生的大量氧氣作為合成燃料生產的副產品數量持續

195、增加，供應可能超過需 求，從而導致價格下降。不考慮氧氣的銷售，生產綠色甲醇的總成本大約在 400 美元至 1,000 美元/噸之間，這主要取決于電力成本。大多數研究中的 CO2 成本在 0 美元至 55 美元/噸之間。通過 DAC 技術捕獲 CO2 的成本會更高（Bos 等人，2020 年；Specht 等人，1998 年；Specht 和 Bandi，1999 年）?？稍偕状?7表 21.文獻中報道的綠色甲醇的生產成本和生產能力碳源電解用電來源電費（美分/kWh）CO 2成本（美元/噸）產能（噸/年）資本成本（百萬美元）資本成本（美元/噸/年）運營支出（百萬美元/年）運營支出（美元/噸）甲

196、醇成本（美元/噸）來源沼氣/氨氣電網/風3.5-16.20-3.34,000-10,00016-301,680-4,7002.6-12.3510-1,270 680-1,610Hank 等人，2018DAC風能-65,0002223,330-830-890(a)Bos 等人，2020已購買電網2.4-7.359100,0001341,340-365-826(b)Zhang 等人，2019煙氣水電-100,000333-5553,330-3,890-890-1,000555(g)Swiss Liquid Future，2020b煙氣/DAC水電2-70,000-390-590Specht 和 B

197、andi，1999CPP 煙氣/DAC水電3.9-70,000-805-1,090Specht 等人，1998CPP 煙氣RES1.7-2.4-60,000-120,00095-3221,640-3,01016.8-36.9230-300620-950Mignard 等人，2003CPP 煙氣電網/RES4.415300,0003441,150161540620-710(h)Clausen 等人，2010CPP 煙氣電網/CPP3.2-5.549110,000-970-1,010Atsonios 等人，2016 年乙醇廠風能-32,00030944-405-1,070Matzen 等人，201

198、5CPP 煙氣CPP10.5-13.40440,000552(i)1,260325740805(f)Prez-Fortes 等人，2016已購買RES10.35635,00051(i)1,480-1,090(f)Tremel，2015CPP 煙氣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煙氣RES1.1-5.5441800,0002,3101,385-2,770-430-910Ruchle 等人，20

199、16創新展望：78基于原料成本的綠色甲醇生產成本綠色甲醇的成本可通過氫氣和 CO2 的成本來估算，而這二項成本代表了大型綠色甲醇工廠生產成本的絕大部分。一旦提供了足夠的 CO2 和綠氫，通過一步法進行甲醇生產及其蒸餾就非常簡單且成熟(TRL 8-9)。它代表的甲醇生產總成本僅為約 30 至 50 美元/噸（Boulamanti 和 Moya，2017 年）。生產 1 噸甲醇需要 0.188 噸 H2 和 1.373 噸 CO2。氫氣成本：電解水是一個能源密集型工藝。以 100 的理論效率生產 1 噸氫氣需要消耗 39.4 MWh 電力（H2 的 HHV；H2 的 LHV 為 33.3 MWh/

200、t）。但實際耗電量接近 50 MWh/t（Simbeck 和 Chang，2002 年；IRENA，2018 年）。因此，氫氣成本與生產氫氣所需的電力成本密切相關?？稍偕娏r格繼續下降。相較于化石燃料發電，全球許多地方當前太陽能光伏發電及陸上風力發電更加便宜，并且預計未來幾年內將繼續下降至 4 美分/kWh 或更低（IRENA，2019c）。以 4 美分/kWh 的電力價格計煙氣-1.1-6-50,000951,90011-38.3220-770210-720(c)455-970(b)Bellotti 等人，2019-風能-(-22)-39175,0003702,110-390-480(d)

201、Gonzlez-Aparicio 等人，2017煙氣電網-4,000-50,00011-831,670-2,780-555-780(d)Bellotti 等人，2017煙氣-281800,000424(i)235755-1,670(e)420-922420-940(e,f)Nyri 等人，2020煙氣RES3(-278)-0100,0006262079880810-1,190(j)Szima 和 Cormos，2018CPP 煙氣 電網/RES4.443110,000-645Kourkoumpas 等人，2016(a)包括 100 MW 風電場的資本成本。(b)不出售氧氣。(c)出售氧氣。(d

202、)出售和不出售氧氣的費用。(e)費用取決于購買的氫氣價格以及是否出售氧氣。(f)購買氫氣。(g)全世界風能和太陽能生產的甲醇的估計費用。(h)有和沒有區域供熱收入。(i)甲醇裝置的成本不包括氫氣生產。(j)有和沒有 278 美元/噸 CO2 的負值。注：2018-2019 美元/噸的甲醇成本。匯率 1 美元=0.9 歐元。CPP=燃煤電廠。RES=可再生能源。US=美分?？稍偕状?9算，通過電解產生的氫氣成本約為 2.5-3 美元/kg。生產 1 噸甲醇需要 0.188 噸氫氣。以每千克 3 美元的成本計算，則生產 1 噸甲醇需要 560 美元的氫氣。根據 IRENA 及能源情景預測，到 2

203、030 年，綠氫成本應為 1.8-5.0 美元/kg，2050 年則為 0.9-3.3 美元/kg（IRENA，2020a）（請參閱表 22）。以 1 美元/kg 的價格計算，生產 1 噸甲醇僅需要約 190 美元的綠氫。CO2 成本：CO2 成本很大程度上取決于其來源及將其純化和壓縮以合成甲醇所需壓力的工作量?？蓮囊呀洰a生 CO2 濃縮流的設施（例如天然氣凈化、化肥和生物乙醇工廠）以最低成本（約 20-30 美元/噸）獲取滿足這些要求的 CO2（Irlam，2017 年）。但是，這些來源的產能相對較小。由于需要添加碳捕獲裝置，發電廠、鋼鐵廠和水泥廠捕獲 CO2 的成本較高，約為 50 至 1

204、00 美元/噸（取決于技術和所處位置）。在這些設施中進行大規模碳捕獲的技術已相對成熟，但尚未實現 Power-to-X 部門所需的大規模應用。由于大多數 CO2 來源仍依賴于化石燃料，因此它們是不可再生或不可持續的。生物質可通過 BECCS 和 BECCU 技術提供部分所需的可再生 CO2。取決于使用的 BECCS 技術、原料性質、工廠規模等，其成本差異較大，約在 20 美元至 400 美元/噸 CO2 之間（Fuss 等人，2018 年）。造紙廠的生物乙醇生產、生物質氣化和黑液氣化提供了最廉價的 CO2，價格約為每噸 CO2 20 至 100 美元。燃燒發電的 BECCS 成本更高，超過 9

205、0 美元/噸 CO2。另一來源是空氣中的 CO2。DAC 技術由 Climeworks、Carbon Engineering 和 Global Thermostat 等多家公司聯合開發。該技術成本仍然高昂，大約為 300 至 600 美元/噸 CO2，但隨著技術改進及規模擴大，預計將來成本會大幅降低至 50-150 美元/噸 CO2（Fasihi 等人，2019 年；Sanz-Prez 等人，2016 年，Keith 等人，2018 年）。DAC 的較高成本很大程度上與空氣中 CO2 的濃度較低有關，目前大約僅為百萬分之 420。正如 2.2 節所指出的，生物甲醇和綠色甲醇聯產也可以提供巨大的

206、協同作用。使用綠氫轉化生物甲醇生產過程中產生的 CO2 可以避免分離 CO2 的需要，從而降低了綠色甲醇的生產成本。表 22.綠色氫氣現在和未來的成本1往年成本發展趨勢未來目標2015-20182030205020302050成本（美元/kg H2）4-82.5-5.01.6-3.31.8-3.20.9-2.0來源：IRENA(2020b)。創新展望：80表 23.不同來源的 CO2 的成本1來源或技術CO 2 在廢氣中 的濃度(%)CO2 的估計成本（美元/噸 CO2）來源今天2050化石碳 燃煤電廠12-1443-9746-55Irlam，2017；IEA，2012；Rubin 等人，20

207、15富氧燃燒燃煤電廠接近 10052-7552Irlam，2017；IEA，2012天然氣電廠3-580-89 43Irlam，2017；IEA，2012鋼鐵20-3055-7740-65Irlam，2017；Leeson 等人，2017水泥15-3035-12520-103Irlam，2017；Leeson 等人，2017天然氣凈化2-6515-2520Irlam，2017；Leeson 等人，2017氨合成最高 10020-2524Irlam，2017；Leeson 等人，2017可再生碳生物質乙醇工廠最高 10012-2220Irlam，2017；Leeson 等人，2017沼氣40-5

208、03030Olsson 等人，2020DAC 0.042，在空氣中的濃度接近 100300-60050-150Fasihi 等人，2019；Keith 等人，2018；Sanz-Prez 等人，2016BECCS/BECCU接近 10020-400-Fuss 等人，2018生物質氣化或生物甲烷重整并轉化為甲醇綠色甲醇和生物甲醇聯產。不需要或有限的 CO2 分離。已集成(a)已集成(a)在第 2.2 節“生物甲醇和綠色甲醇聯產”中描述來源：IRENA(2020b)。(a)CO2在此過程中未分離。添加通過水電解生產的 H2，以使用生物質氣化過程中生產的全部或部分 CO2。圖 39.甲醇成本與氫氣和

209、 CO2 成本的關系 注：假設綠色甲醇的合成成本為 50 美元/噸，前提是提供了原材料 H2 和 CO2。當今和 2050 年綠色甲醇的估計成本可見表 24?？稍偕状?1無論氫氣和 CO2 的來源如何，都可以通過將氫氣成 本、CO2 成本以及大規模甲醇合成裝置中生產氫氣的成本相加以估算綠色甲醇的生產成本（估計為 50 美元/噸綠色甲醇）。如圖 6 的結果所示，所得到的估計值與文獻公布的估計值范圍相同，且綠色甲醇的生產成本很大程度上取決于原料成本：H2 和 CO2。未來可再生甲醇的生產成本也可以根據氫氣和 CO2 的預計成本估算得出，如表 24 和圖 40 所示。氫氣隨時間而變化的成本根據表

