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1 IRENA提出全球实现温控1.5℃的潜在路径 2021-10-24

2021年3月16日,国际可再生能源机构(IRENA)发布《世界能源转型展望:1.5℃路径》报告预览版,概述了推动能源系统转型,构建一个可持续、有韧性和包容的能源系统,以实现“巴黎气候协定”目标、应对气候变化的潜在可行性途径。报告强调了技术选择、投资需求和社会经济等多种因素会对潜在途径产生影响,并探讨了上述因素的作用。主要内容如下: 一、为达到1.5℃情景目标,全球须在2050年前实现净零排放 尽管使用清洁、经济和可持续能源已成为广泛共识,但2014-2019年间,全球能源相关碳排放量依旧每年增加1.3%。2020年,由于新冠肺炎疫情全球大流行,全球碳排放下降了7%,但短时间内碳排放将反弹。过去几年,得益于政策的支持以及技术和系统的创新,能源部门已开始进行能源转型,可再生能源技术正在主导全球新增发电装机市场。随着2019年可再生能源部署的增加(全球新增规模约176吉瓦),2020年将是风能和太阳能光伏市场创纪录增长的一年,目前的市场预测显示将分别新增约71吉瓦和115吉瓦。全球交通电气化转型持续推进,与2019年相比,2020年全球电动汽车销量增长43%达到329万辆,占全球新车销量的4.2%。关键核心技术如电池组成本迅速下降,从2018年的平均181美元/千瓦时降至2020年的137美元/千瓦时(最低甚至低于100美元/千瓦时)。 然而,全球能源转型速度远低于实现“巴黎气候协定”所需的速度,根据当前各国制定的政策承诺(即IRENA的“已规划能源情景”),全球排放量将趋于稳定并在2050年略有下降。然而,如果现有政策没有完全实施,未来三十年碳排放量可能上升27%。总体而言,已规划能源情景减排速度远低于1.5℃情景[1.5℃情景:即到本世纪末,将全球温升控制在1.5℃以内.]。人为CO2排放中能源部门占到80%,因此其将在脱碳过程中发挥核心作用。为在2050年达到净零排放,CO2排放量必须年均减少3.5%。1.5℃情景表明,这一减排速率是可以实现的,但极具挑战性,需要在多方面采取紧急行动。可再生能源在脱碳努力中将发挥关键作用。2050年90%以上的减排方案涉及可再生能源。在既有能源政策情景中,预计2050年的年排放量将达到365亿吨。在1.5℃情景下,碳排放需要降至净零,这要求所有部门都需要实现几乎净零排放。因此电力、供热和工业等部门还需要更多努力,通过负排放实现额外的碳减排量。 二、能源系统脱碳所需的技术组合大多数都存在,但仍需开发创新的减排方案 IRENA提出的1.5°C情景考虑了当今已被证实的成熟技术,以及仍在开发中、到2050年可能发挥重要作用的创新技术。例如在可再生能源发电技术领域,海上可再生能源,如海上浮动式风力发电和新兴的海洋能源技术可以支持可持续的长期发展,并推动蓝色经济繁荣发展。终端应用领域也需要创新,从电气化交通(如远程电动卡车)和电力合成制燃料(如绿氢制氨和甲醇),到传统制造业生产过程(绿氢炼钢)以及绿色建筑(如智能建筑的能源管理和净零排放建筑)。到2050年,电力将成为主要的能源消费形式,在终端能源消费总量中占比将从现在的21%上升到50%以上。预计2050年90%的电力需求将由可再生能源提供,6%由天然气提供,剩下的由核能提供。 三、可再生能源、电气化和能效是能源转型的三大主要支柱 全球能源转型中最重要的协同作用是越来越多地使用低成本可再生能源技术,以及在交通运输和供热制冷行业中更广泛地使用电力。电气化转型能够让用能终端使用零碳电力来代替化石燃料,从而显著提高能源供应系统的整体效率,如电动汽车比内燃机效率更高,水力发电比天然气发电效率更高。 在1.5℃情景下,可再生能源在一次能源中的份额必须从2018年的14%增长到2050年的74%。在此期间,由于能效提升和可再生能源部署规模增长,一次能源供应趋于稳定。在未来的十几年里,循环经济将发挥越来越重要的作用,有助于减少能耗,提高资源使用率;同时受到创新驱动,工业部门的材料利用率将得到进一步提高。先进的数字通信技术以及连通性的增强将使重型货物的运输得以优化(如交通管理的效率提高,货运整体能耗减少)。技术的创新发展也将促使工业生产过程发生根本性变革,如从传统的能源密集型炼钢转向采用绿氢的绿色炼钢。电弧炉的广泛使用可以使钢铁行业迁往成本相对低廉且可再生能源丰富的地区。上述转变还可能对地缘政治和全球经济产生影响。在1.5℃情景下,能源强度的年度改善速度需从2019年的1.2%提高到3%。终端用能部门的电气化转型和使用可再生能源将发挥重要作用。到2050年,可再生能源(包括可再生燃料和基于生物质的除碳技术)、电气化和能效将贡献90%以上的CO2减排量。 四、到2050年发电量需增至三倍,且可再生能源电力占比需达到90% 在1.5℃情景下,终端用能部门的的快速电气化以及绿色制氢技术的兴起将推动电力需求的增加。到2050年,发电量将是当前水平的3倍,可再生能源在总发电量中占比将达到90%,远高于2018年的25%。其余的电力主要来自天然气(约6%)和核能(约4%)。风能和太阳能光伏发电在发电组合中占主导地位,到2050年将提供电力需求总量的63%。其他成熟的可再生能源技术(如水电、生物质发电、地热能发电、太阳能热发电)和新兴技术(如海洋能发电)也将在电力部门脱碳方面发挥重要作用。 与此同时,可再生能源装机容量需从目前的2500吉瓦增加到2050年的27700吉瓦,意味着每年需新增840吉瓦,远高于近年来年均200吉瓦的增量。太阳能光伏和风能(包括陆上风能和海上风能)将成为这一增长趋势的主要贡献者。到2050年,太阳能光伏装机容量将超过14000吉瓦,风能装机容量将超过8100吉瓦。其余的增长主要来自水电、生物质发电、地热能发电、太阳能热发电以及海洋能发电。 太阳能、地热能和生物质能将为工业生产过程、烹饪、建筑供暖提供能量,并为交通运输部门提供动力燃料。在1.5℃情景下,可再生能源的直接使用需求将从2018年的44艾焦增长至2050的77艾焦。在工业和交通领域,生物质能将是重要的燃料来源,到2050年现代生物能源在终端能源消费中的占比将从目前的1.5%左右增至17%。生物质能主要应用领域包括为航空和航运部门提供先进生物燃料,为化学工业提供可再生燃料和原料,以及为特定的工业部门供热。此外,生物质能结合碳捕集与封存技术(BECCS)还将用于电力和热力生产以及一些工业过程(如水泥生产)。IRENA分析发现,可以在不引起森林砍伐或破坏土地生态环境的情况下实现可持续发展的一次生物质原料收集,但需要在全球建立健全的监管、认证和监测体系,以确保生物质供应的环境、社会和经济可持续性。 五、电力系统需变得更加灵活,因为波动性可再生能源发电占比将达到63% 波动性可再生能源(VRE)将是未来电力主要来源,因此电力系统灵活性将是高比例集成耦合VRE的关键因素。到2030年,VRE在总发电量中的份额将达到42%。到2050年,73%的装机容量和63%的发电量将来自VRE(主要是太阳能光伏和风能),而目前其在全球总装机容量和发电量的占比分别仅为15%和17%。