2050能源零跑者 ⑥︱大力发展CCUS还是氢气等新能源？究竟谁才是净零路径的主导者

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在2050年，净零排放总共将捕获76亿吨二氧化碳，其中近50%来自化石燃料燃烧，20%来自工业加工，约30%来自有二氧化碳捕获和径直空气捕获的生物能源使用（图2.30）。到2030年使用了碳捕集与封存技术的化石燃料在净零排中提供了总增长近70%的碳捕集与封存应用。然而，由于经济、政治和技术原因，迅速扩大碳捕集与封存应用规模的前景非常不确定。在此，我们看一下如果化石燃料的碳捕集与封存应用不在现有和计划的项目之外扩展，对2050年达到净零排放的影响。

如果没有基于碳捕集与封存的化石燃料应用，到2050年实现净零排放是否可能？

到2030年在净零排放中基于碳捕集与封存应用的化石燃料占到了大部分碳捕集与封存应用的增加项目。这些项目有助于降低其他对于实现净零排放至关重要的非化石燃料碳捕集与封存应用的风险。基于碳捕集与封存的化石燃料项目所面临的挑战，我们构建了一个低碳捕集与封存案例（LCC），其中除了已经在建或批准开发的项目外，没有新的碳捕集与封存化石燃料项目被开发。在低碳捕集与封存案例中，2050年从化石燃料中捕获的二氧化碳排放量仅为1.5亿吨左右，而在净零排放情景中，2050年的排放量为3.6亿吨。

在工业方面，由于缺乏新的碳捕集与封存化石燃料项目，在低碳捕集与封存案例中，与2050年净零排放情景相比，将导致额外1.2亿吨的二氧化碳排放。因此有必要使用替代技术来消除这些排放，以便在2050年实现净零排放。这将需要一些处于原型开发阶段的技术，如用于高价值化学品生产的电动水泥窑或电动蒸汽裂解器（见专栏2.4）。假设这些技术能够得到示范和大规模部署，到2050年，电力需求将增加约2400TWh，工业中的氢气需求将增加约4500万吨。此外，还有必要取代净零排放情景中配备碳捕集与封存技术的化石燃料生产的1.45亿吨氢气。通过电解提供这1.9亿吨氢气将需要在2050年增加2000GW的电解器容量（几乎比在净零排放中多60%）和额外9000TWh的电力（图2.31）。

在电力部门，有必要在2050年的净零排放中为工业和燃料转化额外生产11300TWh的电力，并取代几乎所有配备碳捕集与封存技术的化石燃料发电厂的电力生产。使用可再生能源，这将需要在2050年增加7000亿瓦的风能和太阳能光伏发电能力。这比在净零排放情景中多出约30%，并意味着2030年代太阳能光伏和风能的年增量将需要达到1300亿瓦（比在净零排放中多300亿瓦）。为了适应这一额外水平的变化的可再生能源，并在净零排放中为可获取的装备了碳捕集与封存技术的化石燃料工厂提供灵活性，2050年将需要增加约660亿瓦的电池容量（比2050年净零排放情景多20%），同时还需要增加110亿瓦的其他可调度容量。

降低碳捕集与封存中现有燃煤和燃气发电站的低碳碳捕集与封存的案例的增加率也会提高搁浅资产的风险。我们估计，2030年可能有900亿美元的现有燃煤和燃气发电能力会被搁浅，到2050年可能将达到4000亿美元。到2050年，新经济时代对基于化石燃料的碳捕集与封存的投资约为6500亿美元，这在低碳碳捕集与封存案例中是可以避免的。但是，在低碳碳捕集与封存案例中还需要用于额外的风能、太阳能和电解器能力、用于重工业的电气化路线、以及用于扩大电力网络和储存的额外投资以支持这一更高水平的部署。因此，为在2050年达到净零排放，低碳碳捕集与封存案例的额外累积投资比净零排放情景高15万亿美元。