210、11得出?？稍偕?CO2 的成本取決于其來源，如表 23 和圖 30 所示。首先將使用相對便宜的 CO2 來源，如生物乙醇和沼氣。然而，這類 CO2 來源的可用性有限。因此，隨著以二氧化碳為原料生產燃料和材料（例如綠色甲醇）的規模不斷擴大，必須逐步使用成本更高的選擇。如制漿和造紙 廠、垃圾發電廠、生物質燃燒和 DAC 等來源具備最大潛力。其可用性和成本還取決于與其他 CCU 以及 CCS 技術間的競爭。表 24 還表明，碳信用額對生產出來的可再生甲醇的成本可能會產生重大影響。100 美元/噸 CO2 的碳信用額與沒有碳信用額相比，可將甲醇成本降低 172 美元/噸（基于與天然氣制甲醇相比，可避

211、免的綠色甲醇 CO2 當量排放 表 11）。隨著未來碳信用額的普及，這將在提高可再生甲醇競爭力方面發揮重要作用。當前化石基甲醇價格當前綠色甲醇估計成本2050 年綠色甲醇的估計成本CO2 成本（美元/噸）氫氣成本（美元/噸）1,0002,0003,0004,0005,0006,0001,800 美元/噸1,700 美元/噸1,600 美元/噸1,500 美元/噸1,400 美元/噸1,300 美元/噸1,200 美元/噸1,100 美元/噸1,000 美元/噸900 美元/噸800 美元/噸700 美元/噸300 美元/噸200 美元/噸600 美元/噸500 美元/噸400 美元/噸創新展望

212、：82表 24.到 2050 年可再生甲醇的估計成本1估計費用年份 2015-201820302050綠氫成本（美元/噸 H2）(a)4,000-8,0001,800-3,200900-2,000通過可再生能源組合中的 CO2 生產的甲醇CO2 的成本（美元/噸 CO2）(c)10-5015-7020-150甲醇成本（美元/噸 MeOH）(b)沒有碳信用額820-1,620410-750250-630信用額為 50 美元/噸 CO2(d)730-1,540320-660160-550信用額為 100 美元/噸 CO2(d)640-1,450240-58070-460僅通過 DAC 中的 CO2

213、生產的甲醇 DAC 中 CO2 的成本（美元/噸 CO2）300-600150-30050-150甲醇成本（美元/噸 MeOH）(b)沒有碳信用額1,220-2,380600-1,070290-630信用額為 50 美元/噸 CO2(d)1,130-2,300510-980200-550信用額為 100 美元/噸 CO2(d)1,040-2,210420-890120-460(a)來源：IRENA(2020b)使用圖 S.6 中的“我們應到達的位置”的假設。表 11 中報告的值。(b)假設綠色甲醇是 50 美元/噸合成成本，前提是提供了原材料 H2 和 CO2。(c)CO2 的來源將隨著體積時

214、間推移增大而有所改變（詳情請參見正文）。(d)每噸綠色甲醇的碳信用額基于天然氣生產甲醇的平均 CO2 當量排放（95.2 g CO2當量/MJ）與可再生 CO2 和 H2 生產綠色甲醇的平均 CO2 大量排放（8.645 g CO2當量/MJ）之間的差額在表 11 中給出?？紤]到與傳統的天然氣制甲醇相比，甲醇的 LHV 為 19.9 MJ/kg，相當于每噸綠色甲醇可避免 1.72 噸 CO2 當量的排放。注：生產氫氣和 CO2 的資本支出和運營支出已包括在氫氣和 CO2 的相應成本中?？稍偕状?3現有和擬定項目的綠色甲醇廠的資本成本目前，只有一家商業化工廠生產綠色甲醇。該工廠由 CRI 運營

215、，生產規模為 4,000 噸/年。因此，關于資本成本的可用信息非常有限，并且大多數信息僅針對綠色甲醇項目和技術。此類信息在表 25 中加以概述。綠色甲醇工廠的單位產能資本成本略高，但與表 21 中文獻所述的資本成本很接近。然而，與天然氣制甲醇工廠的成本相比，其成本相對較高。應當指出的是，迄今為止，大多數綠色甲醇工廠的規模都相對較小，其生產能力為 12-300 噸/天，而世界級規模的天然氣和煤制甲醇工廠的每日產能通常為 2,500-5,000 噸（巨型甲醇廠）。小規模的天然氣制甲醇工廠的噸甲醇生產成本也高于煤制甲醇工廠（Sorensen，2015）。因 此，隨著工廠規模擴大并達到與傳統甲醇工廠相

216、當的產能，預計單位產能的綠色甲醇成本會有所下降。圖 40.到 2050 年，可再生綠色甲醇的估算成本取決于可再生 CO2 來源 美元/噸 CH3OH2,5002,0001,500綠氫成本(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 來自任何可再生來源CO2 僅來自DAC創新展望：84電解槽的成本占投資的很大一部分，因此應降低這部分成本。相反，工廠其他部分的成本（包括甲醇合成和蒸餾裝置）可以利用規模經濟效應降低生產成本?！暗湫汀被颉皹藴省本G色

217、甲醇工廠的規?？赡鼙犬斍按笮吞烊粴夂兔褐萍状脊S小。有趣的是，CRI 對挪威項目每噸/年的成本估算并不比煤制甲醇工廠高多少。還應注意的是，資本成本包括電解槽，而這占綠色甲醇工廠成本的很大一部分。還應指出的是，資本成本通常僅占綠色甲醇成本的一小部分。運營成本通常占比最大，主要是因為生產綠氫需要大量電力成本。4.3.總結目前和未來的可再生甲醇 成本與目前的天然氣和煤制甲醇相比（生產成本分別低至 100-200 美元/噸和 150-250 美元/噸），可再生甲醇的生產成本在大多數情況下估計會更高。另一方面，甲醇的價格一直在 200 至 400 美元/噸之間波動（根據通脹因素調整后，甲醇在歐洲的平均合

218、約價格請參見圖 8）（MI，2020a；MMSA，2020）。因此，這里應該指出的是，與大多數石油燃料（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競爭力：甲醇的價格為 10-20 美元/GJ，而汽油、柴油、噴氣燃料和取暖油的價格為 17 美元/GJ（圖 9）。生物甲醇和綠色甲醇的生產成本如下：表 25.CO2 制甲醇工廠的資本成本原料產能（噸/天）產能（噸/年）資本支出（百萬美元）資本支出（美元/噸/年）來源Thyssenkrupp CO2 和 H2124,000399,720Thyssenkrupp，2020bFlexMethanol (bse engineering/

219、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采用天然氣的典型工廠天然氣2,8001,000,000720-1,440720-1,440Bromberg 和 Cheng，2010采用煤炭的典型工廠(US)煤10,0003,600,0006,2201

220、,720US DOE NETL，2014可再生甲醇85圖 41.生物甲醇和綠色甲醇當前和未來生產成本 注：圖中使用的匯率是 1 美元=0.9 歐元。用生物質和城市固體廢物(MSW)生產甲醇的成本估計在 327 至 764 美元/噸之間（圖 41），原料價格最高為 6 美元/GJ。這一價格相當于歐洲和美國目前商業使用的生物質和 MSW 商品的價格上限。在 6-15 美元/GJ 的原料價格范圍內，生產成本可能會增加到 1,000 美元/噸左右。隨著工藝的改進，在原料價格最高為 6 美元/GJ 情況下，成本可能低至 227 至 553 美元/噸左右，而原料價格越高，成本也就相應越高。利用其他工業流程

221、的廢液（如造紙廠的黑液和 MSW）生產生物甲醇，特別有利于簡化原料物流和提高工廠整體經濟效益。專家建議熱 能、電力或其他化學物質聯產，以進一步提高生物甲醇的經濟效益。還有一種方法是將生物質共同投入燃煤氣化爐中，或將沼氣共同投入到天然氣制甲醇工廠中，以便以原料形式逐步引入生物質，并以潛在的較低成本使甲醇生產具有更高的可持續性。據估計，當前使用氫和 CO2 生產綠色甲醇的成本更高，約為 800-1,600 美元/噸（如果只能通過 DAC 獲取 CO2，則價格會更高）。綠色甲醇的成本很大程度上取決于氫氣和 CO2 的成本。CO2 的成本將取決于獲取來源（生物、DAC、工業等）。氫氣成本與生產氫氣的電

222、力成本和電解槽裝置的利用率及其成本密切相關。由于預計可再生能源價格將下降，到 2050 年，即使未實施 CO2 信用額，綠色甲醇的成本預計也將降低到 250-630 美元/噸的水平。與生物甲醇一樣，棕色/灰色（化石）和綠色甲醇的聯產，或許會成為一種以合理成本逐步引入綠色甲醇的方式。美元/噸2,4001,4002,2001,2002,0001,0004001,8008002001,6006000當前化石基甲醇價格當前化石基甲醇成本綠色甲醇-CO2 來自可再生能源組合綠色甲醇-CO2 僅來自 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當前生產成本水平成熟生產成本水

223、平當前生產成本水平成熟生產成本水平1,0138844553557643275532271,6208201,1202,38029063063025050 美元/噸 CO 2 的碳信用額使可再生甲醇的生產成本降低約 80 美元/噸 MeOH圖 42.可再生甲醇與其他燃料的單位能源價格比較 注：圖中使用的匯率是 1 美元=0.9 歐元。燃料成本和價格是 10 年的平均數。詳見附錄 3。創新展望：86對于生物甲醇和綠色甲醇，成本較高的部分原因還在于工廠規模較小。盡管如此，從圖 41 和圖 42 可以看出，到 2050 年，預測可再生甲醇的成本仍在當前化石基甲醇和石油燃料及產品的成本范圍之內。到 205

224、0 年，生物甲醇和綠色甲醇的生產成本估計分別約為 11-43 美元/GJ 和 12-32 美元/GJ。碳信用額的應用還可以大幅降低生物甲醇和綠色甲醇的成本。與用天然氣制甲醇相比，估計每噸可再生甲醇的 CO2 當量排放量可減少 1.6-1.7 噸。這意味著，每避免 1 美元/噸的 CO 2 當量信用額，甲醇成本預計就將降低約 1.6-1.7 美元/噸。也就是說，例如，如果 CO2 當量信用額為 100 美元/噸，可再生甲醇的成本可降低 160-170 美元/噸。美元/GJ0當前化石基甲醇價格生物甲醇綠色甲醇706010050209040108030當前生產成本水平成熟生產成本水平汽油（美國墨西哥