因此,需进一步创新改进升级当前技术才能实现上述目标。世界各国在VRE消纳方面已取得一些较好进展:2019年,VRE在丹麦发电结构中的占比超过50%(其中风电占47%,光伏发电占3%),在立陶宛发电结构中占比超过40%,在德国发电结构中的占比超过34%(其中风电占23%,光伏发电占11%)。需要进行系统性创新,包括商业模式、市场、监管和系统运行等多方面整体性创新,以增强电力系统的灵活性,消纳比例不断上升的VRE。IRENA充分考虑到不同国家和地区电力系统的具体情况,已经提出了30种潜在的电力系统灵活性改善方案,这些方案还可以相互组合形成全面的解决方案。随着越来越多的国家设立高比例甚至100%可再生能源电力系统的目标,采用系统性的创新方法将变得更加重要。 未来的智能电力系统将会集成极高比例的VRE,因此需要在电网和灵活性措施(如储能)方面进行大量投资,预计到2050年对VRE的年投资额将增长近两倍,从2019年的2750亿美元增长到7300亿美元。 六、电力将成为关键能源载体,到2050年占终端能源消费的50%以上 到2050年,电力将成为最重要的能源消费形式。到2030年,直接电力消费(即直接使用电力,不包括电力合成燃料)在终端能源消费中的份额将超过30%,到2050年这一比例将超过50%,远高于当前21%的水平。到2030年,绿氢和以绿氢为载体的燃料(如氨和甲醇)在终端能源消费中的占比将达到2%,到2050年,这一比例将进一步增长到7%,而目前这一比例可以忽略不计。总而言之,到2050年直接和间接电力消费将占终端能源消费的58%以上。 到2050年,建筑行业的直接电气化率最高,将从目前的32%上升到73%;工业部门直接电气化率也将增长,从目前的26%上升到35%(加上间接电气化,2050年电气化率将接近40%)。而对于供热制冷部门,热泵的安装数量到2030年将超过1.8亿台,到2050年将接近4亿台。 未来几十年,交通运输行业电气化率增长最快。到2050年,交通运输行业的电气化率将从目前的1%大幅增长至49%;电动汽车的保有量将从目前的1000万辆增加到2030年的3.8亿辆,到2050年将达到17.8亿辆;到2050年电动卡车的保有量将增加到2800万辆。到2050年,电动汽车将占到全部销售汽车的80%以上(其中轻型汽车中88%为电动汽车,重型汽车中比例为70%)。技术创新和大规模部署将使交通运输电气化成本降低,如果目前成本下降趋势能够继续持续,到2050年全球大部分道路运输服务都可以通过电动汽车来实现具有成本效益的运营。 七、到2050年,氢及其衍生物将占终端能源消费的12% 到2050年,30%的用电量将用于生产绿氢以及衍生物,如电制氨或电制甲醇,氢及其衍生物将占终端能耗的12%左右。为实现这一目标,制氢电解槽的装机容量需达到5000吉瓦,而目前仅为0.3吉瓦。到2030年,通过使用低成本的可再生能源电力(约20美元/兆瓦时)可使绿氢生产成本与蓝氢相当,如果未来十年制氢规模快速扩大,绿氢生产成本将继续下降至1.5美元/千克。 与已规划能源情景相比,在1.5℃情景下氢能将分别为工业和交通运输部门减少12%和26%的CO2排放量,这为难以通过直接电气化实现减排的行业提供了一种潜在的选择方案。目前,全球每年生产约1.2亿吨氢气(14艾焦),但几乎都来自化石燃料制氢,绿氢产量占比不足1%。随着电解槽成本下降以及可再生电力成本的进一步降低,在来5-15年内,许多地区的绿氢成本将低于蓝氢成本。在1.5℃情景下,到2050年,氢的需求量将达到6.13亿吨(74艾焦),其中三分之二将是绿氢;而生产上述氢所需消耗的电力将接近21000太瓦时,几乎相当于目前全球电力消费水平。实现上述目标意味着要大规模部署电解槽,即从当前到2050年,年均电解槽装机新增容量需达到160吉瓦。安装速度将从未来几年的每年新增数吉瓦开始,到2030年开始显著上升,到2050年将超过400吉瓦/年。 在交通运输领域,直接电气化和氢能将贡献67%的减排量。在工业领域,电气化和氢能将贡献27%的减排量。在建筑领域,电气化(直接和间接)是最关键的减排手段,将贡献超过一半的减排量,其次是能效。创新将有助于推动能源转型,并使能源部门快速脱碳。降低低碳技术(如绿氢等新兴技术)的成本是创新的首要任务,一系列新兴技术解决方案将显著影响能源部门脱碳进程。在创新和规模经济的推动下,可再生能源成本竞争力将逐步增强。 八、降低其余能源和工业过程相关碳排放需要利用碳捕集与封存技术(CCS)以及其他脱碳技术 到2050年,除使用上述可再生能源和氢能外,仍将消费部分化石燃料,因此化石燃料使用和工业生产过程仍将会产生一定的碳排放。既需要CCS技术来减少排放到大气中的CO2,也需要其他脱碳措施/技术,并与长期碳封存技术相结合,以实现负排放。其他脱碳措施/技术包括:植树造林,生物质能结合碳捕集与封存技术(BECCS),以及直接空气碳捕集与封存技术和其他一些目前尚处于试验阶段的方法。BECCS涉及生物质燃烧、生物质发酵或生物质气化/热解,其优势在于,实现CO2排放实际为负排放。 BECCS技术的应用案例很多,包括,利用生物质(如木屑颗粒或甘蔗渣)发电和供热,其中CO2被捕集和封存;在水泥窑和炼钢高炉中使用木炭作为燃料并捕集CO2;在以生物质为原料的化工厂(如生物乙醇的生产和其他生物塑料制品的生产)进行碳捕集;分离沼气中的CO2来生产生物甲烷。在1.5℃情景下,BECCS技术主要在电力、热电联产和工业生产(如水泥)中发挥重要作用,到2050年利用BECCS技术每年将捕集和封存近40亿吨CO2,而2020年这一数值不足200万吨。 在1.5℃情景下,CCS技术的作用受限,主要应用于水泥、钢铁、化工生产过程中,而其在工业/垃圾焚烧等方面并不常用。到2050年,工业生产和蓝氢生产过程的碳捕集量将从目前的4000万吨/年增长到30亿吨/年。BECCS将在发电厂、热电联产、特别是水泥和化工行业发挥关键作用。到2050年,BECCS将贡献超过52%的碳捕集量。 九、基于快速的能源转型措施,到2050年化石燃料使用量将减少75%以上 在1.5℃情景下,从2021年到2050年,伴随着化石燃料消费的持续走低,化石燃料产量将减少75%以上。在电力和一部分工业领域,化石燃料仍将发挥作用,到2050年其仍将占一次能源供应的19%。石油和煤炭下降速度最快,而天然气预计在2025年左右达到峰值后开始下降。到2050年,天然气将是最大的化石燃料来源(占化石燃料供应总量的70%);天然气产量将从目前的4.2万亿立方米下降到2.2万亿立方米,其中70%的天然气用于电力/热力以及蓝氢生产,其余主要用于工业领域。到2050年,全球石油产量将较目前水平大幅下降约85%,降至略高于1100万桶/天,主要用于石化工业,以及航空和海运。煤炭产量下降幅度更大,2050年全球煤炭产量将从2018年的57.5亿吨/年降至近2.4亿吨/年。具体来说,到2030年燃煤发电量较目前水平将大幅下降55%,到2040年将下降75%,到2050年将逐步淘汰。剩余的煤炭需求将主要集中在工业领域,用于钢铁生产(结合CCS)和化学品生产。 查看详细>>

