IEA 中国能源体系碳中和路线图 ~ P4.4：生物能源

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全文链接：An energy sector roadmap to carbon neutrality in China_Chinese (windows.net)
部分摘录：
现代生物能源技术（即可再生生物质原料衍生的气体和液体生物燃料，或在电力和热力生产中直接燃烧生物质）有潜力为中国能源系统脱碳做出重要贡献。生物能源有一项重大优势，那就是它可以转化为某些能源形式，兼容于依赖化石燃料燃烧的现有能源技术：生物能源既可以在现有煤电厂中与煤炭共燃，又可以用作化工行业的原料，还可以使用现有的汽车燃料网和天然气管网。虽然中国在获取可持续生物能源方面存在一些障碍，但通过开发国内丰富的生物质废弃物和剩余物资源，以及在边缘土地上种植非粮食能源作物，可以增加生物能源的供给。收集粪便、作物剩余物等农业废弃物以及林业剩余物，既不涉及任何土地用途改变，也不涉及水的消耗，但应评估其对土壤水分保持的影响。
中国已经在对废弃物和剩余物进行大量利用。自 2017 年以来，中国在建设生物能源发电厂方面一直领先于世界，2019年贡献了全球新增装机的60%。这些装机中大约一半是以城市固体废弃物（MSW）为主要燃料的变废为能（WTE）电厂，它们集中在人口稠密地区，使用的城市固体废弃物包括一部分生物质材料，如厨余垃圾、 木材、纸张和纸板。其余的装机是以农业和林业剩余物为燃料的发电厂，以及较小一部分以沼气为燃料的发电厂。此外，中国也大量使用固体生物质和沼气来供热。中国生产的木颗粒约占全球产量的三分之一，在国内用于大型供热系统。而沼气大多由家庭生产和消费，主要用于烹饪。中国还是仅次于美国和巴西的世界第三大液体生物燃料生产国，乙醇主要来自东北三省的玉米，可再生柴油则来自地沟油（UCO）。
由于种植能源作物的土地供给有限，生物能源在中国净零排放能源转型中能够发挥的作用无疑将受到限制。2007 年，政府制定了生物能源发展的指导原则：“不与人争粮、不与粮争地”，不得在可耕地上种植能源作物。还规定，促进生物燃料生产的工作应侧重于多使用农场和林业剩余物；在不对水和其他资源造成过分压力的前提下，允许在边际土地上有限发展非粮食能源作物种植。
在供热领域，2021 年 1 月，国家能源局公布了下一阶段的生物质能供热战略，重点是将生物质发电厂升级为热电联产，并优先为热电联产提供补贴。该战略还鼓励发展沼气等其他形式的生 物能源用于供热，但建议不要使用生物质与煤炭、非生物源城市固体废弃物和其他 非生物源废弃物共同燃烧，以免增加二氧化碳排放。在交通运输领域，中国最初制定的全国乙醇混合配比规定为 10%（E10），于 2020 年生效并部分实施（NDRC, 2017）。由 于遇到多种困难，包括玉米库存减少、产能欠缺，相关部门已放松这一规定。纤维素乙醇生产技术取得了一些进展，但目前并没有纤维素乙醇使用的目标。
生物能将与风能并列在 2060 年成为中国继太阳能和核能之后的第三大一次能源。生物能在能源需求总量中的比重将翻一番以上，达到略高于 13%。据估计，中国目前每年可收集用作生物能源的废弃物和剩余物（玉米秸秆、稻草、小麦秸秆、森林剩余物和动物粪便）生物质资源达 10-18 艾焦，相当于 2020 年中国一次能源需求总量的 6-12%。