225、灣）柴油（美國墨西哥灣）2 號取暖油（紐約港）噴氣燃料（美國墨西哥灣）汽油（美國平均價格）柴油（美國平均價格）汽油（歐盟平均價格）柴油（歐盟平均價格）零售（含稅）稅前可再生甲醇875.1.需求產自化石燃料或可再生資源的甲醇都具有相同的化學結構：CH3OH。因此，原則上，可再生甲醇可以取代目前任何用途的化石基甲醇，例如作為生產各種化學品、材料、塑料和產品的原料，以及作為運輸、航 運、烹飪、取暖和發電的燃料。此外，可再生的綠色甲醇可以直接或通過甲醇衍生物取代大多數由化石燃料制成的碳氫化合物和石油化工產品，形成一個每年數億噸甚至可能數十億噸甲醇的潛在市場。到 2025 年，全球甲醇年產量預計將從目前

226、的 1 億噸增長到 1.2 億噸（MMSA，2020；Berggren，2019 年），到 2050 年達到 5 億噸（Saygin 和 Gielen，即將出版）。預計到 2028 年，大部分增長將發生在中國，更具體地說，需求主要來自 MTO，而汽油調和產品、甲 醛、醋酸和 MTBE 的需求量較小。因此，化工部門將繼續在甲醇需求不斷增長的大環境下發揮重要作用。然而，展望未來，甲醇產量的增加將逐步轉向再生甲 醇。預計到 2050 年，每年將生產 2.5 億噸綠色甲醇和 1.35 億噸生物甲醇（請參閱下文插圖和圖 47）。綠色甲醇的引入將使化工、運輸和其他與能源相關部門能夠向可持續循環的綠色經濟轉

227、型。當然，實際 上，與天然氣制甲醇相比，目前可再生甲醇的推廣仍受制于其較高的生產成本。然而，可再生甲醇仍然是一種最容易實現的可持續性燃料，也是一種很有前景的化工原料。而且，正如本報告第 4 章所述，可再生甲醇的成本也預計將繼續下降。與其他任何替代燃料和化學原料一樣，必須通過適當的政策、法規和授權，才能刺激各行業對可再生甲醇的需求。例如，在歐盟，RED II 指令規定，到 2030 年，運輸業使用的能源中應有 14%來自可再生能源。其他國家也開始越來越多地要求部分使用來自可再生能源的運輸燃料。因此，可再生甲醇目前的市場主要集中在運輸部門，因為運輸業的法規要求使用更環保的替代品來減少排放。CRI

228、在冰島使用 CO2 和 H2 生產的 Vulcanol，以及荷蘭 BioMCN 公司生產的生物甲醇都已在歐洲作為燃料添加劑使用。2018 年，英國在汽油中共計混入了 5,700 萬升生物甲醇（Dolan，2019 年）?？稍偕状家部捎糜谏a生物柴油。從近期來看，假設 M3 標準（汽油中加入 3%的甲醇，EN 228）在整個歐盟得到實施（2019 年約 8,200 萬噸汽油），則將需要約 250 萬噸可再生甲醇（CRI，2019；Fuels Europe，2020 年）。從長遠角度看，可再生甲醇可以解決所有小汽車、卡車和船舶等載具的部分燃料需求（汽油、柴油和船用燃料等）。在歐洲，這相當于一個

229、3.5 億噸油當量（按能源計算約 7 億噸甲醇）的市場，在世界范圍 內，相當于一個約 20 億噸油當量的市場。雖然輕型乘用車的其他能源選擇越來越多（如電池、氫氣），但用于重型卡車和航運的替代能源卻很有 限。這些難以實現電氣化的行業非常適合使用可再生甲醇（van Kranenburg 等人，2020 年）?？稍偕状紵o論是純甲醇還是與汽油混合，都是一種極好的內5.潛力和障礙創新展望：88燃機燃料（圖 43 和圖 44）。甲醇還可以作為船用燃料使用，或用于改裝柴油卡車、以及混合動力和燃料電池驅動的車輛和船舶（圖 11 和圖 46）。二甲醚(DME)是一種很容易獲取的甲醇衍生物，其本身就是壓燃式發動

230、機（柴油發動機）的優質燃料（圖 45）?；状寄壳白鳛槿剂弦言诤芏鄳弥械玫搅烁鼜V泛的使用，因為無需改變分配和運輸基礎設施，所以這種情況可以促進向可再生甲醇的逐步轉型。同時，還應通過各種政策刺激化工行業對可再生甲醇的需 求，包括激勵措施、強制措施和碳稅等，使這個難以實現電氣化的行業更加環保，進而最終實現碳中和。圖 43.由 7 輛吉利帝豪組成的車隊在冰島運營（以 100%可再生甲醇為動力），在 CRI CO2 制甲醇廠前來源：CRI(2020)。來源：由 Maria Fldt 提供。來源：Stadt Essen，Peter Prengel。來源：Rikard Gebart，LTU Gree

231、n Fuels。圖 44.采用 M56 混合燃料的瑞典汽車（汽油中含有 56%的甲醇），所用生物甲醇 來自 LTU 綠色燃料廠（背景）圖 45.Chemrec 生物二甲醚試驗工廠 和沃爾沃二甲醚燃料卡車圖 46.德國巴爾登尼湖上由可再生甲醇混合燃料電池系統驅動的 MS innogy 號客輪可再生甲醇89可再生甲醇產量預測IRENA 根據能源轉型環境預計，到 2050 年，全球甲醇產量將從目前的 1 億噸增加到 5 億噸（Saygin 和 Gielen，即將出版）。這種產量的增加還將伴隨著向可再生甲醇的轉變（圖 47）。到 2050 年，預計每年將生產 2.5 億噸綠色甲醇和 1.35 億噸生物

232、甲醇；這是一條雄心勃勃而又切合實際的轉型之路，它建立在可再生能源和穩步提高能源效率的基礎之上。綠色甲醇：要生產 2.5 億噸綠色甲醇，將需要約 3.5 億噸 CO 2 和 4,800 萬噸的氫氣。要通過水電解生產這一數量的氫氣，若假設制氫耗電量為 50 MWh/噸，總共需要約 240 萬 GWh 的電量，相當于 8.6 EJ 的熱量。這將需要約 275 GW 機組的連續發電量，以及 280 GW 的電解槽容量。因此，就太陽能而言，將需要約 920 GW 的裝機容量（容量系數為 30）。對于風力發電，則將需要約 500 GW 的裝機容量（某些海上風電場的容量系數為 55）。我們可以采用這些可再生

233、能源和其他可再生能源的各種組合。所需的 CO2 最好可以通過可再生的生物來源或 DAC 回收。我們將需要建設約 280 家產能為 2,500 噸/天(900,000 Mt/y)的甲醇工廠，才能使產量達到 2.5 億噸/年。綠色甲醇工廠的建設大約需要 2 到 3 年的時間，如果實現模塊化和標準化，建設時間會更少。使用 CO2 和 H2 生產綠色甲醇與當前使用化石燃料合成氣生產甲醇非常相似，技術相對成熟，因此可以進行推廣。水電解技術正擴大到千兆瓦規模，不久的將來應該可以廣泛用于大規模綠色氫氣的生產。生物甲醇：通過氣化生產 1.35 億噸的生物甲醇將需要 4.1 EJ 的生物質材料，相當于約 2.3

234、 億噸的干燥生物質。到 2050 年，全球生物質潛力估計為 97-147 EJ(IRENA，2014)。由于生物質的性質以及收集和儲存原料的成本，一家典型以生物質為原料的生物甲醇廠的產量預計為 300 千噸/年。因此，要使生物甲醇產量達到 1.35 億噸/年，需要建 450 個這樣規模的工廠。這將需要約 1,300 億美元的投資。如果將可再生氫氣加入到氣化工廠中，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），則使用相同的生物質資源，生物甲醇產量可能達到每年 2.9 億噸，4.1 EJ。氫氣的產量需要達到 2,600 萬噸/年左右，這將需要生產 1,300,00

235、0 GWh 的可再生電力(4.7 EJ)。因此，典型的工廠規模將增加到約 650 千噸/年。一家所述規模的氣化工廠，從合約簽約到工廠準備啟動要花費 20 到 24 個月的時間。圖 47.當前和未來的甲醇產量（按來源）化石基甲醇生物甲醇綠色甲醇甲醇產量（百萬噸）創新展望：905.2.可持續性原料生物質在美國，目前每年約有 3 億噸未使用的（干）生物 質，2040 年可能會達到 7.5-10 億噸，其中三分之二將來自于目前尚未種植的能源作物（美國能源部，2016 年）。在歐洲，到 2030 年，估計每年可用的可持續性（干）生物質會達到 10.5-13.7 億噸，其中每年在滿足其他需求后還有 5.2

236、5-8.5 億噸可用（S2Biom，2016 年）。所有這些生物質由各種類型的農業殘留 物、可持續林業的附加生物質、廢物（回收和再循環后的木質纖維素部分）和釋放的農業土地上的工業作物組成。根據上述總結的美國和歐洲最大原料資源量（2030 至 2040 年）生產生物甲醇，并以 65%的轉化效率進行轉化，生產潛力將達到 11 億噸/年。使用本報告所述的生物甲醇和綠色甲醇相結合的概念，這一潛力將提高約 2.15 倍，達到 23.5 億噸/年甲醇或約 50 EJ/年。從全球角度看，估計到 2030 年可持續生物質的潛力將達到 97-147 EJ/年（根據最小和最大設想總數計算）（IRENA，2014

237、年）。然而，持續擴大生物能源供應的潛力非常巨大（IRENA，2016b）。根據 IRENA（2014 年）的計算，這一全球潛力（包 括美國和歐洲）相當于每年供應 32-48 億噸甲醇（轉化效率為 0.65），如果充分實施生物甲醇和綠色甲醇聯產工藝，則相當于年供應 69-104 億噸甲醇（147-218 EJ/年）。相比之下，2019 年世界石油總消耗量為 188 EJ/年（BP，2020 年）。當然，這些數字只能說明生物甲醇的生產潛力。據推測，并非所有潛在可用的生物質都只用于生產生物甲醇。來自農林業的廢物和殘渣的可用性更大，將成為大部分先進生物燃料的原料。還可以種植所謂的能源作 物，并應優先種