如果不能开发化石燃料的碳捕集与封存也可能会推迟或阻止其他碳捕集与封存应用的发展。如果没有基于碳捕集与封存的化石燃料，用户的数量和部署在工业集群周围的二氧化碳运输和储存基础设施的数量将减少。可用于承担基础设施前期高额费用和CCUS初期推广风险的行动者会更少，资本池会更受限制。此外，发展基于碳捕集与封存的化石燃料所带来的外溢学习和成本降低的好处也会减少，使得成功示范和推广更多新生的碳捕集与封存技术的可能性大大降低。其他碳捕集与封存技术发展的延迟将对在2050年实现净零排放的愿景产生重大影响。例如，碳捕集与封存是唯一可以从大气中清除二氧化碳并几乎消除水泥生产排放的可扩展的低排放选择。如果这些技术的进展被推迟，并且不能大规模部署，那么到2050年实现净零排放的难度将大大增加。

在净零排放报告（NZE）中，2050年化石燃料的使用将大幅下降。除已批项目外的石油及天然气资源将不再开发，不再新建或扩建煤矿场。低排放燃料如沼气、氢气和氢基燃料将快速增长，从2020年占全球能源1%增长到2050年占全球能源20%。2050年将生产超过500吨低碳氢能源，其中60%通过电解生产，需占用2050年全球电量的20%。液体生物燃料将占航空燃料45%。

在NZE中电能将迅速增长，至2030年增长现在的40%，至2050年增长现在的2.5倍，与此同时发电所产生的排放2035年在发达经济体中清零，2040年全球清零。可再生能源从2020年占29%提升至2030年占60%，2050年占将近90%。从2030年至2050年，太阳能光伏每年增长亿千瓦，风能每年增长3.4亿千瓦。低效燃煤电厂将在2030年被淘汰，所有的燃煤电厂将在2040年被淘汰。到2030年，对电网的投资将增加两倍，到2050年仍将继续增加。

工业排放量到2030年将下降20%，到2050年将下降90%。到2050年，净零排放路径下的重工业将通过目前尚未上市的技术减排约60%，多数使用氢能或CCUS技术。从2030年开始，所有新增工业产能将接近零排放。从2030年开始，全球每个月都会为10家现有或新增的重工业工厂配备CCUS，增加3家新的氢基工业工厂，并在工业场所增加2千兆瓦的电解槽产能。

交通排放量到2030年将下降20%，到2050年将下降90%。重点是提高运输系统的操作和技术效率、模式转换和公路运输电气化。到2030年，电动汽车占汽车销量的60%以上(2020年为4.6%)，燃料电池电动汽车占重型卡车销量的30%(2020年不到0.1%)。到2035年，全球销售的几乎所有汽车都是电动的，到2050年，几乎所有重型卡车都是燃料电池或电动的。低排放燃料和行为变化有助于减少长途运输的排放，但航空和航运仍然具有挑战性，到2050年，其二氧化碳排放量将达到330万吨。

建筑物排放量到2030年将下降40%，到2050年将下降95%以上。到2030年，全球约20%的现有建筑将被改造，所有新建筑都将符合就绪的零碳建筑标准。2025年在发达经济体中超过80%的家电都是最高效的， 2030年代中期全球将达到此目标。从2025年开始，不再出售不能与氢兼容的化石燃料锅炉，热泵销量飙升。到2050年，电力占建筑能源使用量的66%(2020年为33%)。到2050年，用于取暖的天然气使用量将下降98%。

2050年净零排放方案(NZE)涉及全球能源系统的转型，其速度和范围都是无与伦比的。本章着眼于主要领域的转变，以及其中涉及的具体挑战和机遇(图3.1)。它涵盖了化石燃料和低排放燃料的供应，发电以及工业、交通和建筑三个主要终端使用领域。我们列出每个领域的里程碑式技术和的基础设施，而NZE的成功依赖于技术及基础设施。然后我们探讨需要制定哪些关键政策来实现这些里程碑。由于2050年零排放不能靠单一路径来实现,关于向清洁能源的过渡还存在很多不确定因素,在这一章里,我们不依赖特定的燃料,技术或减排方式。

煤炭使用量从2020年的52.5亿吨标准煤(Mtce)下降到2030年2500亿吨标准煤，到2050年600亿吨标准煤以下。在碳捕获、利用和存储(CCUS)的部署有所增加的情况下，2050年的煤炭使用量仍比2020年低90%(图3.2)。石油需求不再回到2019年的峰值，并从2020年的8800万桶/天下降到2030年7200万桶/天，到2050年2400万桶/天，从2020年到2050年共下降近75%。天然气需求从2020年的下降迅速反弹，一直上升到2020年中期，达到峰值约4.3万亿立方米，然后在2030年下降到3.7万亿立方米，在2050年下降到1.75万亿立方米。到2050年，天然气使用量比2020年低55%。