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2 英国石油公司计划开建全英最大蓝氢工厂 2021-10-16

2021年3月18日,英国石油公司(BP)宣布将在英国蒂赛德产业集群建设英国最大的蓝氢生产设施,预计到2030年该工厂设备产能将达到1吉瓦,全面投产后将年产26万吨氢气。该项目名为“H2Teesside”,将通过甲烷蒸汽重整并结合碳捕集与封存(CCS)设施以实现低碳制氢。H2Teesside项目是一个全链条CCS项目,其中还包括一个配备碳捕集装置的850兆瓦天然气电厂,以及一个海上碳输运和封存系统。 BP公司正致力于建设区域氢气生产中心,H2Teesside项目是这一战略布局的一部分。作为BP公司发展氢能业务的重要举措,H2Teesside将建设在蒂赛德工业集群,该地区工业碳排放占英国工业总碳排放的5%以上,预计将为英国政府到2030年发展5吉瓦氢气生产设施的目标贡献20%。项目一期500兆瓦蓝氢生产设施将在2027年前部署,到2030年将投运其余产能。BP称,项目的可行性研究正探索捕集氢气生产过程中高达98%碳排放的技术。 BP公司已经与北方天然气公司(Northern Gas Networks)达成了一项谅解备忘录,计划将氢气注入英国的天然气网,以推进工业和居民用户实现脱碳。BP公司还与Venator公司和蒂斯谷联合管理局签署了合作协议,将开发一个氢气产业集群,并助力当地工业脱碳。BP公司在一份声明中表示,发展氢能和碳捕集、利用与封存(CCUS)等新型业务,是BP向综合能源公司转型战略的重要部分。2020年9月,BP宣布以11亿美元收购挪威Equinor公司在美国的海上风电资产。2020年11月,BP与丹麦能源开发商Ørsted公司达成合作,在德国开发一个工业规模绿氢生产项目。 查看详细>>

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3 国际能源署四项建议推动日本实现2050碳中和目标 2021-10-08

