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欧盟电燃料的脱碳潜力
摘要：
在欧盟，许多利益相关者希望电燃料能够在欧盟的能源未来中发挥重要作用。电燃料也被称为“液体动力”、“气体动力”、“电子燃料”和“电子燃气”，与石油相比，用低碳电力制造出来的电子燃料可以减少温室气体（GHG）的排放。这些替代燃料越来越多地被认为是实现运输领域脱碳的一种有前景的解决方案，因为它们可以被用于内燃机，而且与大多数的生物燃料不同，它们对土地利用的影响很小。电燃料将受到修订后的2021-2030年可再生能源指令（RED II）的推动，汽车制造商协会和其他利益相关者也主张通过电燃料来减少温室气体排放，并计入车辆二氧化碳标准。
在之前的一项研究中（Christensen和Petrenko，2017年），我们评估了欧盟成员国从目前到2040年的电燃料设施的经济性和温室气体排放表现。本文体现了该研究的最新情况，着眼于2030年，提出一些改变以提高这项工作和正在进行的政策分析的相关性。我们最新的电燃料经济分析使用了一个新的、透明的可再生能源价格预测。我们增加了一种气体电燃料路径，并评估了其与化石燃气的竞争力，同时探求了直接利用空气捕获为电燃料生产商提供二氧化碳来取代工业点源的经济性。我们分析了可再生能源指令（RED II）中电燃料的核算如何影响这些燃料的温室气体排放表现，并为最大化其气候效益提供政策建议。
在欧盟，电燃料对气候的净影响很大程度上取决于它们是如何被计入可再生能源指令（RED II）目标的。RED II规定，输入到电子燃料生产过程中的可再生电力的能源含量，而不是最终燃料的能源含量，应计入32%的可再生能源目标。由于电燃料的转化效率最多约为50%，因此RED II有效地达到了可再生能源目标所需的能源是取代化石燃料数量的两倍，这类似于2020年可再生能源指令中可再生能源运输目标所需的废物生物燃料的双重计算。如果RED II中的32%可再生能源（RES）目标只是刚刚实现（且未超出），那么任何生产的电燃料都将相应地导致欧盟可再生能源总使用量的不足，从而导致化石燃料使用量的增加。我们研究了五种情景下电燃料的直接和间接温室气体排放影响。情景1表示与可再生电力装置有直接的、离网型连接的电燃料生产商，而可再生能源目标将在情景1a中实现，并在情景1b中超越。在情景2中，电燃料生产商从电网输入电力，使用原产地保证（GOOS）证明电力的可再生性，而可再生能源目标将在情景2a中实现，并在情景2b中超出。情景2c与情景2a相同，但类似于其他运输燃料，电燃料以成品燃料为基础计入可再生能源目标。
我们的发现证实了我们之前的研究结果：在2030年以前时间限制范围内，如果欧盟可再生燃料的数量和温室气体排放量减少，那么电燃料的产出将是有限的。我们发现，只有在非常高的政策支持下，即每升柴油当量2.5欧元或3欧元，电燃料才能被大量产出。在低于每升1.5欧的政策支持下电燃料是不可能经济地产出的。即使在每升3欧元的政策支持下，电燃料也最多只能抵消2030年欧盟交通运输燃料总需求的0.4%左右。与直接连接到新的可再生电力装置的设施相比，通过原产地保证（GOOS）显示可再生电力消耗的并网连接的电燃料设施更具竞争力，因为它们可以在更多的时间内运用全部生产能力。尤其是气体电燃料，由于相较化石气价格更高，没有竞争力；此外，使用用空气提供二氧化碳大大降低了电燃料的经济性。只有维持非常高的政策支持，在2040-2050年的时间框架内，才有生产大量的电子燃料的可能。
电子燃料的潜在净气候影响值如图所示。只有在发电量占可再生能源目标32%而非输入电力的情况下（情景2c），电力燃料才能大幅降低温室气体排放量，到2030年，每年可减少多达400万吨二氧化碳。即使在这种情况下，实现这些生产量仍需要非常高的政策支持，且这仍然只会抵消欧盟2030年预计道路运输温室气体排放量的0.5%。推动大规模部署所需的每升3欧元的政策支持大约相当于在这种最佳情况下每吨减少二氧化碳1200欧元。如果允许将电燃料计算到车辆二氧化碳标准中，每克二氧化碳每公里减少一次，这种减排策略将花费300欧元。在所有其他情况下，我们发现电子燃料不会大幅降低温室气体排放量。
作为一种针对的交通运输脱碳战略，电燃料在欧洲越来越受到关注，因为它们可以从清洁可再生能源中生产，对土地利用没有影响，而且某些类型的燃料可以在现有车辆和基础设施中以高度混合的方式使用。这些燃料，也被称为液体动力、气体动力、电子燃料、电子气体、空气燃料和基于二氧化碳的合成燃料，是通过在合成反应器中电解氢与二氧化碳反应生成液态或气态碳氢化合物或醇。风能或太阳能等可再生电力生产的电燃料显然有资格计入《可再生能源指令》（RED II；欧盟，2018）中规定的到2030年运输中14%可再生能源的燃料供应商义务。在RED II中归纳的“非生物来源的可再生液体和气体运输燃料”类别中，电燃料有望成为此类燃料的主要潜在类别。