从2021年到2030年，净零排放路径中石油与天然气上游投资平均每年约3500亿美元(图3.4)。这与2020年的水平相似，但比之前5年的平均水平低了约30%。一旦正在开发的油田开始生产，净零排放路径中的所有上游投资都将用于支持现有油田的运营;2030年后，每年上游总投资约1700亿美元。

净零排放路径中煤炭、石油和天然气供应链的排放大幅下降。目前，石油工业的全球平均温室气体排放强度略低于每桶100公斤二氧化碳当量(kg CO2‐eq)。如果不进行改变，全球很大一部分石油产业经济性将下降，因为二氧化碳价格适用于化石燃料的整个价值链。例如，到2030年，新西兰发达经济体的二氧化碳价格为每吨二氧化碳100美元，以目前的平均排放强度水平计算，每桶的生产成本将增加10美元。

甲烷约占煤炭和天然气供应链排放总量的60%，占石油供应链排放总量的35%。净零排放路径中2020年至2030年化石燃料产生的甲烷总排放量将下降约75%，相当于温室气体排放量减少了25亿吨二氧化碳当量(Gt CO2‐eq)(图3.5)。大约三分之一的下降是由于化石燃料消耗的总体减少，更大的份额来自减排措施和技术的大量部署，最终到2030年将消除所有技术上可避免的甲烷排放(IEA, 2020a)。

为了降低净零排放路径中现有石油与天然气作业的排放强度，采取了以下措施:停止所有燃除;使用集中排放的CCUS(包括收集通常用天然气提取的二氧化碳自然来源);上游业务(通常利用离网可再生能源)的电气化。

净零排放路径中不可避免地给化石燃料行业和从业人员带来了巨大的挑战，但也带来了机遇。净零排放路径中煤炭开采急剧下降，但清洁能源转型所需矿物的开采却非常迅速地增加，在这种情况下，采矿专业知识很可能受到高度重视。石油和天然气行业将促进大规模开发一系列清洁能源技术(如CCUS技术、低碳氢、生物燃料和海上风能)。扩大这些技术的规模并降低成本将依赖于大型工程和项目管理能力，而大型油气公司具备这种能力。这些问题，包括如何帮助那些被新经济政策重大变化所影响的人们的问题，将在第四章中进行更详细的讨论。

要达到净零排放，需要在电力不易得或不经济的地方使用低排放燃料 (图3.6)。对于某些长途运输(卡车、航空和航运)以及重工业的供热和原料供应，这种情况比较容易发生。一些低排放燃料可以与现有的化石燃料分配基础设施和终端使用技术兼容，无需对设备或车辆进行任何改装。

如今，低排放燃料仅占全球最终能源需求的1%，净零排放路径中，到2050年这一份额将增加到20%。到2050年，液体生物燃料将满足全球运输能源需求的14%， 2020年只占4%;到2050年，氢燃料能满足28%的运输能源需求，低碳气体(生物甲烷、合成甲烷和氢气)将满足全球35%的天然气网络供应需求，而目前几乎为零。到2050年低碳氢和氢基燃料在全球最终能源使用总量中所占的份额将达到13%。氢和氨将为电力系统提供重要的低排放来源，并在2050年贡献总发电量的2%，这足以使电力部门成为氢需求的一个重要驱动因素。

2020年，全球供应的现代生物能源(传统烹饪用途的生物质除外)大约10%作为道路运输的液体生物燃料，6%作为生物气(沼气和生物甲烷)提供电力和热力。其他则直接用于发电和为住宅供暖。到2050年，净零排放路径中液体生物燃料的供应量将增加近4倍，而生物气体的供应量将增加6倍。