238、植在不生產糧食或其他農作物的土地上，例如污染土地和邊際土地。為了確?？沙掷m性，這些作物還必須符合一些其他標準，包括對土壤質量的影響、土壤侵蝕、對水和肥料的需求、生物多樣性問題、土地使用權，以及向空氣和水的污染物排放。CO2 和氫氣為了生產綠色甲醇，需要可持續的 H2 和 CO2 來源。大規模氫氣產量已經達到約 1.2 億噸/年，其中三分之二是純氫，三分之一是與其他氣體的混合物（IRENA，2019d；IRENA，2018 年）。氫與其他氣體的混合物可用于甲醇或鋼鐵生產等領域。純氫是各種工業生產方法中必不可少的材料，主要用于石油精煉和氨合成。然而，95 以上的純氫來自化石燃料，目前僅有約 4 通

239、過電解生成（IRENA，2018 年）。為了確保長期可持續性，大部分氫氣必須通過可再生能源生產，因此這些資源的成本和可用性起到了決定性作用。盡管我們可以使用任何可再生資源，但太陽能和風能是最有潛力的可再生能源，擴大規模后可滿足大規模部署綠色甲醇的需要。堿性電解槽電解水技術目前已用于 100 MW 規模的氯堿工藝流程。專門用于綠色制氫的新一代堿性電解槽正在研發之中，與原有技術略有不同，但基本上相 似。堿性電解槽和 PEM 電解槽都已投入兆瓦級規模的商業使用，隨著結合多臺設備（達到幾十兆瓦）的設施上線，單個設施很快就能達到百兆瓦的水平?？稍偕状?1綠色制氫的潛力將主要取決于可再生能源發電和電解槽

240、成本的進一步降低，以及效率和耐久性的提高。二氧化碳的情況與氫氣類似。大量的 CO2 由工業源和化石燃料發電廠排放，這些電廠的動力絕大多數來自化石燃料。當使用或燃燒甲醇時，如果用綠色氫氣將這些 CO2 排放物進行再回收/升級利用以轉化為藍色甲醇，則不會導致大氣中 CO2 的增加。因此，藍色甲醇已被公認為是一種低碳燃料。我們應二次利用化石燃料源中的 CO2 生產甲醇，而不是簡單地將 CO2 釋放到大氣中，這樣可能會將總排放量減少一半。然而，盡管這些化石 CO2 源可以用于在轉型階段生產甲醇，但要實現碳中和以及可持續性發展，必須從可再生資源（即生物質和價格合理的 DAC）中獲取 CO2。BECCS/

241、BECCU 現已投入應用。DAC 盡管前景光明，但仍處于發展的早期階段（Goeppert 等人，2014 年；Sanz-Prez 等人，2016 年）。實際上，空氣中可用的 CO2 量是無限的，能否經濟合理地提取將僅取決于是否有合適的 DAC 技術和廉價的可再生電力。5.3.可再生甲醇對能源行業的影響能源、工業和化工行業的逐步去化石化，以及隨之而來通過使用可再生能源實現的電氣化，都將產生深遠的影響。為了維持電網穩定性和可靠性，我們將需要越來越多地處理波動性可再生能源發電的每小時、每日和季節性波動和間歇性問題。在這種情況下，生產電燃料和電化學產品可以幫助穩定電網，在供大于求時為可再生電力提供了一

242、條出路。為此目的，人們還開發出了動態綠色甲醇發電廠，這種發電廠能夠“跟蹤”電網中的負荷，并根據情況調整甲醇產量。綠色甲醇的生產為提高綠色電力的價值提供了一條途徑，并將電力儲存在方便保存的液體中，以便日后使用。對于規模較大的綠色甲醇工廠，必須為其打造專用的可再生能源發電能力。這種大型生產設施的需求將進一步降低可再生能源電力及用其生產材料的成 本。對于澳大利亞、中東和北非等可再生能源豐富的地區而言，生產可再生甲醇（以及包括聚乙烯、聚丙烯和其他各種聚合物和材料在內的下游產品）也便于其以一種便捷的方式來出口這種資源，同時使這些地區的經濟和地球環境受益。5.4.驅動力生產可再生甲醇的主要驅動力是使人類社

243、會擺脫對化石燃料依賴的需要，因為化石燃料是溫室氣體排放和相關環境問題的主要來源。因此，我們需要基于可再生資源的可持續的、耐久的解決方案。在這種能源轉型過程中，可再生甲醇可以充當一種新的能源載體，減少并最終消除化學/石化和能源行業的碳足跡。為了推動朝著可持續性未來發展的變革，我們將需要用強有力的政策和法規來推動可再生燃料和材料的生產和使用。歐盟的能源路線圖要求在 2050 年前減少 80-95 的溫室氣體排放量（EU，2012b）。這將需要對能源部門進行全面改革和改造，使其約有三分之二的能源必須來自可再生資源。世界上大多數國家都需要進行類似的轉型，以確保能源系統的長期安全性、競爭力和可持續性（I

244、RENA，2019c）。據 IRENA 聲稱，到 2050 年，全球與能源相關的 CO2 排放量需要削減 70，并最終減少到零（IRENA，2020b）。對于可再生甲醇的發展（作為解決方案的一部分）來說，這是一個難得的發展機遇。創新展望：92與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氣和生物甲烷的生產成本最低，遠遠低于纖維素乙醇和 FT 型產品（Maniatis 等人，2018；Brown 等人，2020 年）。來自化石燃料的棕色/灰色甲醇已經成為一種大規模使用的化工商品和燃料?；瘜W性質相同的 LCM、藍色甲醇和綠色甲醇可以很輕松地在其任何應用中取代棕色或灰色甲醇。所有這些碳

245、足跡較低的甲醇類型都是化工行業生產材料和產品（如塑料、服裝、瓶子和油 漆）的理想原料。它們也是汽車、卡車、船舶，以及難以實現電氣化的行業的優質燃料?？稍偕状嫉闹饕獌瀯莺万寗恿Πǎ河糜谏a多種化學品和材料的通用中間體 能以較低的溫室氣體排放量生產 易于利用各種可持續性原料生產，如生物質、MSW 或 CO2 和 H2 易于儲存、運輸和配送的液體 與現有的配送基礎設施兼容，并可部分與傳統燃料混合使用 減少其他有害物（SOx、PM、NOx 等）的排放 液氫載體。工業領域特別是化工和石化行業的綠色化盡管困難重重，但應該也是發展可再生甲醇的主要動力?？稍偕状伎梢宰鳛槟壳皬幕状贾蝎@得的現有產品的

246、原料。此外，可再生綠色甲醇還可以找到新的用途，并直接或通過甲醇衍生物取代大多數石油制成的碳氫化合物和石油化工產品，形成一個每年規模超過十億噸甲醇的潛在市場。例如，可以大幅擴大通過可再生甲醇生產塑料和芳烴(BTX)的規模（Bazzanella 和 Ausfelder，2017 年）。例如，目前歐洲每生產一輛汽車就需要約 300 千克甲醇來生產各種零部件（Seuser，2020 年）。如果使用的甲醇是可再生甲醇，就可以大幅減少汽車產業的碳足跡。陸運和海運行業也有可能成為擴大可再生甲醇的主要推動力，因為監管部門正在越來越多地制定各種強制措施和立法，以減少溫室氣體排放并實現可持續發展目標。例如，國際海

247、事組織的目標是在 2050 年前將運輸中的 CO2 排放量減少一半（IRENA，2019b）。還可通過其他選擇實現輕型乘用車的綠色化，包括電池和氫氣。然而，重型卡車、輪船和其他重型設備卻很難實現電氣化。對于這些難以實現電氣化的運輸部門，可再生甲醇及其衍生物可能是不錯的選擇。就綠色甲醇、電化學品和電燃料而言，其中一種內在驅動力也是廉價可再生能源的可用性。隨著基于化石燃料的工業和發電業受到越來越多的審查，對于那些明顯包含綠色成分的項目，許可證和執照的獲取和維護應相對容易。從能源安全的角度來看，能夠利用任何可用生物質和可再生能源在當地生產可再生甲醇，這一點也極具吸引力。島嶼型項目可再生能源的生產成本

248、相對較低，燃料進口成本較高，可以成為當地生產綠色甲醇的良好選擇?？稍偕状嫉纳a還將促進北非和中東等可再生能源（太陽能）豐富的地區與歐洲、北美和亞洲等能源進口地區之間的全球貿易。5.5.障礙采用可再生甲醇的主要障礙與其他一些可再生替代燃料和原料相同，那就是生產成本。就此而言，我們需要制定相關政策，以刺激和維持可再生甲醇的大規模生產和使用。這些內容將在“政策”章節中詳細 討論?？稍偕状?3生物甲醇盡管生物甲醇的生產成本低于綠色甲醇，但在大多數情況下，仍高于通過天然氣制成的灰色甲醇的成本，也高于煤制（較少）甲醇的成本。所有可以取代化石產品的燃料和化工商品基本上都是如此。然而，最近的兩項研究表明，

249、與其他替代品相比，生物甲醇的生產成本最具吸引力（Brown 等人，2020 年；Maniatis 等人，2018 年）。大多數先進的可再生燃料工廠的資本成本相對較高，而且仍面臨融資困難。即便項目已成功展示了自己的技術，并降低和分攤了所有風險（技術和商業風險 等），但在商業規模推廣中也難以獲得融資。其中一個問題是，決策者通常僅提供短期和/或基于配額的計劃，而這些計劃無法支持成功實施先進可再生燃料所需的長期最低價。是否能成功輸出可再生電力取決于上網電價、差價合約或類似能有效解決風險障礙的工具。我們應為生物甲醇和綠色甲醇提供類似的 計劃。從長遠角度來看，生物質將能滿足大部分的全球能源需求，但也有一些

250、局限性（IRENA，2016b；IRENA，2017 年）。這些局限性包括土地可用性等問題、與其他作物（包括糧食作物）的競爭、對土壤質量的影 響、土壤侵蝕、對水和肥料的需求、生物多樣性問 題、土地使用權，以及向空氣和水的污染物排放。生物甲醇廠需要大面積收集生物質來維持供應，這也意味著這些工廠的規模仍小于當前世界規模的甲醇 廠。這意味著生物甲醇廠只有通過優化，才能實現達到一定規模。此外，生物質原料的季節性問題需要通過儲存或原料多樣化來解決，以盡量減少工廠閑置 或停產。綠色甲醇用 CO2 和 H2 生產綠色甲醇的主要障礙是成本，更具體地說是通過高能耗的水電解步驟提供氫氣的成本。生產每噸氫氣需要約