2021年3月4日,国际能源署(IEA)发布《日本能源政策评估》报告指出,自2011年福岛核事故后,日本在增强能源系统效率、弹性和可持续方面取得了显著进展:核能发电安全有序重启、可再生能源部署规模逐步扩大、能源效率不断提升、能源结构多元化程度增强等,减少了日本对进口化石燃料的需求,促使日本温室气体排放量自2018年达到峰值后持续下降。尽管做出了种种努力,但由于能源资源匮乏,日本高度依赖进口化石燃料的局面仍未改变。2019年,日本化石燃料占一次能源供应总量(TPES)的88%,在IEA成员国中排名第六,日本发电的碳强度在IEA成员国中居于最高水平。因此要想实现2050年碳中和目标,日本必须进一步加强低碳能源技术研发力度,解决相关的监管和制度障碍,大幅加快其部署进程。为此,近年来日本政府从根本上重新思考了其能源政策,并采取了一系列措施: 日本碳中和战略愿景。2020年12月,日本政府出台了《绿色增长战略》,阐明了日本实现2050年碳中和目标的路线图,提出了相关产业的发展目标及其进度表。通过这项战略,日本政府将与企业一道共同努力实现经济增长和环境保护的良性循环。具体而言,该战略对涉及核能、氢能、汽车、半导体等在内的14个重点领域提出了具体发展目标和重点任务,希望通过可再生能源的逐步扩张,核能的安全重启、低碳制氢、碳捕集等新技术的推进,推进电力部门脱碳。该战略预计,到2050年可再生能源将提供50%-60%的电力需求,核电和耦合碳捕集、利用和封存技术(CCUS)的火力发电合计提供30%-40%,剩余10%来自燃氢/氨发电。 氢能有望在日本的清洁能源转型和碳中和战略中发挥核心作用。日本是最早推出氢能战略的国家之一,该战略旨在使氢气的成本具备与天然气相当的竞争力。围绕氢能产业,日本的目标是到2030年部署80万辆氢能燃料电池汽车,在超过500万家庭中部署燃料电池,并建立国际氢能产业供应链。日本还在试验大规模燃氢发电。此外,由于日本对化石燃料的高度依赖,CCUS是另一个重点关注领域。日本政府要求新建造的天然气和燃煤电厂具备良好的后期改造特性,以便日后可以随时部署CCUS,这有助于避免新建电厂沦为闲置资产。由于封存地点有限,日本非常重视碳回收。但是鉴于该技术潜力的不确定性,推广其他低碳技术应继续作为重点,以减少日本对碳密集型资产的依赖。日本政府还提出了到2030年淘汰低效燃煤电厂的承诺,并表示将彻底改变日本的燃煤发电政策。 迄今,日本主要依靠监管措施和自愿协议实现其气候目标。IEA认为强化市场手段可能会是日本有效降低排放成本,促进CCUS和其他低碳技术创新、进一步提高日本能源效率的一种政策选择。与其他IEA成员国相比,日本对能源使用产生的二氧化碳排放征收费用的价格较低。IEA认为日本可以更好地利用价格引导终端消费者和工业部门改变用能方式,增加应用低碳技术,减少二氧化碳排放,并将工业投资转向创新技术;但这种价格信号必须谨慎设计,以避免给终端用户电价造成负面影响。《绿色增长战略》中呼吁就碳边界调整机制进行讨论,以确保日本企业与外国竞争对手处于公平的竞争环境。该战略似乎还在暗示通过呼吁监管改革引入更为稳健的经济机制,其中可能包括信贷交易、碳税等市场工具。这标志着日本气候政策出现了较大的调整变化,也标志着其先前在碳定价方面的立场发生了转变。 至2030年的主要能源发展目标。实现2050年碳中和目标,日本需要迅速实施一系列政策,使碳排放量尽快开始大幅减少,最迟不能晚于2030年。《绿色增长战略》将深刻影响目前正在讨论的下一期能源基本计划,包括对2030年能源结构目标做出修正。日本的能源政策遵循“3E+S”原则,即能源经济性、效率、环境可持续性和安全性。2018年通过的第五期能源基本计划提出到2030年实现更加多样化的能源结构,提升可再生能源份额,重启核电,提高化石能源效率等发展目标。具体而言,到2030年,可再生能源在TPES中的比重将从2019年的8%提高到13%,可再生能源发电量比重预计将从2019年的19%增长到24%。 近年,日本太阳能光伏在优惠上网电价政策的推动下快速发展。尽管如此,日本还需要加大努力以促进其他可再生能源发展(如风能、地热能等),更好推进能源系统低碳转型。在电力部门,主要挑战包括改善日本不同地区电网之间的连通性,进行监管改革改善电力系统灵活性从而整合更多的波动性可再生能源。而在供热和交通运输部门,由于缺乏政策支持,可再生能源在上述两个部门的增长仍旧缓慢。 依据第五期能源基本计划,2030年核能在TPES中的比重将从2019年的4%增长到至少11%,要实现上述目标则要求核电反应堆运行数量从9个增加到至少30个。这将需要政府、监管机构和电力公司的通力合作,提高安全标准,并与当地社区进行广泛沟通,重新获得社会对核能发展的认可。化石燃料方面,2030年其在TPES中所占比重预计提升到76%。但考虑到新宣布的2050年实现碳中和的目标,有必要在2030年前提高零排放电力比重,而2021年将发布的新一期国家能源基本计划是一个合适契机。 电力和天然气市场改革。2011年福岛核事故加速了日本政府改革电力市场步伐,同时也促进了国内天然气市场的改革。电力市场改革的主要措施包括:2016年全面放开电力零售市场以及2020年4月对10家垂直整合电力公司进行法律分拆。尽管现有企业的零售业务仍占电力零售总额的85%,但随着新玩家的入局,日本电力零售市场的竞争将日益加剧。目前,日本正在着手建立新的市场(包括基本负荷、容量和非化石证书市场)以消除市场壁垒,进一步促进竞争。政府也会对新市场开展密切监测。2020年6月,日本通过了新的电费法案,开启了电力市场改革新阶段。该法案调整了电力传输费用,以刺激对传输和分布式网络的投资。法案还加强了跨区域电力传输运营商协调组织(OCCTO)的作用,该组织成立于2015年,主要任务是在全国范围内平衡电力供应和需求,并改善整个日本境内的跨区域电网的电力交换。而在天然气市场改革方面,2017年日本已经完全放开天然气零售市场,2022年4月前会将垂直整合的天然气公司业务进行拆分。日本政府加大了对天然气供应的安全性关注,并正在讨论如何在天然气供应和储存上采取综合措施,以减轻天然气短缺对电力和天然气市场的影响。日本需要通过尽早和全面实施电力和天然气市场改革来加强竞争,以实现提高供应安全和降低最终用户成本的目标。 增强能源部门的弹性和韧性。作为岛国,日本资源有限,且没有国际的天然气管道和电力连接网络,能源安全面临根本性挑战。2014年,日本化石燃料的进口依赖度高达94%。该数值在2019年降到了88%,主要是因为日本政府采取了一系列措施,包括重启核电、扩张可再生能源部署、压缩能源需求等。 增强能源部门的弹性和韧性是日本应对能源安全挑战的重要手段。目前,日本已成功实现了液化天然气(LNG)进口来源的多元化,但石油进口仍高度集中在少数中东供应商。同时,日本石油储备处于全球领先地位,这有助于抵御地缘政治风险和全球性重大危机事件冲击。传统上,日本的电力安全处于国际较高水平。但是,近年来发生的一系列自然灾害造成了长期的大规模停电,凸显了当前能源系统依旧存在脆弱性一面,系统的弹性和韧性需要改进。随着电力系统中波动性可再生能源份额增加,维护电力安全稳定供应将面临更加严峻的挑战。由于日本的电网具备了高度区域分散特征,互联程度较低,难以有效平衡全国供需状况。针对上述问题,2020年6月日本立法修改强化了对分布式电力系统作为电力公司灾害响应准备的重要作用,除此之外日本也在推进加强电力互联互通的措施。 报告最后强调,日本拥有强大的科技基础,但其能否顺利实现碳中和战略目标很大程度上有赖于技术创新和政策措施。为此,报告给日本政府提出了四方面的战略建议: (1)尽快制定和出台支撑2050年碳中和目标的能源战略和路线图。 (2)建立价格信号以进一步激发能源产业各利益相关方投资高效低碳技术的热情。 (3)鼓励业界加强对电网的投资,改善电力系统运营,以实现经济方式集成耦合更高比例的可再生能源,实现低碳电力来源的多元化,增强电力供应安全。 (4)推进电力和天然气市场改革,使电力和天然气市场监督委员会成为更加独立的监管机构。 查看详细>>