目前用于运输的液体生物燃料中，只有7%是由甘蔗、玉米和大豆等传统作物生产的。这类作物与粮食生产形成竞争，从而限制了产量。因此净零排放路径中大部分生物燃料的增长来自于先进的原料，如废料和残留物，以及生长在边际土地和不适合粮食生产的农田上的木质能源作物(见第2.7.2节)。净零排放路径中，未来十年使用木质原料的先进液体生物燃料生产技术将迅速发展，其对液体生物燃料的贡献从2020年的不到1%跃升至2030年的近45%和2050年的90%(图3.7)。到2030年，利用费托生物气化法(bio - FT)和纤维素乙醇进行生物质气化，产量将达到270万桶石油当量/天，主要作为柴油和喷气煤油的替代品。到2050年，先进的液体生物燃料产量将增加130%，达到600万桶/天，其中大部分是生物煤油。

使用这些原料的生产目前大多在发展中。目前的产量(主要是纤维素乙醇)约为每天2500桶油当量(kboe/d)。净零排放路径认为，目前在日本、英国和美国正在进行的项目将在未来几年内将这些技术推向市场。未来十年，所有先进液体生物燃料(包括废油)的规模需要扩大，相当于每10周建立一个55千桶油当量/天的生物精炼厂(世界上最大的生物精炼厂的产能为28千桶油当量/天)。

在2030年之后，这些生物燃料的供应方将从客车和轻型卡车迅速转变为重型公路货运、航运和航空，而客车和轻型卡车的电气化日益成为主流。氨气进入航运领域。先进的液体生物燃料在全球航空燃料市场的份额从2030年的15%增加到2050年的45%。

先进的生物燃料，如氢化酯和脂肪酸(HEFA)和bio- FT，能够（在一定程度上）把产品构成从可再生柴油调整到生物煤油。现有的乙醇工业也为此做出了贡献，特别是那些经过CCUS改造或与纤维素原料集成的工厂。

沼气的供应量比液体生物燃料的供应量增加得更多。到2050年，注入天然气网络的天然气占总天然气量的比例将从2020年的不到1%增加到近20%，从而降低了网络天然气的排放强度。生物甲烷主要是通过对饲料(如农业残留物，如粪肥和城市生物固体废物)的厌氧消化产生的沼气进行升级而产生的，从而避免了甲烷排放。由于这些原料的分散性，这需要每年建设数千个注入点和分配管线。净零排放路径中，沼气和生物甲烷也被用作清洁的烹饪燃料和发电能源。

在某些生物燃料的生产线(乙醇、生物燃料、沼气升级)中，生物燃料的生产可以以相对较低的成本与CCUS相结合，因为这些过程会释放非常纯净的二氧化碳流。在净零排放路径中，使用CCUS的生物燃料将使2050年每年清除0.6亿吨二氧化碳(CDR)，从而抵消了交通和工业的多余排放。

现今，能源行业的氢气使用主要局限于炼油以及化学工业中氨和甲醇的生产。2020年，全球氢需求约为9000万吨，主要由化石燃料(主要是天然气)生产，排放近900万吨二氧化碳。在净零排放情景下，氢的需求量和生产路线都发生了根本性的变化。2050年，需求将增加近六倍，达到530万吨，其中一半用于重工业(主要是钢铁和化学品生产)和运输部门；30%转化为其他氢基燃料，主要是用于航运和发电的氨、用于航空的合成煤油和掺入燃气网络的合成甲烷；17%用于燃气发电厂，以平衡太阳能光伏和风力发电的增长，并提供季节性储存。总体而言，2050年氢基燃料占全球最终能源需求的13%(图3.8)。

氨在化学工业中被用作原料，但在净零排放情景下被用作各种能源应用的燃料，这得益于其比氢更低的运输成本和更高的能量密度。到2050年，氨约占净零排放情景下全球航运能源需求的45%。与氨混合燃烧也是减少现有燃煤电厂二氧化碳排放的一个潜在的早期选择。氨的毒性意味着其处理可能仅限于受过专业培训的操作人员，这可能会限制其潜力。

到2050年，合成煤油满足了净零排放场景约三分之一的全球航空燃料需求。它在生物能源发电厂或生物燃料生产厂的制造需要从大气中捕获二氧化碳。来自这些来源的二氧化碳可以被认为是碳中性的，因为使用燃料时它不会导致净排放。利用氢气和二氧化碳联合生产先进的液体生物燃料和合成液体燃料还有很大的开发空间，这两种工艺的结合降低了液体燃料的总生产成本。除了合成液体燃料之外，2050年从氢气和二氧化碳生产的合成甲烷足以满足建筑、工业和运输部门10%的管道网供气需求。