251、50 MWh 的電力，而這一過程又與用于電解槽運行的電力成本直接相關。因此，對于大多數電燃料而言，降低電力成本是降低綠色甲醇成本（當前為每噸 800 至 1,600 美元）的第一驅動力。預計未來可再生能源成本將繼續下降，因此氫氣和綠色甲醇的成本也應遵循同樣的趨勢，在未實施 CO2 信用額的情況下，應能達到近 250-630 美元/噸的水 平，而在有信用額的情況下，則低于這一水平。除了電力成本外，電解槽成本也需要進一步降低，并應有大量價格合理的可再生 CO2 可供使用。使用 CO2 和 H2 生產甲醇沒有技術限制。用于使用化石燃料合成氣(TRL 9)生產甲醇的技術也可用于生產綠色甲醇，因為這些技

252、術在本質上基本相同，足夠成 熟，并已完全商業化。水電解和 CO2 捕獲技術也都足夠成熟。從技術角度來看，因為技術相當，所以綠色甲醇工廠可以完全擁有與傳統甲醇工廠相同的生產規模（即 1,000-5,000 噸/天）。困難主要在于如何以合理的成本和資金找到建造工廠所需的原料。從技術上講，綠色甲醇的生產不受這些因素的限制。我們需要對太陽能和風能電力輸出的間歇性和波動性進行管理，以使綠色甲醇工廠能夠在大部分時間內正常運行。為此，我們將需要建立一個強大而又可靠的電網。我們可以設想將太陽能、風能、水能和地熱能以及儲能或氫能進行某種組合。在建造綠色甲醇工廠時，能夠處理太陽能和風能發電帶來的動態波動可能是一個

253、優勢。創新展望：94在短期內，CO2 可從各種工業來源和化石燃料發電廠獲得，成本約為 50-100 美元/噸。然而，要真正實現可再生和凈碳中和，必須越來越多地使用生物源性 CO2 來源或通過 DAC 從空氣中捕獲的 CO2 來生產綠色甲醇。盡管可以從乙醇工廠中獲得幾乎純凈的 CO2，但這些來源是有限的。我們必須進一步開發其他生物來源，才能以可接受的價格可靠地供應 CO2。從生物質獲得合成氣，并由綠色氫氣進行補充的生物甲醇和綠色甲醇混合工廠是解決這一問題的明智方法。通過 DAC 獲得的 CO2 也必須大幅降低成 本，才能成為生產綠色甲醇的經濟選擇。逐步實現甲醇生產的綠色化可能是引入可再生甲醇的一

254、種合適途徑?，F如今正在實施的一些用于生產所謂 LCM 的“藍色”甲醇技術也非常重要，尤其是綠色氫氣的生產，以補充天然氣制甲醇的不足。這應該能使電解技術的規模達到數百兆瓦。一旦這些大型電解槽成為標準的低成本產品，就更容易實現綠色甲醇的大規模生產。H2 的生產是綠色甲醇的第一大成本驅動力。這時需要的是價格足夠低廉的可再生電力。這似乎意味著，要使可再生甲醇以可觀的速度投入商業使用，就需要更高水平的法規支持，例如提高碳價或產品價格補貼。這兩個問題都不是技術問題，但需要一定程度的政治意愿，而這種意愿在大多數行政轄區內仍不明確。5.6.政策與建議對于實現碳減排、能源安全、可持續性和提高生活質量的目標來說，

255、制定正確的政策和激勵措施至關重 要。如果對強大、穩定、可預測和持續的政府政策沒有信心，就不會對長期資本密集型可再生技術進行充分的投資。在運輸部門，政策重點主要放在電動汽車和支持增加電動汽車份額上，尤其是乘用車。然而，蓄電池和氫燃料電池在滿足長途汽車貨運、航運和空運的能源需求方面可能會面臨各種挑戰。此外，即使電動汽車在市場上占有一席之地，且充電基礎設施越來越多，傳統的內燃機也將繼續為汽車、卡車、公共汽車、輪船和飛機提供動力。除了能量密度相對較低的蓄電池外，以化學鍵形式存儲能量的高能量密度燃料（例如生物甲醇和綠色甲 醇）也能成為傳統化石燃料的低碳和碳中和替代品。今天，可再生甲醇可以與化石燃料混合使

256、用，并用于現有的內燃機和加油網絡，直接有利于溫室氣體減 排。隨著時間的推移，越來越多的汽油和柴油燃料將被可再生甲醇取代，進而使向低碳和凈碳中和運輸的轉型成為可能。同樣，作為影響我們日常生活的數百種化學品的基本構成要素，向可再生甲醇的轉型可以促進循環經濟和綠色化學品的采用?？稍偕状伎梢源龠M部門耦合。來自電力部門的可再生電力或來自農業部門的生物質均可用于生產綠色甲醇和生物甲醇，以滿足運輸和工業部門的能源需要。每個部門都可以找到一種實現碳中和的獨特渠道，而公共政策應創造出一種公平競爭的環境以創造機遇，而不是加以限制。在運輸領域，技術中立方法應將重點放在碳強度上，而不應去強調驅動力是否來自于蓄電池，

257、或者以綠色氫氣或可再生甲醇為燃料的燃料電池。這種方法需要得到政治意愿的支持并轉化為各種燃料標準，以及對降低目標市場碳足跡的新燃料的批準使用的監管 措施?？稍偕状?5有關將甲醇作為公路運輸燃料使用的法律和標準已在很多國家得到落實或正在得到落實。以下是一些相關示例。雖然上述方法最初用于化石燃料基甲醇，但也適用于可再生甲醇，而且能簡化轉型過程。在過去的 15 年里，中國各省份都出臺了運輸用甲醇混合燃料的標準，從甲醇含量 5%的汽油(M5)一直到 100%甲醇燃料(M100)。中國中央政府通過了一項政策文件，支持將 M100 汽車、卡車和公共汽車投入商業使用。以色列于 2016 年制定了 M15 標

258、準。其他一些國家也正在引入或評估混合甲醇的汽油，包括埃及(M15)、印度(M15)、意大利(M15/E5)、新西蘭和特立尼達和多巴哥(M5)（Klein，2020；Dolan，2019 年）。更多國家需要為高濃度甲醇混合物和純甲醇(M100)制定標準。很多國家僅實施了低濃度甲醇混合物(M3-M5)的甲醇混合標準，包括歐盟（EN 228 標準，3%甲醇）和美國（Kramer，2018 年）。出售甲醇的加注站與現有出售汽油和柴油的加油站完全相同。在大多數情況下，儲罐在經過適當清潔后，便可實現互用。為了容納甲醇，可能需要對加油管線和墊片等部件做出一些更動，但通常改動量非常小，成本很低，不需要很長時間

259、就能完成。為了克服與引入和開發可再生甲醇相關的障礙，政府需要針對可再生燃料制定強有力的政策。政府對燃料混合配額的強制措施，對可再生燃料的激勵措施以及碳稅將會影響市場為可再生甲醇支付額外費用的意愿。目前，已有 60 多個國家制定了可再生燃料目標或強制措施。在歐盟，政策驅動力是可再生能源指令(RED)，最近的 2018 年修訂版指令(RED II)要求到 2030 年將 14 的可再生能源用于交通運輸。第一代生物燃料將逐步淘汰，最初的上限為 7%，到 2030 年將降至 3.8%并終被淘汰，這為生物甲醇和綠色甲醇提供了機會。西門子的一份報告指出，運輸業約有四分之一的可再生能源將用于電動汽車，再加上

260、對第一代生物燃料的限制，要達到歐洲的目標，就需要使用綠色燃料，而其中大部分綠色燃料需要從歐洲以外的地方進口（Schnettler 等人，2020 年）。歐盟 RED II 和燃料質量指令將非生物來源中的可再生甲醇（綠色甲醇）歸類為可再生燃料。其他影響可再生甲醇使用的歐盟政策還包括替代燃料基礎設施指令和空氣質量指令。雖然綠色甲醇有資格成為一種非生物來源的可再生燃料，但是 RED II 為從電網購買可再生電力帶來了很多障礙，必須克服。正如電轉 X 應用工作組所指出的那樣，對于合成燃料和可再生能源發電，那些與其時間和地理直接相關的規范既阻礙了投資，又阻礙了對綠色燃料的使用（VDMA，2020 年）。

261、原產地保證和購電協議應足以證明，某一處的風力渦輪機或太陽能發電場生產的可再生電力已被另一處與輸電網連接的綠色甲醇生產商所購買。諸如“虛擬電廠”這樣的概念可對制造商和消費者進行實時監控和驗證，以避免可再生電能原料的重復計算。我們必須對 RED II 目標與目標實施之間的這種“不匹配”進行糾正。作為一種綠色燃料，綠色甲醇可在可再生電力資源充足的地區生產，使用碳作為載體，以易于運輸的液體分子形式存在。在世界多個國家投資綠色甲醇產能，可實現能源供應多元化并降低政治風險。為了實現這一目標，我們將需要展開國際合作（包括進口戰 略），以充分利用世界上最佳的風能和太陽能原料基地。歐洲與摩洛哥之間推廣電轉 X

262、的合作就是一個完美的例子。在合作中，由摩洛哥生產綠色甲醇并將創新展望：96其出口到歐洲，這樣做的附加優勢是為歐洲的合成燃料生產技術開辟了一個新的市場（Engelhardt，2020 年）。這種國際合作可以為綠色甲醇生產和消費地區創造就業機會和具有競爭力的新型產業。英國于 2008 年推出了可再生運輸燃料義務計劃。歸類為非生物源的可再生燃料（如綠色甲醇），每供應一升或一千克就可獲得雙倍信用額的獎勵。這些信用額稱為“可再生運輸燃料證書”，可以在化石運輸燃料或合格生物燃料的供應商之間進行交易。2018 年，英國共在汽油中混入了 5,700 萬升生物甲醇。美國于 2005 年制定了可再生燃料標準，要求

263、在運輸部門使用生物燃料。如果獲得批準，生物甲醇就可以滿足纖維素基生物燃料或高級生物燃料的要求。加利福尼亞州于 2011 年引入了低碳燃料標準(LCFS)，旨在促進清潔低碳燃料的使用和生產。LCFS 以所用燃料的碳強度(CI)表示，并取決于該燃料的 LCA。低于 CI 基準的燃料會產生信用額，而高于 CI 基準的燃料則會扣除信用額。LCFS 計劃正在逐步擴展到俄勒岡州、華盛頓州和加拿大不列顛哥倫比亞省。這種計劃旨在實現燃料和技術中立。任何可能降低 CI 的途徑都可能得到允許，包括可再生甲醇。這就避免了強制規定使用特定的燃料或途徑的某些其他計劃的缺陷，例如使用未能實現大規模生產的纖維素乙醇。歐盟已