汽车制造商一直强调电燃料和其他低碳燃料的潜力，有助于减少交通运输的温室气体排放，同时提高电动汽车的效率。例如，奥迪在德国投资了一个气体电燃料生产设施，计划通过向燃气网注入气体电燃料来抵消奥迪燃气汽车的CNG燃料消耗（奥迪，2015年）。一些汽车制造商协会建议计算电燃料能给汽车制造商的二氧化碳目标带来多少气候效益。欧洲汽车制造商协会（European Automobile Manufacturers Association）呼吁欧盟委员会通过探索井轮式方法的潜在好处，尝试“为替代燃料（如天然气、生物燃料、合成燃料、动力到X技术、电能等）创造有利条件”（欧洲汽车制造商协会（European Automobile Manufacturers Association）N[ACEA]，2017年）。同样，天然气和生物燃气汽车协会（NGVA欧洲，2017年）表示，“遗憾的是，欧洲委员会没有抓住机会，在碳中性方面采取更为全面的方法，直接考虑可再生气体解决方案的效用。”ART燃料论坛，一个由行业代表组成的团体，发表了一份立场文件，主张从乘用车二氧化碳标准（2018年）来考虑通过低碳燃料的使用来减少温室气体。
低碳燃料，包括可再生的电燃料，可以为脱碳运输和其他战略提供有意义的贡献。在之前的一项研究中（Christensenamp;amp;Petrenko，2017年），我们得出结论，如果将可归因于可再生能源的温室气体减排计入多个政策目标，那么可再生能源的气候效益将被消除。对于实现温室气体减排政策的低碳燃料，有必要确保任何特定数量的燃料仅计算在一个目标上。如果将低碳燃料计入车辆二氧化碳标准，则它们同时就不应计入RED II中的燃料供应商义务。
即使没有对电子燃料的气候效益进行重复计算，但仍然无法清除地计算出这些燃料是否能够对整个汽车行业的减排做出重大贡献。在Christensen和Petrenko（2017年）的研究中，我们发现到2030年，欧盟每年最多可生产4.13亿升液体电燃料，占欧盟交通运输燃料总消耗量的0.15%。
Christensen和Petrenko（2017年）对欧盟成员国到2040年的电燃料潜力进行了首次估算。本研究是对Christensen和Petrenko（2017）的更新。与我们之前的研究类似，我们基于财务分析和部署模型，在不同的政策支持水平下进行欧盟的电燃料潜力的预测，并评估了电燃料在政策情景可用性下的生命周期和温室气体绩效，考虑了电燃料生产对电网运营的间接影响。
我们在本研究的早期工作中引入了一些补充内容。我们添加了一个气体电燃料路径，并分别预测了未来潜在的气体和液体电燃料体积。在2017年的研究中，我们发现，电燃料的成本和潜在部署在很大程度上取决于输入可再生电力的价格。在这里，我们对可再生电力价格做出新的、独立的预测，并利用这些预测更可靠地估计未来几十年的电力燃料生产总成本。本研究更新了我们对温室气体性能的结论，以及2030年可再生电子燃料对欧盟运输脱碳的整体潜在贡献。最后，我们就RED II实施过程中电燃料的温室气体节约核算向欧盟成员国提出具体建议。
本节介绍我们对2030年可能具有经济性地生产出来的液态和气态电燃料的量的评估。我们描述了本评估中使用的方法，然后是结果。正如Christensen和Petrenko（2017）所述，我们预测了每个欧盟成员国的电燃料量，并对欧盟的总的结果进行了总结。我们预测潜在的电子燃料量，政策支持水平从每升柴油1.50-3.00欧元不等。政策支持包括对可再生电力的激励，以及对低碳燃料的激励。此处假设的激励水平旨在代表任何特定欧盟成员国可用的适用激励总额。
电燃料生产结合了两个主要过程：电解和燃料合成。在电解中，电用于将水分子分解成氢和氧。燃料合成将这些产物和二氧化碳转化成成品燃料（醇或碳氢化合物）。电解槽和燃料合成装置有多种类型，本评估考虑了几种类型的组合。我们包括碱性水电解槽、质子交换膜（PEM）电解槽和固体氧化物电解槽（SOEC）的两种变体，特别是蒸汽电解和共电解。燃料合成技术包括费歇尔-特罗普施法（柴油和汽油中的生成滴）、二甲醚（DME）合成法、甲醇合成法（柴油和汽油中的生成滴）、甲烷化法（甲烷化法）生成气态甲烷。Christensen和Petrenko（2017）提供了这些技术的更多细节。
在可预见的未来，电燃料的生产潜力受到成本和配置率的制约。目前，一些电燃料生产技术已经相当成熟，技术上可以部署。因此，该评估结合了财务模型和部署模型，不考虑技术限制。