到2050年，净零排放场景下的氢气生产几乎完全基于低碳技术。水电解占全球产量的60%以上，天然气与碳捕获设施的结合占近40%。全球电解槽容量到2030年将达到850千兆瓦，到2050年达到3600千兆瓦，高于今天的0.3千兆瓦左右。电解吸收了近15000太瓦时，即2050年全球电力供应的20%，电解能源主要来自可再生能源(95%)，但也来自核能(3%)和实施碳捕获的化石燃料(2%)。2050年，实施碳捕获的化石燃料用于制氢的天然气为9250亿立方米，约占全球天然气需求的50%，捕获1.8千兆吨二氧化碳。

扩大技术部署和提升相关制造能力对于降低成本至关重要。今天市场上有水电解设备，实施碳捕获的天然气制氢已经在商业规模上得到证明(全世界有七家工厂在运营)。两者之间的选择取决于经济因素，主要是天然气和电力的成本，以及是否有二氧化碳储存。对于基于碳循环的天然气，2050年净零排放情景下的生产成本约为每千克氢气1-2美元，天然气成本通常占总生产成本的15-55%。水电解的学习效应和规模经济将导致净零排放场景下的资本支出成本到2030年比2020年降低60%。生产成本的降低取决于低碳电力成本的降低，因为电力占总生产成本的50-85%，这取决于电力来源和地区。净零排放场景下用可再生能源生产氢气的平均成本从目前的3.5-7.5美元/千克下降到2030年的1.5-3.5美元/千克和2050年的1-2.5美元/千克，基本上与用天然气生产的成本相同。

将氢转化为其他能源载体，如氨或合成烃燃料，需要更高的成本。但这些产物更容易运输和储存，而且通常与现有的基础设施或最终用途技术兼容(如运输用的氨或航空用的合成煤油)。与氢气相比，氨额外的合成步骤使生产成本增加了约15%(主要是由于额外的转化损失和设备成本)。

合成烃化合物燃料相对较高的成本是仅限于航空业的原因，因为替代的低碳选择有限。2020年，合成煤油的成本为300-700美元/桶:尽管随着可再生能源和二氧化碳原料发电成本的下降，到2050年净零排放情景下的这些成本将降至130-300美元/桶，但合成煤油的成本仍然远远高于传统煤油每桶25美元的预计成本。制造这些燃料所需的装备有碳循环或直接空气捕获设备(DAC)。生物能源捕获的二氧化碳的供应是相关的成本因素，占2050年合成烃燃料成本15-70美元/桶。缩小这些成本差距意味着对化石煤油的罚款或对合成煤油的支持措施，相当于250-400美元/吨的二氧化碳价格。

全球对净零排放情景下低碳氢的需求日益增加，为各国出口可再生电力资源提供了动力，否则这些能源在本国将无法被充分利用。例如，智利和澳大利亚在其国家氢战略中宣布了成为主要出口国的雄心。随着净零排放情景对天然气需求的下降，天然气生产国可以通过出口碳循环来源的天然气生产的氢气来加入这个市场。然而，因为氢的能量密度低，长距离运输是困难的和昂贵的，运费在其价格上增加大约1-3美元/千克的运费。这意味着，根据每个国家自身的情况，在国内生产氢可能比进口氢更便宜，即使开发碳循环的低碳电力或天然气的国内生产成本相对较高。国际贸易在净零排放情景下将变得越来越重要:到2050年，全球大约一半的氨和三分之一的合成液体燃料进行贸易。

不同地区有多种考虑生命周期的温室气体净排放量和其他可持续性指标的可持续性框架，如欧盟的可再生能源指令、巴西的可再生能源标准和加州的低碳燃料标准。然而，这些框架的范围、方法和可持续性指标各不相同。在未来几年内就可持续性框架和指标应该优先达成全球共识，这将有助于刺激投资。这一框架应涵盖所有形式的生物能源(液体、气体和固体)和其他低排放燃料，并应努力不断改善环境，并且同时发展相关的认证计划。