264、制定出“綠色協議”路線圖，意圖在 2050 年前實現碳中和（EU，2020a）。這意味著在 30 年 內，所有運輸燃料都應采用 100 可再生的燃料。同時，目前唯一公認的途徑是采用基于配額的制度，這種配額制可在摻入低濃度（低含量混合）可再生燃料的原油煉油廠實行。出于工藝和建筑材料的原因，當今的煉油廠只能在生產過程中摻入低比例的含氧再生燃料中間體。因此，純可再生燃料當前的狀況很薄弱，而且大多數市場缺乏支持機制。因此，還應引入 100 可再生燃料配額。無論哪種溫室氣體中和燃料系統被視為是實現完全可再生運輸部門目標的最有力的候選系統，都需要在這方面作出必要的改變。在 CO 排放法規方面，歐盟于 20

265、05 年引入了碳排放信用額交易的上限與交易制度，即歐盟排放交易制 度。其他實施上限與交易計劃或碳稅的國家/地區還包括韓國、澳大利亞、新西蘭、日本、加拿大、墨西哥、阿根廷，中國廣東省和美國加利福尼亞州等地。給碳賦予價值是氣候政策中的一個重要步驟，用來反映污染造成的外部效應。碳值為 CCU 投資、生物質使用的增加以及向碳中和社會的逐步轉型創造了一種商業模式?？稍偕剂贤ǔ１然剂细嘿F，需要更高的前期投資。盡管甲醇是一種生產成本最低的可再生燃料，但上述情況也適用于這種替代燃料。如果政策工具能確?？稍偕状迹ㄒ约捌渌熬肮饷鞯拇嫒剂希╅L期保持最低價，則將有助于消除一些投資風險。差價合約(CFD)

266、計劃是一種可以激勵投資的有意義的生產支持制度。在該計劃中，先進的可再生燃料生產項目可通過所謂的反向拍賣（出價最低者勝出）競標 CFD，勝出者獲得合約。如圖 48 所示，CFD 支付不確定或不足的市場價格與項目融資所需價格（執行價格）之間的差價。拍賣根據設定的類別定期進行，針對不同類型的可再生燃料路線，每種類別都有具體的最高行政執行價格和具體條款。這些參數可以根據政策的需要、技術和成本降低而改變，將控制權交給政府。這些參數的主要特點是在授予合同或中標后，就不會因項目而改變，因此可提供融資所需的長期穩定性。圖 48.波動市場中的 CFD 平滑利潤假設來源：Max Jnsson可再生甲醇97差價合約

267、是資本市場中常用的工具，在英國和丹麥的海上和陸上風電開發和融資方面取得了巨大成功（英國政府，2020 年）。作為“歐盟綠色方案實施”的一部分，歐盟提議引入碳 CFD 試點計劃。這種計劃類似于可再生能源的招標制度，可用來支付歐盟碳交易體系中 CO2 執行價和 CO2 實際價格之間的差額，以彌補傳統氫氣和脫碳氫氣之間的成本差距（EU，2020b）。我們可以制定適當的國家援助框架，并在歐盟或國家層面實施（2021 年修訂版能源和環境保護國家援助指南）。這表明應該有可能對 CFD 機制（在幫助降低風電成本方面非常成功）進行擴展，以支持可再生甲醇的商用。政策經驗表明，一開始就挑選贏家通常不是最好的辦法。

268、為了獲得最佳效果，似乎政策應無關乎技術和燃料，而應側重于實際結果，例如降低 CO2 等污染物的排放，實現可持續性，以及通過本地生產提高能源安全性。為此，將需要 LCA 和其他基準來權衡每種生產過程和燃料的收益。CFD 支出市場價格代理行使價/收支平衡價總價C 建設O 運營0.800.700.600.500.400.300.200.100.000.901.00O16O15O14O13O12O11O10O9O8O7O6O5O4O3O2O1C3C2C1O17O18O19O20在向完全可再生甲醇生產轉型的過程中，還應該允許綠色產品和常規產品的聯產，并按比例提供信用額。這涉及到 LCM 技術，即在天然氣

269、生產甲醇的過程中添加綠色氫氣。這樣可以在保持低成本的同時，逐步實現甲醇的綠色化生產。如果技術（電解槽）的使用范圍得到擴大，并且可再生能源的成本降低到足夠低的水平，綠色甲醇的份額和信用額就會增加。制定政策和稅收優惠措施的依據應該是能源含量而不是數量（例如，每千瓦時美元，而不是每升美元）；否則，激勵措施將使一些能量密度較低的可再生燃料處于不利地位。1997 年，美國國會通過了納稅人減稅法案，該法案將在加油站支付的替代燃料的聯邦消費稅設定為與汽油等值的英熱單位。相較于每加侖 0.184 美元的汽油消費稅，甲醇的聯邦消費稅已降低至每加侖 0.0915 美元。2013 年，澳大利亞決定 10 年免征甲醇

270、消費稅（約 38 澳元/升），以鼓勵大家將其作為燃料使用。對于包括甲醇燃料在內的可再生燃 料，無論是生物甲醇還是綠色甲醇，都可以根據能量含量對其進行能源稅費減免。稅收政策對于替代燃料可謂“成也蕭何敗也蕭何”。政策涉及的內容還可包括生物和綠色化學品和產品的綠色標簽、宣傳活動和對材料生產商的補貼。隨著技術的成熟和生產成本的降低，這些補貼將逐步淘汰。使全球經濟向碳中和能源轉型將需要在技術開發、基礎設施和部署方面進行大量投資?？稍偕状忌a和使用的規模經濟效應將為多個行業帶來具有競爭力的燃料定價。作為液體燃料中氫碳比最高的液體，甲醇可以成為重要的能源載體。甲醇可用于現有的內燃 機，以及更先進的動力系統

271、和化工生產過程，因此目前可以使用傳統的灰色甲醇和藍色甲醇，但隨著時間的推移，綠色甲醇將具有更大的替代性?？稍偕状际且环N具有獨特地位的未來燃料?？稍偕状?9AAAS(2020),“Thousand-ton scale demonstration of solar fuel synthesis starts operation in Lanzhou,China”（中國蘭州千噸級太陽能燃料合成示范項目全面啟動）,17 January,Chinese Academy of Sciences(CAS),https:/www.eurekalert.org/pub_releases/2020-01/ca

272、os-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

273、and utilisation for the Ghent area of North Sea Port;Study Carried out by advanced energy technologies(aet)”（在北海港根特地區實現新的碳中和經濟：北海港根特地區碳捕集和利用開發的探索性研究；使用先進能源技術(aet)進行的研究）,https:/stad.gent/sites/default/files/media/documents/20191106_PU_CCUhub_Rapport%20A4%20EN.pdf(accessed August 2020).ALIGN-CCUS(2020

274、),ALIGN-CCUS project,http:/www.alignccus.eu/(accessed June 2020).Andersson,K.and C.Mrquez Salazar(2015),Methanol as a Marine Fuel Report（甲醇作為船用燃料的使用報告）,report prepared for the Methanol Institute by FCBI energy.Arcoumanis,C.et al.(2008),“The potential of Di-Methyl Ether(DME)as an alternative fuel for

275、 compression-ignition engines:A review”（二甲醚(DME)作為壓燃式發動機替代燃料的潛力：綜述）,Fuel,Vol.87,p.1014.Atsonios,K.et al.(2016),“Investigation of technical and economic aspects for methanol production through CO2 hydrogenation”（通過 CO2 氫化作用生產甲醇的技術和經濟方面的研究）,International Journal of Hydrogen Energy,Vol.41,pp.2202-2214.

276、Balcombe,P.et al.(2019),“How to decarbonise international shipping:Options for fuels,technologies and policies”（如何實現國際航運業的脫碳：燃料、技術和政策的選擇）,Energy Conversion and Management,Vol.182,pp.72-88.BASF(2018),https:/ July 2020).Basu,A.and J.M.Wainwright(2001),“DME as a Power Generation Fuel:Performance in Gas

277、 Turbines”（DME 作為發電燃料：燃氣輪機性能）,New Delhi,India,January,presented at the PETROTECH-2001 Conf.Bazzanella,A.M.and F.Ausfelder(2017),“Low carbon energy and feedstock for the European chemical industry Technology study”（歐洲化學工業的低碳能源和原料-技術研究）,DECHEMA,Frankfurt am Main.Bell,D.et al.(2010),Coal Gasification a

278、nd Its Applications（煤的氣化及其應用）,Elsevier.Bellotti,D.et al.(2019),“Economic feasibility of methanol synthesis as a method for CO2 reduction and energy storage”（甲醇合成作為 CO2 還原和儲能方法的經濟可行性）,Energy Procedia,Vol.158,pp.4721-4728.Bellotti,D.et al.(2017),“Feasibility study of methanol production plant from hyd

279、rogen and captured carbon dioxide”（利用氫氣和捕獲的二氧化碳生產甲醇的工廠的可行性研究）,Journal of CO2 Utilization,Vol.21,pp.132-138.Berggren,M.(2019),“Global methanol State of the industry”（全球甲醇 行業狀況）,presentation at the 22nd IMPCA Asian Methanol Conference,Singapore,November 5-7.Bertau,M.et al.(eds.)(2014),Methanol:The Bas

280、ic Chemical and Energy Feedstock of the Future:Asingers Vision Today（甲醇：未來的基本化學和能源原料：Asinger 的前景）,Springer。BioMCN(2020),BioMCN,https:/www.oci.nl/operations/biomcn/(accessed July 2020).BioTfuel(2020),Information obtained from a contact at BioTfuel project,July.BLE(2017),Evaluations und Erfahrungsberi

281、cht fr das Jahr 2016（2016 年評價和經驗報告）.Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung.（生物質能電力可持續發展條例）Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung,Bundesanstalt fr Landwirtschaft und Ernhrung（生物燃料可持續性條例）,https:/www.ble.de/SharedDocs/Downloads/DE/Klima-Energie/Nachhaltige-Biomasseherstellung/Evaluationsbericht_2016.