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4 英日合作开发用于核聚变及核退役的机器人和自动化技术 2021-09-24

近期,英国政府宣布与日本签署一项研究和技术部署合作协议,共同投入1200万英镑支持开发用于核聚变及核退役的机器人和自动化技术。此次资助的项目被命名为“LongOps”,将支持开发世界领先的技术,以促进实现核聚变和核设施退役的自动化。 LongOps项目为期4年,由英国研究与创新署(UKRI)、英国核退役管理局(NDA)和日本东京电力公司(TEPCO)共同资助,旨在通过机器人、远程控制、数字技术等促进更为安全、快速的核聚变研究方法,并解决核设施退役的复杂挑战。LongOps项目的一个重要特点是通过数字孪生技术建立虚拟模型进行核设施的测试和分析,并预测潜在的维护和运行问题。通过该技术开发的软件将实现对核设施的远程控制,以及用于设施升级、维护和退役拆除等。该项目将支持在英国塞拉菲尔德核电站和日本福岛第一核电站使用长距离机械臂实现更快速和安全的退役,并为解决核退役的燃料碎片回收等难题提供关键技术基础。 查看详细>>

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5 美国能源部支持增强型地热系统前沿技术开发 2021-09-16

2021年2月24日,美国能源部(DOE)宣布在“地热能研究前沿观测研究”(FORGE)计划框架下投入4600万美元,支持17个增强型地热系统(EGS)前沿技术开发项目。FORGE计划于2015年启动,旨在建立一个地下实验室进行EGS的前沿研究、钻探和技术测试,形成一套降低工业开发风险和促进EGS商业化的可复制方法。该计划于2018年进入第三阶段,从第一阶段资助的5个候选场址中最终选择了犹他大学的犹他场址进行资助,计划在五年内投入1.4亿美元促进EGS前沿技术的开发、测试和突破。此次资助项目是FORGE计划建立的犹他场址地下实验室(Utah FORGE)的首批资助项目,主要涉及5个研究主题: (1)适用于地热条件下沿套管井和裸眼井进行分段(区域)隔离的设备。资助总金额1200万美元,入选机构为Welltec公司、PetroQuip能源服务公司、科罗拉多矿业学院。 (2)应力参数估计。资助总金额300万美元,入选机构为巴特尔纪念研究所、劳伦斯利弗莫尔国家实验室、俄克拉荷马大学。 (3)储层激发和演化过程的现场规模表征,包括热传递、流体流动、力学和化学(THMC)效应。资助总金额800万美元,入选机构为克莱姆森大学、斯坦福大学、劳伦斯伯克利国家实验室。 (4)Utah FORGE地下实验室地热井的激发和构造。资助总金额1200万美元,入选机构为Fervo能源公司、德克萨斯大学奥斯汀分校。 (5)THMC过程相互作用的实验和模型综合研究。资助总金额1100万美元,入选机构为宾夕法尼亚州立大学、劳伦斯利弗莫尔国家实验室、美国地质调查局、俄克拉荷马大学、普渡大学。 查看详细>>

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6 英国投入1.71亿英镑支持工业脱碳技术研发部署 2021-09-08

2021年3月17日,英国研究与创新署(UKRI)宣布在“工业战略挑战基金”(ISCF)支持下,通过“工业脱碳挑战”计划向9个项目投入1.71亿英镑,旨在通过技术开发与部署,支持至少一个英国工业集群到2030年实现大幅减排,并将验证各项目所在地到2040年实现净零排放的可能性,以支持英国到2050年实现碳中和。“工业脱碳挑战”计划是ISCF的一部分,将支持开发减少重工业和能源密集型工业(如钢铁、水泥、炼油和化工)碳足迹的技术,以提高工业竞争力,支持英国低碳经济发展。此次资助包括3个海上碳捕集、利用和封存(CCUS)项目以及6个陆上碳捕集和/或氢燃料转换项目,将在英国最大的工业集群中进行部署和推广。资助详情如下: 1、HyNet海上及陆上项目 HyNet为英国最先进、低风险和低成本的全链条氢能和CCUS工业脱碳项目之一,该项目构建了全区域氢经济基础设施的基础,改造现有油气设施以部署CCUS。本次资助将分别投入1332和1945万英镑支持HyNet海上和陆上项目,由Progressive Energy公司牵头,将共同建立氢气输送、储存的专有网络,该网络还将提供基础设施以运输和封存制氢过程中以及工业集群排放的CO2。 2、苏格兰净零排放基础设施(海上)及(陆上)项目 本次资助将分别投入1135和1996万英镑支持苏格兰净零排放基础设施(海上)和(陆上)项目,由Pale Blue Dot Energy公司牵头,重点开发Acorn海上封存场地及相关海上基础设施,将开发海上封存关键组件,包括海上管道、海底封存及相关基础设施,用于运输CO2并将其注入海底确保长期安全封存。 3、净零排放蒂赛德(海上)项目 该项目获得2805万英镑资助,由英国石油勘探作业公司牵头,将在蒂赛德地区开发配备CCUS系统的天然气发电厂,该发电厂计划于2026年投入运营,年捕集约200万吨CO2,使750兆瓦规模的天然气发电设施脱碳,捕集的CO2将永久封存于北海南部一个大型地质含水层中。 4、Northern endurance伙伴关系项目 该项目获得2400万英镑资助,由英国石油勘探作业公司牵头,将建设一个海上CO2运输和封存系统,该项目将与2个陆上项目联合,包括蒂赛德地区的750兆瓦天然气发电厂和汉伯地区的Saltend化工厂,前者将实现年捕集200万吨CO2,后者将通过转用蓝氢实现每年减少100万吨CO2排放。该联合项目将为世界首创。 5、零碳汉伯(ZCH)伙伴关系项目 该项目获得2150万英镑资助,由Equinor新能源公司牵头,将建立创新的低碳基础设施,包括连接该地区主要碳排放源的CO2以及H2输送管道。ZCH项目将捕集和输送排放的CO2,以帮助终端用户转用氢气燃料。该项目将为H2H-Saltend项目提供支撑,后者将开发低碳氨出口产品,并对现场生产的其他产品部分脱碳。 6、汉伯净零排放项目 该项目获得1269万英镑资助,由VPI Immingham LLP公司牵头,计划通过一系列技术途径,实现到2020年代末期伊明赫姆地区的世界规模工业园区实现脱碳,即年减排约800万吨CO2。该项目将在VPI公司的热电联产电厂改造两个现有的燃气轮机和辅助锅炉,并在Phillips 66公司的汉伯炼油厂改造一个流化床催化裂化装置,为工业和电力部门脱碳提供经济高效的技术路径。 7、南威尔士工业集群(SWIC)项目 该项目获得2000万英镑资助,由科斯塔因石油天然气工艺公司牵头,将设计支持区域氢能部署的解决方案,并将开发CCUS解决方案作为过渡措施。该项目将建立工业、城镇、交通和农业之间的清洁协同增长体系,还将开发低碳炼钢和低碳水泥生产。 查看详细>>