本评估所涵盖的成本包括资本成本、运营和维护、电解槽更换、国家特定企业税、折旧、电力投入、二氧化碳投入和政策支持。生产成本根据液态和气态电燃料的能量含量建模，然后分别与预计的柴油和天然气价格进行比较。
我们建立了一个发电厂的现金流模型来计算净现值（NPV）和内部收益率（IRR）。我们假设一个经济可行的设施必须有一个积极的净现值和至少15%的内部收益率。表1列出了本分析中使用的其他关键经济参数。
继Christensen和Petrenko（2017年）之后，我们假设资本成本随着时间和设施规模（即规模经济）的增加而下降。Christensen和Petrenko（2017）提供了关于资本成本和电解槽更换成本的假设以及大多数技术途径的参考资料。对于甲烷化，我们假设资本成本为171万欧元，容量为5兆瓦（Brynolf等人，2017；G_tz等人，2016；Grond、Schulze和Holstein，2013年；Hannula，2015年；de Bucy，2016年；McDonagh、O#39;Shea、Wall、Deane和Murphy，2018年）。Christensen和Petrenko（2017）给出了大多数路径的电解槽和燃料合成效率。对于甲烷化，我们假设燃料合成效率为77%（Grond等人，2013；Brynolf等人，2017；Mohseni，2012；Schiebahn等人，2015；Sterner，2009；Schiebahn等人。2013年；Tremel、Wasserscheid、Baldauf和Hammer，2015年；de Bucy，2016年）。
电能是电燃料合成的主要输入。电价的变化对电燃料经济性有很大影响。本评估涵盖了使用风能和太阳能发电的电燃料生产，因为RED II的激励对象只是可再生的电燃料。
在Christensen和Petrenko（2017年）中，我们使用了彭博新能源金融（BNEF）对德国的电价预测，根据太阳能和风能容量的差异，将其扩展到其他欧盟成员国。法国国家自然基金会的预测暗含了对可再生电力的现有激励措施，目前在德国是相当可观的。因此，我们的分析也含蓄地包括了大量的可再生电力激励。在这项研究中，我们展示了我们关于电燃料潜力的研究结果，其中包括不同水平的政策激励，这些激励已经包括在BNEF的电价预测中。由于我们没有足够的可用信息来区分BNEF价格中的激励措施，因此我们无法分析电子燃料成本可行所需的政策激励措施总量。
在目前的研究中，我们通过为欧盟成员国制定新的可再生能源电价预测来解决这个问题。政策支持水平可以解释为实现不同程度的电子燃料渗透所需的支持总量。我们还希望通过详细介绍制定这些预测的方法来提供透明度。
我们估算了2018-2080年间欧盟风能和太阳能系统的LCOE时间序列中的电价。虽然这里的评估侧重于2030年的时间框架，但在附录中，我们提供了2050年的结果。因为我们假设电燃料设施的寿命为30年，所以有必要预测2080年的电价。LCOE是一个衡量发电机在其使用寿命期间的平均总成本除以电厂使用寿命期间的总能量输出的指标。换句话说，这个指标反映了为满足某个内部收益率而出售能源所需的最低价格。我们假设太阳能和风能项目的税后内部收益率为7%，与完全商业化的技术一致。表2描述了用于计算风能和太阳能发电现金流的汇总参数；我们从国家可再生能源实验室的年度技术基线数据库（NREL，N.D.）中获取这些参数。该数据库包括美国的数据，不过，它是对公用事业规模太阳能/风能的资本支出率在全球范围内波动的假设；因此，欧洲的费率不会有显著差异。假设发电系统在使用寿命结束时残值为零，并采用直线法计算加速折旧（5年）。
使用LCoE指标作为实际发电价格的代理，可以达到完整性和透明度之间的平衡。我们直接假设，一个电燃料设施从同一年建造的一个新的风能或太阳能装置获得电力。实际上，纯发电电价是输电网动态的一个更为复杂的函数。但是，考虑网格效果细节的透明模型不可用。在我们的分析中，图1显示了欧盟太阳能和风能发电的平均价格趋势。这两种技术的电价下降是由于预期的资本支出下降。太阳能和风力发电成本、税收和电网费用也在附录中列出。我们对风能和太阳能发电价格的预测与其他地方报告的类似（国际能源机构，2017年）。
我们计算每个欧盟成员国的税收和电网费用如下。2015年各成员国的电力税取自欧盟委员会报告（2016a）中的图7。我们减去了指定用于支持可再生能源和热电联产的税收份额，将图5中的欧盟平均份额应用于成员国税率。采取这一步骤是为了保持一致性，将对可再生电力的支持与其
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