282、html.參考資料和更多相關信息創新展望：100Blug,M.et al.(2014),“Methanol generation economics”（甲醇生產經濟學）,in:Bertau,M.et al.(eds.)Methanol:The Basic Chemical and Energy Feedstock of the Future:Asingers Vision Today（甲醇：未來的基本化學和能源原料：Asinger 的前景）,Springer。Bos,M.J.et al.(2020),“Wind power to methanol:Renewable methanol prod

283、uction using electricity,electrolysis of water and CO2 air capture”（利用風電生產甲醇：通過電力、水的電解和從空氣中捕獲的 CO2 的可再生甲醇生產）,Applied Energy,Vol.264,p.114672.Boulamanti,A.and J.A.Moya(2017),“Production costs of the chemical industry in the EU and other countries:Ammonia,methanol and light olefins”（歐盟及其他國家/地區化學工業的生產成

284、本：氨、醇和低碳烯烴）,Renewable and Sustainable Energy Reviews,Vol.68,pp.1205-1212.BP(2020),BP Statistical Review of World Energy 2020（BP 2020 年世界能源統計評論）.Bromberg,L.and W.K.Cheng(2010),“Methanol as an alternative transportation fuel in the US:Options for sustainable and/or energy-secure transportation”（甲醇作為美國

285、運輸業替代燃料：可持續和/或能源安全運輸的選擇）,final report,Massachusets Institute of Technology report PSFC/RR-10-12.Bromberg,L.and D.R.Cohn(2010),“Heavy duty vehicles using clean,high efficiency alcohol engines”（使用清潔高效酒精發動機的重型車輛）,PSFC/JA-10-43,MIT,Cambridge.Bromberg,L.and D.R.Cohn(2009),“Alcohol fueled heavy duty vehic

286、les using clean,high efficiency engines”（使用清潔高效發動機的酒精燃料重型車 輛）,PSFC/JA-09-31,MIT,Cambridge.Brown,A.et al.(2020),Advanced Biofuels Potential for Cost Reduction（先進生物燃料-成本降低潛力）,IEA Bioenergy,https:/ management at BASF R&D strategies to reduce CO2（BASF 碳管理減少 CO2 的研發策略）,p 29.Brynolf,S.et al.(2014),“Enviro

287、nmental assessment of marine fuels:liquefied natural gas,liquefied biogas,methanol and bio-methanol”（船用燃料的環境評估：液化天然氣、液化沼氣、甲醇和生物甲醇）,Journal of Cleaner Production,Vol.74,pp.86-95.bse Engineering(2020),http:/www.bse-engineering.eu,bse Engineering Leipzig GmbH,Germany(accessed July 2020).bse engineering

288、(2019),Power-to-Methanol at Small Scale（小規模電能轉甲醇）,FlexMethanol 10&20 MW Module,bse engineering/BASF,http:/www.bse-engineering.eu/(accessed June 2020).Buddenberg,T.et al.(2016),“Power to fuel as a sustainable business model for cross-sectorial energy storage in industry and power plants”（將電轉燃作為工業和發電廠

289、跨行業儲能的可持續商業模式）,presented at the 5th Conference of Carbon Dioxide as a Feedstock for Fuels,Chemistry and Polymers,Cologne,Germany,67 December.C3 Mobility(Closed Carbon Cycle Mobility)（C3 交通（封閉式碳循環交通）(2020),http:/www.c3-mobility.de(accessed August 2020).Calvo Ambel,C.(2017),“Electrofuels what role in

290、EU transport decarbonisation?”（電燃料在歐盟交通脫碳中扮演什么角色？）,Transport&Environment,https:/www.transportenvironment.org/sites/te/files/publications/2017_11_Briefing_electrofuels_final.pdf(accessed November 2020).Carbon2Chem(2020),Carbon2Chem project,Fraunhofer UMSICHT,Carbon2Chem project coordinator,https:/www

291、.umsicht.fraunhofer.de/en/strategic-lines-of-research/carbon-cycle.html(accessed June 2020).Chaplin,A.G.(2013),“Renewable methanol.An analysis of technological potentials in light of the EU biofuels policy objectives of greenhouse gas savings,security of supply and employment”（可再生甲醇：根據歐盟生物燃料政策的溫室氣體減

292、排、供應安全使用目標對技術潛力的分析）,Masters thesis,Sustainable Energy Planning and Management,Aalborg University.Chatterton,C.(2019),“Methanol as a vessel fuel and energy carrier”（甲醇作為船舶燃料和能源的載體）,Methanol Institute,presentation to the International Tanker Technical Forum,Singapore,12 September,https:/www.methanol.o

293、rg/wp-content/uploads/2019/09/Methanol-as-a-vessel-fuel-and-energy-carrier.pdf(accessed July 2020).Chemrec(2020),Information obtained from contacts at Chemrec.Clary,J.J.(ed.)(2013),The Toxicology of Methanol（甲醇的毒物學）,Wiley,Hoboken,NJ.Clausen,L.R.et al.(2010),“Technoeconomic analysis of a methanol pla

294、nt based on gasification of biomass and electrolysis of water”（基于生物質氣化和水電解的甲醇裝置的技術經濟分析）,Energy,Vol35,pp.2338-2347.可再生甲醇101Compagne,P.(2017),“Bio-methanol production at BioMCN”（BioMCN 的生物甲醇生產）,presentation,10 May,https:/brintbranchen.dk/wp-content/uploads/2017/10/Paul-Compagne_BioMCN.pdf(accessed Aug

295、ust 2020).Consoli,C.(2019),“Bioenergy and carbon capture and storage,2019 perspective”（生物能源和碳捕集與儲存，2019 年展望）,Global CCS Institute,https:/ Recycling International)(2020),http:/carbonrecycling.is/,Iceland(accessed July 2020).CRI(2019),Technology Profile（國際碳循環技術簡介）,Carbon Recycling International,http:/

296、carbonrecycling.is/(accessed July 2020).Daimler(2020),“History of fuel cell development at Mercedes-Benz”（梅賽德斯-奔馳的燃料電池發展史）,https:/ July 2020).DNV GL(2016),“Use of methanol as a fuel.Methanol as a marine fuel:Environmental benefits,technology readiness,and economic feasibility”（甲醇作為燃料使用。甲醇作為船用燃料使用：環境

297、效益、技術準備性和經濟可行性）,Report No.2015-1197,Rev.2,prepared for the International Maritime Organization(IMO)by DNV GL.DNV GL(2020),Alternative Fuels Insight（代替燃料洞察）,DNV GL,https:/ November 2020).Dolan,G.A.(2019),“Overview of Global Methanol Fuel Blending”（全球甲醇燃料混合概述）,presentation at the Trinidad and Tobago M

298、ethanol Fuel Blending Forum,Trinidad and Tobago,24January,https:/www.methanol.org/wp-content/uploads/2019/01/Dolan-TT-Methanol-Fuel-Blending-Workshop-24-Jan-2018.pdf(accessed July 2020).Dolan,G.A.(2020),“Methanol:emerging global energy markets”（甲醇：新興的全球能源市場）,Methanol Institute,presentation for 16th

299、Annual State of the Energy Industry Forum,Washington,DC,23 January.DOR(2020),“DOR Group”,http:/www.dor- November 2020).EBA(European Biogas Association)(2020),Belgium,https:/www.europeanbiogas.eu/(accessed November 2020).Ecoinvent(2019),Ecoinvent vs.3.6,Ecoinvent Association,Swiss Federal Institute o

300、f Technology(ETH)Zurich,EPF Lausanne,Paul Scherer Institute(PSI),Swiss Federal Laboratories for Material Science and Technology(Empa),Agroscope,Institute for Sustainability Sciences,https:/www.ecoinvent.org/.Edwards,R.et al.(2014),“Well-to-wheels analysis of future automotive fuels and powertrains i

301、n the European context”（歐洲背景下未來汽車燃料和動力傳動系統的能源轉換分析）,Well-to-Wheels Report version 4a,JEC Well-to-Wheels Analysis,European Commission Joint Research Centre(JRC),Institute for Energy and Transport,Concawe,European Council for Automotive R&D(EUCAR),https:/publications.jrc.ec.europa.eu/repository/bitstre

302、am/JRC85329/wtw_report_v4a%20march%202014_final.pdf.Edwards,R.et al.(2011),“Well-to-wheels analysis of future automotive fuels and powertrains in the European context”（歐洲背景下未來汽車燃料和動力傳動系統的能源轉換分析）,Well-to-Wheels Report version 3c,JEC Well-to-Wheels Analysis,European Commission Joint Research Centre(JR

303、C),Institute for Energy and Transport,Concawe,European Council for Automotive R&D(EUCAR).Ekbom,T.et al.(2003),“Technical and commercial feasibility study of black liquor gasification with methanol/DME Production as motor fuels for automotive uses”（黑液氣化與甲醇/二甲醚作為車用燃料生產的技術和商業可行性研究）,BLGMF,Altener Progra

304、m of the European Union.Ellis,P.et al.(2019),“Renewable methanol synthesis using electrochemistry”（使用電化學法合成可再生甲醇）,presentation at the 15th Biennial International Methanol Technology Operators Forum(IMTOF),London,16-19 June.Ellis,J.and M.Svanberg(2018),“Expected benefits,strategies,and implementation

305、 of methanol as a marine fuel for the smaller vessel fleet”（甲醇作為小型船隊船用燃料使用的預期效益、戰略和實施情況）,SUMMETH(Sustainable Marine Methanol),Deliverable D5.1,http:/ Supply(2020),Fra PtX-id til virkelighed:Danmarks frste eMethanolanlg producerer flydende el,https:/www.energy-supply.dk/article/view/726710/fra_ptxide

306、_til_virkelighed_danmarks_forste_emethanolanlaeg_producerer_flydende_el#:text=Fra%20PtX%2Did%C3%A9%20til%20virkelighed%3A%20Danmarks%20f%C3%B8rste%20eMethanolanl%C3%A6g%20producerer%20flydende%20el,-Foto%3A%20Hydrogen%20Valley&tex t=Under%20ledelse%20af%20virksomhederne%20REintegrate,basis%20af%20br

307、int%20og%20CO2.創新展望：102Enerkem(2020a),Information obtained from contacts at Enerkem,July 2020,https:/ November 2020).Engelhardt,M.(2020),“Morocco-to-X:Badr Ikken and his team at IRESEN plan to transform the country into a hub for e-fuels”（摩洛哥能源轉型：IRESEN 的 Badr Ikken 和他的團隊計劃將該國轉變為綠色燃料中心）,Siemens Ener