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7 IRENA和甲醇协会联合发布可再生甲醇创新展望报告 2021-09-01

2021年1月27日,国际可再生能源机构(IRENA)和甲醇协会(Methanol Institute)联合发布《创新展望:可再生甲醇》报告,探讨了可再生甲醇在石化原料、交通燃料等主要市场的现状和前景。报告指出,当前可再生甲醇的成本偏高、产量较低,但扩大可再生甲醇在上述领域的应用有助于推动工业和交通部门的脱碳。如果政策措施得当,2050年以前可再生甲醇将具备成本竞争力。为此,报告探索了以合理成本生产可再生甲醇的方法,并为政府和产业界提出了七项建议。主要内容如下: 一、全球甲醇市场状况 甲醇是化工行业最重要的基本化学品之一,主要用于生产甲醛、醋酸和塑料等化学产品,此外还可用做车辆、船舶、工业锅炉和烹饪燃料。当前甲醇主要由化石燃料(天然气或煤炭)制取,其全生命周期CO2排放量约为3亿吨/年,约占化学和石化行业排放总量的10%。过去10年,全球甲醇产量几乎翻了一倍,到2019年达到约9800万吨/年,其中中国煤制甲醇贡献最大。未来甲醇需求将持续增长,到2025年产量预计达到1.2亿吨/年,到2050年将增加至5亿吨/年。如果上述产量只由化石燃料生产,到2050年CO2碳排放量将达到15亿吨/年。 二、可再生甲醇生产现状 甲醇也可由其他含碳原料制成,包括生物质、沼气、废物流和CO2(如通过从烟气中捕集或直接空气碳捕集获取)等。可再生甲醇主要通过两种途径制取(图1):(1)由生物质制生物甲醇,关键的潜在可持续生物质原料包括农林业废料及副产品、垃圾填埋场沼气、污水、城市固废和造纸黑液等;(2)由可再生能源结合碳捕集获取的CO2,如生物质能与碳捕集结合(BECCS)或者通过直接空气碳捕集(DAC)获取,以及使用绿氢(可再生能源电力制氢)和CO2催化合成甲醇(e-甲醇)。 受到全球气候变化和碳减排压力影响,可再生甲醇逐渐引起关注。当前全球可再生甲醇年产量不足20万吨,主要为生物甲醇,大多以其他工业过程中的废物流和副产品流为原料。例如,荷兰正在运营一家利用生物甲烷生产生物甲醇的商业规模工厂;加拿大正在运营一家从城市生活垃圾中生产生物甲醇的工厂;冰岛正在结合地热发电厂生产的可再生氢和CO2生产e-甲醇。这些项目都受益于一些有利条件,如原料成本较低(如生物甲烷)、与传统工业过程结合(如造纸工业),或拥有非常廉价的可再生能源电力(如地热能)。根据当地条件,还有其他潜在机会用于生物甲醇和e-甲醇的生产。例如,从甘蔗中提取生物乙醇的一体化生产,将生物质原料和化石燃料混合作为原料,以及热、电和其他化学品联产。将可再生原料(如生物质、CO2、绿氢、可再生能源电力)共同输入天然气或煤制甲醇生产设施中,即逐步在传统甲醇生产中引入可再生甲醇生产,是降低传统甲醇生产的环境影响和碳强度的一种过渡策略,这些工厂生产的甲醇被称为低碳甲醇。采用可再生甲醇作为原材料和燃料,将对化工和交通部门的脱碳发挥重要作用。 图1甲醇主要生产路线 三、生物甲醇的生产成本 目前生物甲醇产量较低,实际成本相关数据有限,意味着需要估算其潜在成本。生物甲醇的生产成本取决于原料成本、投资成本和转化过程效率。目前,生物质和城市固废原料的成本在0-17美元/吉焦。由于生物甲醇的原料成本较低(大部分在6美元/吉焦以内),预计最终生产成本在320-770美元/吨范围内,取决于具体项目的资本支出、运营成本和转化过程效率的差异。随着工艺的改进,如果原料价格仍维持较低水平,生物甲醇最终生产成本区间可降至220-560美元/吨;如果原料价格较高,最终成本区间也相应较高(如图2所示)。其中,利用其他工业过程的废物流(如造纸黑液和城市固废)生产生物甲醇,将简化原料物流和提高工厂整体经济效益。热、电或其他化学品联产也可能提高生物甲醇生产的经济性。短期内,生物质可以被混合送入煤基气化炉,沼气可以送入天然气基甲醇工厂,因此在传统原料中逐步引入生物质作为原料,将使甲醇生产更可持续,生产成本更低。 四、绿色e-甲醇的生产成本 e-甲醇的成本在很大程度上取决于氢气和CO2成本。CO2成本取决于捕集来源,例如生物质、工业过程或DAC。如果CO2来自BECCS,其成本为10-50美元/吨,e-甲醇的最终生产成本预计为800-1600美元/吨。如果通过DAC获得CO2,其成本为300-600美元/吨,e-甲醇的最终生产成本将在1200-2400美元/吨。未来绿氢成本主要取决于可再生能源电力和电解槽成本的进一步降低,以及设备效率和使用寿命的提高。随着可再生能源电力价格下降,预计到2050年e-甲醇最终成本将下降到250-630美元/吨(如图2所示)。 图2生物甲醇和e-甲醇当前和未来生产成本比较 五、提高生物甲醇竞争力的方法 1、技术成熟和成本下降。石油和煤的气化是一项成熟技术,已应用于多个大型装置。然而,各种生物质和城市固废的气化技术还处于早期商业化阶段,需要进一步发展才能完全商业化。最理想的情况是,生物甲醇成本接近化石燃料制甲醇。但目前,生物甲醇的生产成本是化石燃料制甲醇的两倍。由于原料成本预计在未来不会大幅下降,通过规模经济和其他改进方法(如工艺改进、改进工厂配置和规模以提高效率和降低成本),减少资本支出将是降低生物甲醇生产成本的最大因素。 