生物质原料的大部分潜力都存在于中国的东半部，即从东北的黑龙江到南方的云南及以东地带。山东和河南的作物剩余物和粪便资源丰富，生物质原料潜力最大 （3艾焦/年），密度最高（>75吉焦/年/公顷），粪便可用于生产沼气，而沼气可以升级并注入本地区现有的天然气管网中。西南地区的四川和云南两省的生物质潜力为 2.4 艾焦/年，主要是农业和林业剩余物。在边际土地种植能源作物方面，潜力最大的是华南，其次是北方地区。四川尤其适合引领全国的BECCS部署，因为川东的二氧化碳封存潜力大，并且生物质资源丰富（1.4 艾焦/年）。潜在封存地 点附近的既有天然气干线可以改用于输送二氧化碳。
生物能源的消费方式也将发生明显变化。今天，传统固体生物质能约占最终生物能源用量的 70%、一次生物能源用量的 42%，这种形式的生物质能会引起室内空气污染和其他问题，有害人类的健康和福祉。在中国，传统固体生物质能的使用到 2030 年将被完全淘汰，部分原因是固体、液体或气体生物质能的使用效率通过现代炉灶、锅炉等将得到提高。2060 年，大部分生物能将用于发电和供热（包括工业），其中相当一部分将结合 CCUS。用于发电的生物能将对早期的电力脱碳做出重大贡献，占 2030 年生物能源相关二氧化碳减排总量的 65% 以上。2020-2060年间，生物能在国家电力结构中的比重将增加近两倍，从3%增加 到 9%；作为可调度的发电能源，生物质将发挥重要作用，支持电力系统消纳更多的波动性可再生能源，并且在与 BECCS 相结合的情况下将产生负排放。
2060 年中国生物能供给总量中，五分之一将 由工业消耗。生物能可以替代高温工艺过程使用的化石燃料；特别是在水泥行业， 生物能将提供该行业终端能源的四分之一。在钢铁行业，生物能作为煤炭的替代品也将发挥重要作用，在 2060 年满足该行业能源需求的 8%，并且贡献该行业从现在到2060年累计减排量的11%。2060年生物能贡献的二氧化碳减排量中，约有37% 来自重工业。 承诺目标情景下，液体生物燃料在交通运输部门的使用也将显著增长，但此类燃料在 2060 年仍将只占该部门一次生物能源使用总量的 8%；随着道路车辆转型为电池电动车和燃料电池电动车，生物燃料将逐步转向航空。2060 年，航空用生物燃料将贡献 5500 万吨二氧化碳减排量，占生物能源相关二氧化碳减排总量的 6%。
生物能价值链各环节（从生物质资源的收集、转化，到最终使用）的技术成熟度有相当大的差异。小规模供热和烹饪、变废为能发电厂等许多供热和发电技术，已经进入了市场采用或商业化阶段。这类技术将提供承诺目标情景中 2021-2060 年间生物能源累积二氧化碳减排量的近 90%。与公路交通运输和工业加热有关的一些技术同样处于市场采用或早期商业化阶段。例如，玉米乙醇、脂肪酸甲酯生物柴油和加氢处理植物油（HVO）柴油在中国已有商业化生产，其中前两种技术的使用历史已达数十年。在收集用作液体生物燃料原料的地沟油方面，中国领先全球。通过在这些部门扩大使用生物能源，可以快速减排，为氢能和电气化等其他技术途径赢得更多的发展时间。
其他生物能技术仍处于示范甚至原型阶段。包括使用木质原料的先进可再生柴油和生物煤油技术，特别是纤维素乙醇、费托生物质气化（费托生物燃料），以及可再生醇基航空燃料（ATJ）煤油。承诺目标情景下，上述技术中的可再生柴油技术在长距离交通运输脱碳中的作用最为重要，特别是在重型卡车和航运中：从 2055 年起，仅重型卡车就将占可再生柴油需求的一半以上。中国没有在运的费托生物燃料厂，但计划开展若干生物质气化项目；其中两个位于东北，主要用于发电和供热。这两个东北项目中，一个在黑龙江省，以多种废弃物和剩余物为燃料，运营一座 40 兆瓦的热电联产厂，另一个在吉林省，在既有的 660 兆瓦粉煤发电厂中，使用 20 兆瓦的生物质气化装置与煤炭共同燃烧。此外，这两个省份目前还有两家纤维素乙醇厂在运，都以玉米作物剩余物为原料，每年生产的纤 维素乙醇总量为 1.2 亿升。