另一个优先事项是各国政府尽快评估国家可持续生物质原料潜力，以确定适合能源作物的废物、残留物和无价值土地的数量和类型。评估应该为所有液态和气态生物燃料的国家路线图以及低排放燃料的战略提供基础。需要尽早决定如何支持可持续地收集来自林业、农业、动物和食品工业的废物和残留物以及简历先进的城市固体废物分类系统:在净零排放场景下，到2025年这些支持措施将会到位，将有助于鼓励使用生物燃料作为原料的低排放燃料标准。国际的知识共享将有助于设计此类措施，并有助于有效传播具有现有收集系统的区域的最佳做法，例如北欧国家的森林残留物收集以及欧洲、中国和东南亚国家的废油收集。

各国政府还需要决定如何最好地支持沼气的安装和分配，以便到2030年摆脱在一些发展中国家传统上使用生物质做饭和取暖的普遍做法。这些问题最好作为更广泛的方案的一部分，以促进清洁烹饪，同时促使转向电力和液化石油气的获取与利用。

到2025年，需要就如何最好地为可持续生物燃料创造市场以及缩小生物燃料和化石燃料之间的成本差距做出决定。需要采取相关措施，设定低碳燃料标准、生物燃料强制执行和二氧化碳清除积分等机制，鼓励在最终用途部门(特别是重型卡车运输、航运和航空)开发和部署先进的液体生物燃料技术。在未来四年中，可能推动先进生物燃料生产规模扩大的措施包括:鼓励在现有炼油厂中共同加工生物油，或将炼油厂完全转化为生物炼油厂；用碳循环改造乙醇工厂；以及将纤维素乙醇生产与现有乙醇工厂进行整合。

新的基础设施将被需要来为天然气网络注入更多的生物甲烷，并运输和储存从乙醇和生物燃料厂捕获的二氧化碳。因此，到2030年各国政府应优先考虑共同开发沼气升级设施和生物甲烷注入站点，确保特别注意尽量减少供应链中挥发性生物甲烷的排放。在供应可能的情况下，政府会认识到在设有综合碳循环项目的现有工业区建设有装有碳循环的生物燃料电厂是极具价值的，例如英国的Humber地区。

综合来看，当务之急是各国政府评估发展低碳氢产业的机遇和挑战，并将其作为国家氢战略或路线图的一部分。需要对是通过电解水从低碳电力生产氢气，还是从碳循环的天然气生产氢气，或者两者兼而有之，还是依靠进口氢燃料做出决策。在氢供应链上建立技术领先地位有助于创造就业和刺激经济增长。

在未来的十年里，需要就如何降低低碳氢生产的成本做出决策。将工业和炼油行业现有的氢生产从未进行减排的化石燃料转向低碳氢生产，来满足现有的大量需求是一种可行路径。除此之外，金融支持工具，如差价合约，可有助于缩小目前低碳氢生产与现有化石燃料生产之间的成本差距。

如何最好地扩大氢能源的规模也是亟待考虑的。工业港口可能是一个很好的起点，因为它们可以以海上风力或二氧化碳储存的形式提供低碳氢供给。它们还提供了促进新的氢港口关系的空间，例如航运和运输卡车，可能成为国际氢贸易网络的第一个节点。氢贸易的建立将需要制定方法来确定不同氢生产路线的碳足迹，并采用低碳氢(和氢基燃料)的原产地保证和认证计划。将氢气混合到现有的天然气网络中提供了另一个早期途径来扩大低碳氢的生产并降低成本。安全标准和国家对气体网络中氢的允许浓度的规定，混合配额或低排放燃料标准相关的国际协调将对此有所帮助。

在技术可行的情况下，随着天然气需求的下降，重新利用现有的天然气管道，并连接大型氢需求中心来运输氢，可以带来低成本和低机会灵活性损失，从而启动新的氢基础设施的开发。按照净零排放要求的速度发展氢基础设施，将会在生产、运输和需求的价值链上带来相当大的投资风险，风险将贯穿从氢生产技术到低排放发电和二氧化碳的运输和储存等一系列过程。政府和地方当局可以通过协调各利益相关方之间的规划进程发挥重要作用；直接公共投资或公私伙伴关系有助于发展必要的氢共享基础设施；国际合作和跨国举措有助于分担投资负担和风险，从而促进大规模部署，如欧洲共同利益的欧盟重要项目。

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