2、可持续和低成本的生物质原料。生物甲醇生产规模扩大将取决于低成本生物质原料的获取(原料成本在总生产成本中占比可高达50%)。生物甲醇生产需要可靠和稳定的原料供应。虽然在某些情况下,生物质原料供应可以在当地获取,但仍有许多国家的项目需要更广泛的原料供应链支持。此外,必须以可持续的方式获取生物质原料。需要对可持续发展进行评估和监测,以充分考虑并管理经济、环境和社会的不利影响带来的风险。到2030年,全球可持续生物质最大可用量约为147艾焦。世界各地的生物质原料成本可能根据类型和地点的不同而变化,最高可达17美元/吉焦,最低为6美元/吉焦,主要受到城市固废和残余物可用性的影响。由于生物质有广泛的能源用途和多样的工业原料用途,未来生物甲醇生产将具有潜在竞争力。 六、提高e-甲醇竞争力的方法 1、丰富且低成本的绿氢。大规模生产e-甲醇将取决于低成本的绿氢和CO2获取途径,以及工厂的资本成本。从成本角度看,制氢所需的可再生能源电力成本和工厂利用率(尤其是电解槽)将是e-甲醇生产成本的主要影响因素。目前,e-甲醇成本仍然高昂。然而,由于风能和太阳能发电成本在大多数市场上已经能与化石燃料发电相竞争,预计未来几十年可再生能源电力成本将继续下降。因此,e-甲醇成本将显著降低。规模经济效应和电解槽技术创新也将进一步降低e-甲醇的最终成本。 2、可持续且负担得起的碳源。e-甲醇生产所需的CO2可以从各种来源捕集,包括发电厂和工业废气流(如钢铁和水泥生产)。然而,要实现可再生和可持续发展,CO2必须从生物质燃烧、发酵和沼气等可再生资源中获取。需扩大碳捕集来源,DAC将是最具潜力的技术,但其成本需要大幅降低。将生物甲醇和e-甲醇生产集成到单个设施将带来极大益处,生物甲醇生产中产生的过量CO2可用作生产e-甲醇的原料。 七、发展可再生甲醇的益处与挑战 目前全球对甲醇的需求接近1亿吨/年,并且还在持续增长,可再生甲醇的潜在市场很大。除了现有的甲醇用途外,可再生甲醇还可以直接或间接通过甲醇衍生物替代大多数石油基碳氢化合物和石化产品,每年潜在市场需求将达数十亿吨甲醇。可再生甲醇代替化石燃料生产的甲醇可减少温室气体排放,某些情况下还可以减少其他有害物质(如硫氧化物[SOx]、氮氧化物[NOx]、颗粒物[PM]等)的排放。此外,可再生甲醇是一种多功能燃料,可用于化工和交通部门,如用于内燃机、混合动力汽车、燃料电池汽车和船舶等。甲醇在室温环境下是液体,易于储存、运输和分配,并与现有的基础设施具有较好兼容性,可与传统燃料相混合。利用生物质、CO2和氢气生产甲醇的技术已进入商业化阶段,可以用于生物甲醇和e-甲醇的生产。 目前,影响可再生甲醇应用的主要障碍是其成本高于利用化石燃料生产的甲醇,而且这种成本差距将在未来一段时间内持续存在。然而,可再生甲醇的价值在于与现有技术相比具有减排潜力。解决工艺差距以及促进大规模生产和使用将有助于降低可再生甲醇生产成本,但这将需要各种政策支持。在正确的支持机制和最佳的生产条件下,可再生甲醇生产成本将实现与化石燃料甲醇相当的生产成本和价格。 八、推动向可再生甲醇转型的建议 1、确保对整个价值链进行系统投资,包括技术开发、基础设施和部署。甲醇可用于现有内燃机以及更先进的动力总成和化学生产工艺中。现阶段可使用常规的灰色甲醇和蓝色甲醇,随着时间的推移,绿色甲醇的替代规模会逐步扩大。规模经济效应和技术改进将使可再生甲醇在多个行业形成成本竞争力。同时,对可再生甲醇的针对性投资必须得到支持,包括直接补贴和对电解槽、碳捕集和合成设备等生产设施资本成本提供贷款担保。工业界和政府还需要在主要试点项目以及燃料基础设施部署方面建立合作伙伴关系,以降低成本和减轻风险。 2、通过公共政策建立公平竞争环境,以促进部门融合。推动电力部门对可再生能源电力的投资以及农业/林业部门对生物质的利用,可扩大规模以减少可再生甲醇的运营成本。还需对BECCS或DAC捕集CO2进行投资。可再生甲醇可用于交通和工业领域,各部门可能会寻求通往碳中和的不同路径,公共政策应通过促进部门融合鼓励协同增效。 3、发挥化学行业的市场力量,重点关注消费产品的碳强度。可再生甲醇可以成为数百种与日常生活息息相关产品的重要组成部分,通过碳足迹和溢价定价机制,能够为循环经济做出贡献。 4、明确可再生甲醇如何在“欧洲绿色协议”、经济复苏计划和氢能战略中助力实现碳中和。应明确碳中和支持战略框架中包括低碳液体燃料和化学原料,如可再生甲醇。 5、将减少碳排放的政策目标转化为监管和支持措施,以推动可再生甲醇的长期增长。燃料标准/配额相关监管措施应考虑目标市场的碳强度,实施价格激励措施,以实现稳定的持续增长和投资。 6、鼓励在制定贸易战略上开展国际合作,以在生产和消费地区创造就业机会并培育具有竞争力的e-甲醇新产业。作为一种电力合成燃料和电力合成化学品,可在具有大量可再生能源资源的地区生产e-甲醇,作为易于运输的液体形式载体。在不同国家投资e-甲醇工厂将使能源和原料供应多样化,并减少政治风险。 7、制定政策工具,以确保公平税收,并为可再生甲醇和其他有前景燃料提供长期保底价。燃油消费税和其他税收应基于能源含量而非数量(如“美元/千瓦时”而非“美元/升”)。可以为包括生物甲醇和e-甲醇等可再生甲醇在内的可再生燃料提供能源税减免,还可以通过差价合约(CfD)激励投资先进的可再生甲醇生产项目。 查看详细>>