与欧洲相比，中国的生物甲烷生产和将生物甲烷注入国家天然气管网的工作仍处于起步阶段。承诺目标情景中，生物甲烷混合配比将在 2060 年达到 15%。生物甲烷混合既面临技术难题，也面临行政障碍，包括难以确保天然气管网的公平市场准入。目前中国在运的两座生物甲烷工厂采用不同的生产途径。山西省的商业化工厂以农业废弃物厌氧消化产生的沼气为原料，通过去除二氧化碳和其他污染物对沼气进行升级，每年的生物甲烷产量略高于700万 立方米。江苏的试点工厂则通过生物质气化和甲烷化生产生物甲烷（也称为生物合成天然气[bioSNG]），日产量为 1 万立方米（年产量略高于 300 万立方米）。
承诺目标情景中，由于航空业缺乏潜在的替代燃料，该行业通过生物煤油脱碳对中国和世界其他国家实现碳中和的长期作用更加关键。近期来看，氢化酯和脂肪酸（HEFA）是最有希望的技术路线，而长期最具前途的技术则是费托生物燃料和可再生醇基航空燃料。仅生物煤油一项，就将占到 2060 年航空燃料消费总量的 40%，并在 2021-2060 年间累计减少 16 亿吨的二氧化碳排放。这凸显了中国生物煤油生产技术创新的重要意义。中国现在至少有一家加氢处理植物油工厂具有生产 HEFA 生物煤油的能力，而在生物煤油或其他可持续航空燃料方面还没有其他项目。 目前处于示范阶段的另一关键生物能源领域是用于制造甲醇、乙烯等化学品的生物质原料技术。从现在到 2060 年期间，这类途径将合计贡献近 5.7 亿吨的累计二 氧化碳减排量。全世界范围内，目前还没有已知的生物质制氨厂，只有少数几个生物质制甲醇项目正在运行。最大的生物质制甲醇工厂使用城市固体废弃物作为原料，由加拿大 Enerkem 公司经营。这一过程中的关键技术仍是生物质气化。


生物能源的一大优势是能够作为普适性燃料使用，在利用既有的天然气管网、车辆、发电厂、过程加热设备等基础设施时，几乎不要求对这些设施进行任何改造。 然而，各类生物能源的扩展将需要不同规模的大量额外基础设施。 就生物燃料而言，将需要大量的生物质原料储存设施，特别是针对分散且密度较低的作物和林业剩余物的储存设施，以便通过“辐射式枢纽”的方式收集原料， 并将原料配送至大型工厂。生物质原料的储存之所以至关重要，是因为生物燃料生产需要有持续的原料供应，而农作物或林业剩余物可能只能在一年中的某些时段进行收集。在中国的多个纤维素乙醇原料厂示范项目中，出现了供应链不可靠的问题。此外，还需要废弃物和剩余物原料的大规模分类和清洁设施。例如，用于生产沼气的生物源城市固体废弃物必须与非生物源材料分开，而农作物和林业 剩余物在运往生物燃料厂之前需要进行清洁，去除其中的污垢、石块和其他污染物。
生物甲烷方面，需要新建配送管道和注入点，以便与天然气混合。由于废弃物和剩余物原料（如粪便和作物剩余物）分散且运输成本高，因此生物甲烷工厂很可能位于原料来源附近，这就增加了对管网连接的需求。对于小型生物甲烷厂（如目前中国的大多数沼气池），一种经济合理的做法是：与当地其他生产方签订合作协议，各方先将各自生产的生物甲烷汇总到一起，再运送到共享的注入点。此外，可以从相关工厂收集有机肥料（沼气生产过程中厌氧消化的副产品），配送给当地的农场。
在 CCUS 方面，需要建立基础设施来支持 BECCS 在生物燃料生产和发电中的部署。 例如，当生物甲烷生产（沼气升级或生物质气化）结合BECCS时，可能比较合理的做法是在建设二氧化碳管道的同时建设生物甲烷配送管道，特别是在生物甲烷原料潜力较大、现有天然气管道和潜在二氧化碳封存地点较多的省份，如华中的四川和河南，以及东北的黑龙江和吉林。