308、gy,Inc.,https:/www.siemens- Union)(2020a),A European Green Deal.EU(2020b),A Hydrogen Strategy for a Climate-Neutral Europe（歐洲氣候中和氫戰略）,communication from the Commission to the European Parliament,the Council,the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions,COM(2020)301 Fina

309、l,European Commission,https:/ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/hydrogen_strategy.pdf.EU(2018),Directive(EU)2018/2001 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the promotion of the use of energy from renewable sources(recast)（歐洲議會和理事會 2018 年 12 月 11 日關于促進可再生能源的使用的(EU)201

310、8/2001 號指令（修訂版）:RED II,European Parliament and Council of the European Union,https:/eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018 L2001&from=EN.EU(2014),Directive 2014/94/EU of the European Parliament and of the Council of 22 October 2014 on the deployment of alternative fuels infrastr

311、ucture（歐洲議會和理事會 2014 年 10 月 22 日關于部署替代燃料基礎設施的 2014/94/EU 號指令）,text with EEA relevance,Official Journal of the European Union,L 307/1.EU(2012a),Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulation(EC)No 443/2009 to Define the Modalities for Reaching the 2020 Tar

312、get to Reduce CO2 Emissions from New Passenger Cars（歐洲議會和理事會關于修訂 443/2009 號條例(EC)以確定實現 2020 年新乘用車 CO2 減排目標的方式的提案）,COM(2012)393 Final,European Commission,http:/eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2012:0393:FIN:en:PDF.EU(2012b),Energy Roadmap 2050（能源路線圖 2050）,https:/ec.europa.eu/energy/

313、sites/ener/files/documents/2012_energy_roadmap_2050_en_0.pdf.EU(2009),Directive 2009/30/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 amending Directive 98/70/EC as regards the specification of petrol,diesel and gas-oil and introducing a mechanism to monitor and reduce greenhouse

314、 gas emissions and amending Council Directive 1999/32/EC as regards the specification of fuel used by inland waterway vessels and repealing Directive 93/12/EEC（歐洲議會和理事會 2009 年 4 月 23 日關于修正關于汽油、柴油和汽油規格的 98/70/EC 號指令，引入監測和減少溫室氣體排放的機制，修正關于內河船舶使用的燃料規格的 1999/32/EC 號理事會指令，并廢除 93/12/EEC 號指令的 2009/30/EC 號指令

315、）,Official Journal of the European Union,L 140/88.EU STF(Sustainable Transport Forum)(2019),https:/ec.europa.eu/transport/themes/clean-transport-urban-transport/clean-power-transport/sustainable-transport-forum-stf_en(accessed July 2020).Eurostat(2020)https:/ec.europa.eu/eurostat/web/products-eurost

316、at-news/-/DDN-20190521-1.Fasihi,M.et al.(2019),“Techno-economic assessment of CO2 direct air capture plants”（CO2 直接空氣捕集裝置的技術經濟評估）,J.Clean.Prod.,Vol.224,pp.957-980.Fastwater(FAST track to clean and carbon-neutral WATERborne transport)（水上運輸清潔和碳中和的快速路徑）(2020),https:/www.fastwater.eu/(accessed July 2020

317、).FReSMe(From Residual Steel Gases to Methanol)（通過煉鋼剩余氣體生產甲醇）(2020),FReSMe,Project ID:727504,European project under Horizon 2020 Programme（Horizon 2020 計劃下的歐洲項目）,http:/www.fresme.eu(accessed June 2020).Fuels Europe(2020),Refining Products for our Everyday Life（我們日常生活中的煉油產品）,Statistical Report 2020,h

318、ttps:/www.fuelseurope.eu/.Fuss,S.et al.(2018),“Negative emissionsPart 2:Costs,potentials and side effects”（負排放-第 2 部分：成本、潛力和副作用）,Environmental Research Letters,Vol.13,p.063002.Galindo Cifre,P.and O.Badr(2007),“Renewable hydrogen utilization for the production of methanol”（用于生產甲醇的可再生氫氣利用）,Energ.Conve

319、rs.Manage.,Vol.48,pp.519-527.Geely(2020),The Geely World of Methanol（吉利甲醇世界）,Media Center,Zhejiang Geely Holding Group,http:/ November 2020).可再生甲醇 103Goeppert,A.et al.(2014),“Recycling of carbon dioxide to methanol and derived products closing the loop”（將二氧化碳再循環為甲醇和衍生產品閉環）,Chem.Soc.Rev.,Vol.43,pp.79

320、95-8048.Goeppert,A.et al.(2012),“Air as the renewable carbon source of the future:an overview of CO2 capture from the atmosphere”（空氣作為未來的可再生碳來源：從大氣中捕獲 CO2 的概述）,Energ.Environ.Sci,Vol.5,pp.7833-7853.Gonzlez-Aparicio,I.et al.(2017),“Opportunities of integrating CO2 utilization with RES-E:A power-to-met

321、hanol business model with wind power generation”（將 CO2 利用與 RES-E 相結合的機會：風力發電電能轉化為甲醇的商業模式）,Energy Procedia,Vol.114,pp.6905-6918.GTI(2019),Low-Carbon Renewable Natural Gas(RNG)from Wood Wastes（從木材廢料中提取的低碳可再生天然氣(RNG)）,Gas Technology Institute,p.12.Gumpert Aiways(2020),https:/ November 2020).Hank,C.et a

322、l.(2018),“Economics and carbon dioxide avoidance cost of methanol production based on renewable hydrogen and recycled carbon dioxide power-to-methanol”（基于可再生氫氣和回收二氧化碳的甲醇生產的經濟性和二氧化碳避免成本-電能轉甲醇）,Sustain.Energy Fuels,Vol.2,pp.1244-1261.Hannula,I.and E.Kurkela(2013),“Liquid transportation fuels via large

323、-scale fluidised-bed gasification of lignocellulosic biomass”（通過木質纖維素生物質大規模流化床氣化的液體運輸燃料）,VTT Technology 91,VTT Technical Research Centre of Finland,https:/ as a marine fuel”（甲醇作為船用燃料使用）,2015 CIMAC,Oslo,28 January.Held,M.et al.(2019),“On the energetic efficiency of producing polyoxymethylene dimethyl

324、 ethers from CO2 using electrical energy”（關于使用電能通過 CO2 生產聚甲醛二甲醚的能量效率）,Energy&Environmental Science,Vol.12,(2019),pp.1019-1034.Hill,S.J.(2020),“Chinese coal miner starts on worlds largest solar-powered hydrogen project”（中國煤礦企業啟動全球最大太陽能制氫項目）,Renew Economy,5 May,https:/.au/chinese-coal-miner-starts-on-

325、worlds-largest-solar-powered-hydrogen-project-72785/(accessed August 2020).Hobson,C.and C.Mrquez(2018),Renewable Methanol Report（可再生甲醇報告）,Methanol Institute,https:/www.methanol.org/wp-content/uploads/2019/01/MethanolReport.pdf(accessed August 2020).Hoppe,W.et al.(2018),“Life cycle assessment of carb

326、on dioxidebased production of methane and methanol and derived polymers”（基于二氧化碳的甲烷和甲醇及衍生聚合物生產的生命周期評估）,Journal of Industrial Ecology,Vol.22,pp.327-340.HT(Haldor Topsoe)(2019a),“Methanol for a more sustainable future”（甲醇創造更可持續的未來）,https:/ June 2020).HT(2019b),“Topsoe to build demonstration plant to pr

327、oduce cost-competitive CO2-neutral methanol from biogas and green electricity”（托普索公司將建設示范工廠，利用沼氣和綠色電力生產具有成本競爭力的 CO2 中和甲醇）,https:/ November 2020).IEA(2012),Energy Technology Perspectives 2012:Pathways to a Clean Energy System（2012 年能源技術展望：實現清潔能源系統的途徑）,International Energy Agency,ParisINOVYN(2020),“IN

328、OVYN plays role in ambitious Power to Methanol project in Antwerp”（INOVYN 在 Antwerp 雄心勃勃的甲醇發電項目中扮演重要角色）,https:/ July 2020).IDA(International DME Association)(2020),http:/aboutdme.org/news-media-o(Accessed November 2020).IRENA(2020a),“Recycle:bioenergy.Circular carbon economy”（回收：生物能源。循環碳經濟）,Report 0

329、5,International Renewable Energy Agency,Abu Dhabi.IRENA(2020b),“Global Renewables Outlook:Energy transformation 2050”（全球可再生能源展望：能源轉型 2050）,International Renewable Energy Agency,Abu Dhabi.IRENA(2020c),“Green hydrogen cost reduction:Scaling up electrolysers to meet the 1.5C climate goal”（降低綠色氫氣成本：擴大電解

330、槽以滿足 1.5C 氣候目標）,International Renewable Energy Agency,Abu Dhabi.創新展望：104IRENA(2019a),“Advanced biofuels.What holds them back?”（先進的生物燃料：是什么阻礙了它們的發展？）,International Renewable Energy Agency,Abu Dhabi.IRENA(2019b),“Navigating to a renewable future:Solutions for decarbonising shipping”（邁向再生能源的未來：航運業脫碳解決方

331、案）,Preliminary findings,International Renewable Energy Agency,Abu Dhabi.IRENA(2019c),“Renewable power generation costs in 2019”（2019 年可再生能源發電成本）,International Renewable Energy Agency,Abu Dhabi.IRENA(2019d),“Global Energy Transformation.A Roadmap to 2050”（全球能源轉型：2050 年路線圖）,International Renewable Ene

332、rgy Agency,Abu Dhabi.IRENA(2018),“Hydrogen from renewable power”（可再生能源生產氫氣）,Technology Outlook for the Energy Transition,International Renewable Energy Agency,Abu Dhabi.IRENA(2017),“Bioenergy for Sustainable Development”（生物能源促進可持續性發展）,International Renewable Energy Agency,IEA Bioenergy,Food and Agri

333、cultural Organization of the United Nations,Abu Dhabi.IRENA(2016a),“Innovation Outlook:Advanced Liquid Biofuels”（創新展望：先進的液體生物燃料）,International Renewable Energy Agency,Abu Dhabi.IRENA(2016b),“Boosting Biofuels:Sustainable paths to greater energy security”（促進生物燃料發展：加強能源安全的可持續性途徑）,International Renewable Energy Agency,Abu Dhabi.IRENA(2014),“Global bioenergy:Supply and demand projections”（全球生物能源：供需預測）