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8 NETL推进旋转爆轰燃烧技术研发 2021-08-22

2021年3月23日,美国能源部国家能源技术实验室(NETL)发布专题文章,阐述了在推进旋转爆轰燃烧技术方面的研究进展。文章指出燃气轮机等内燃机具有较高效率,但其受到压力和功率输出的限制。旋转爆轰发动机能够产生可控的连续爆轰波,避免常规燃气轮机的压力损失和随后的效率下降。旋转爆轰过程可以捕获和利用更多燃料能量,从而实现更高功率输出,更少燃料消耗,并能减少对环境的影响。 NETL研究人员已经将一种优化的、低损耗的燃料空气喷射器和排气扩散器集成到旋转爆轰燃烧室(RDC)中。计算模型表明,这一革命性的新技术可以使效率提高3-5个百分点,并且显著降低燃料消耗和碳排放。此外,由于爆轰过程的高火焰速度,RDC能够良好适应高氢含量燃料。RDC技术具有高度通用性,可以用于陆基发电,也可以用于船舶、飞机和航天器的动力推进系统。NETL的研究人员正对RDC过程进行机理研究,并开发新的诊断方法来表征RDC性能,进一步推进该技术的进步,使其能够吸引更多私营投资者以加速推进该技术的研发和商业化进程。 在普渡大学合作伙伴的支持下,NETL已经在设计和制造新的RDC部件,其目的是减少空气动力学损失,达到预期的压力增益。未来18个月内,NETL将开发和测试三种候选的低损耗几何构造,目前第一种设计已经配置在燃烧室中成功进行了组装和压力测试。低损耗几何结构设计将减少整个喷射器的压力损失,以达到提高压力增益的目的。NETL将与美国空军、海军、航空航天局的研究组织、大学和私营公司合作,共同探索这一潜在的变革性概念。 查看详细>>

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9 英国资助零排放航空氢电替代动力技术开发 2021-08-14

2021年1月27日,英国商业、能源和工业战略部(BEIS)宣布投入8460万英镑支持开发开创性的绿色航空技术,旨在推动航空行业的变革发展,实现方便、快捷的零排放航空飞行。本次资助共支持3个研发项目,重点关注利用氢或电力作为替代动力开发零排放航空技术,以减少航空业对化石燃料的依赖。资助经费由政府和工业界各承担一半。资助项目详情如下: 1、氢电混动系统(H2GEAR) H2GEAR项目将公私投入5440万英镑,由GKN航空公司(GKN Aerospace)主导。该项目将开发创新的液氢电动混合推进系统,用于区域航线飞行,并确保可扩大规模至更大型飞机用于更长航线。 2、HyFlyer二期项目 HyFlyer二期项目将公私投入2460万英镑,由ZeroAvia公司主导。该项目将扩大其零碳排放发动机规模在19座飞机上进行示范,预计最早可在2023年1月进行首次示范飞行,2023年底实现零碳排放商业飞行。该项目一期于2019年获得资助制造零碳发动机,已成功完成6座氢电混动飞机(全球最大氢电飞机)的试飞。 3、电动飞机飞行控制、储能和推进综合系统(InCEPTion) InCEPTion项目将公私投入560万英镑,由蓝熊系统研究公司(Blue Bear Systems Research)主导。该项目将开发全电动零排放推进系统,可用于短途飞行的小型飞机,具备静音、高效等优点。如果扩大规模,则可为包括无人机、客机在内的各种飞机提供动力,用于运送大宗物品、区域通勤等,促进形成新型交通服务。 除此以外,英国政府还计划通过“未来飞行挑战”(Future Flight Challenge)资助计划,总计投资1.25亿英镑支持开发未来航空飞行器技术,促进实现新型电动或自动驾驶飞行器。除了提供研发资助,英国政府还成立了零排放航空理事会(Jet Zero Council),该理事会将推动政府和工业界建立合作伙伴关系,旨在促进可降低航空排放的新型技术和创新方法的发展。 查看详细>>

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10 日本NEDO支持CO2合成液体燃料一体化生产技术开发 2021-08-07

2月22日,日本新能源产业技术综合开发机构(NEDO)宣布将在“碳回收和下一代火力发电等技术开发”计划框架下新增两个研发主题,支持开发以CO2为原料的液体合成燃料一体化生产技术,以降低汽车及飞机的温室气体排放。 此次资助共计投入约45亿日元,资助期限为2020-2024年,将利用炼油厂和工厂排放的CO2为原料,结合可再生能源电力、可再生氢气与费托合成(F-T)技术,开发液体合成燃料(汽油、柴油、航空燃料等)一体化生产技术。具体而言,利用可再生能源电力共电解CO2和H2O生成合成气,或是以甲基环己烷(MCH)为储氢介质从海外运输可再生氢气用作原料,通过F-T合成技术生产液体燃料。两个新增研发主题为:(1)下一代费托(F-T)合成技术研发,将重点研发如下技术:①直接F-T合成技术;②F-T反应产物的选择性调控。(2)利用可再生能源电力的液体合成燃料生产技术研发,将重点研发如下技术:①CO2共电解制合成气技术;②CO2制液体合成燃料一体化生产工艺;③液体合成燃料的利用技术。 查看详细>>

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