提供低碳电燃料与电化学品：一种考虑技术、地理空间和时间差异性的生命周期评估

《International Journal of Hydrogen Energy》：Supplying low-carbon electro-fuels and electro-chemicals: A life cycle assessment considering technological, geospatial, and temporal heterogeneities

　　西尔瓦努斯·利隆费|卡洛斯·A·希门尼斯·科尔特斯|玛德琳·米奇勒|维克托·戈迪略·扎瓦莱塔|阿米尔·F.N.阿卜杜勒-马南|伊奥安娜·迪米特里乌|乔恩·麦克基尼英国诺丁汉大学工程学院，诺丁汉大学园，NG7 2RD2.1 燃料
本文研究了以电力为驱动力的氨、甲醇、汽油、柴油和煤油的生产，这些燃料是通过氮气加氢制氨、二氧化碳加氢制甲醇、甲醇制汽油、甲醇制煤油以及费托合成等方法制备的。氢气生产阶段的工艺和方法依据来自Lilonfe等人的研究[12]。通过电解产生氢气的反应方程式如方程式(2)所示[8]。在燃料生产过程中，催化剂所产生的排放量估计低于0.2克二氧化碳当量/兆焦耳燃料，这一数值可忽略不计，与英国低碳氢能标准中0.2克二氧化碳当量/兆焦耳氢气的阈值一致[40]。所研究的二氧化碳场景包括在集中式生产中利用可再生能源进行二氧化碳捕集，而在分散式生产中则使用废弃物二氧化碳，比如来自生物乙醇和生物甲烷厂的废弃物生物源二氧化碳。二氧化碳捕集的能源需求和排放因子见表S3。生物源二氧化碳假定来源于生物乙醇和生物甲烷厂，这些场所可以99%的体积纯度获得二氧化碳作为废弃物，且其捕集所需的能源可忽略不计[22]、[23]、[24]。在某些条件下，这些关于生物源二氧化碳的假设也可应用于烟气中的二氧化碳。由废弃物二氧化碳和可再生能源产生的氢气共同制成的燃料被视为可再生电子燃料，这一观点符合英国RTFO和欧盟的政策，因为这类二氧化碳属于通常会被排放到大气中的废弃物，且不含任何能量[4]、[6]、[41]。用于氨生产的氮气假定是通过空气液化获得的，这一做法基于目前商业上的氮气生产方式[8]。表2列出了分析中所使用的工艺、材料、能源及排放因子数据。工艺产量及其他关键工艺数据见表S2和表S3。图1和表1展示了所研究的液态电子燃料的供应链场景。与本研究相关的更多方法及假设细节可见Lilonfe等人的研究[12]。

(2)电解反应：2H2O→2H2+O2，ΔH=+286千焦/摩尔

表2. 燃料生产相关的关键材料、能源及隐含排放因子数据
| 技术类型 | 工艺条件 | 生产过程中容器泄漏/直接氢气损失 | 能源需求 | 燃料/热能需求 | 隐含排放因子 | 参考值 | 单位 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 电解（65.4%，绿色）——以工厂出口处的氢气为基准 | 温度：50–80℃，压力：最高30巴 | 每千克氢气0.52% | 50.95千瓦时/千克氢气 - 兆焦/千克氢气 | 0.7167千克二氧化碳当量/千克氢气 | [8]、[11]、[12]、[42] |
| 电解（75%，绿色）——以工厂出口处的氢气为基准 | 温度：50–80℃，压力：最高30巴 | 每千克氢气0.52% | 44.43千瓦时/千克氢气 - 兆焦/千克氢气 | 0.6249千克二氧化碳当量/千克氢气 | [8]、[11]、[42] |
| 哈伯-博施工艺（传统型）：氨气生产 | 温度：400–500℃，压力：150–250巴 | 每千克燃料0.09% | 0.60千瓦时/千克燃料 - 兆焦/千克燃料 | 根据Ecoinvent中的甲醇工厂数据估算 | 每千克燃料千克二氧化碳当量 | [8]、[42]、[43] |
| 哈伯-博施工艺（电化学型）：氨气生产 | 温度：25–250℃，压力：1–10巴 | 每千克燃料0.09% | 0.46千瓦时/千克燃料 - 兆焦/千克燃料 | 根据Ecoinvent中的甲醇工厂数据估算 | 每千克燃料千克二氧化碳当量 | [42]、[44]、[45] |
| 二氧化碳加氢制甲醇：甲醇生产 | 温度：200–300℃，压力：10–100巴 | 每千克燃料0.15% | 0.28千瓦时/千克燃料 - 兆焦/千克燃料 | 根据Ecoinvent中的甲醇工厂数据估算 | 每千克燃料千克二氧化碳当量 | [8]、[42]、[46] |
| 通过甲醇制汽油生产汽油：汽油生产 | 温度：300–400℃，压力：15–20巴 | 每千克燃料0.44% | 0.83千瓦时/千克燃料 - 兆焦/千克燃料 | 根据Ecoinvent中的甲醇工厂数据估算 | 每千克燃料千克二氧化碳当量 | [8]、[46] |
| 通过甲醇制煤油生产煤油：煤油生产 | 温度：300–400℃，压力：15–20巴 | 每千克燃料0.46% | 0.84千瓦时/千克燃料 - 兆焦/千克燃料 | 根据Ecoinvent中的甲醇工厂数据估算 | 每千克燃料千克二氧化碳当量 | [8]、[46] |
| 通过费托合成生产费托液体：费托液体生产 | 温度：190–350℃，压力：1–50巴 | 每千克燃料0.50% | 0.53千瓦时/千克燃料 - 0.12兆焦/千克燃料 | 根据Ecoinvent中的甲醇工厂数据估算 | 每千克燃料千克二氧化碳当量 | [8]、[47]
注：T表示温度，P表示压力。本表中列出的哈伯-博施工艺、二氧化碳加氢制甲醇、甲醇制汽油、甲醇制煤油以及费托合成过程的能源需求指的是该特定工艺的能源需求，未包含氢气生产、氮气液化以及二氧化碳捕集等其他工艺的能源需求。关于氢气生产、氮气液化以及二氧化碳捕集等工艺的详细信息，可参见表S3中的相关内容。水使用量与水资源消耗量有时会被混用，但根据ISO 14046标准，水资源消耗是指因化学反应、蒸发、蒸腾作用，或是将水排入与取水处不同的流域或排水系统，而导致水“从某一水域流出且不再返回”的情况[48]。在估算水使用量时，外部水使用量视为正值，而通过工艺过程产生的水，如直接空气捕获和燃料生成过程中的水[方程式(3)–(8)]，则从外部水使用量中扣除，从而得到（净）水使用量。按照工业惯例，用于生产蒸汽等用途的工艺用水会被重复利用，因此不计入水使用量计算中，因为这类水并非直接从环境中获取，所以不会产生或仅会产生可忽略的外部需求。使用后重新排回同一流域或排水系统的冷却水也不视为会加剧当地水资源短缺，其净水量视为零。与建筑基础设施相关的水使用量则被认为可以忽略，不予考虑。水使用量的下限是根据电解过程的化学计量方程式计算得出的理论最小值，而上限则参考了相关文献[8]、[49]、[50]以及作者自身的工艺分析结果，这些结果考虑了水和氢气（间接水）的损失。在供应链中，如在电解和液态燃料生产过程中出现的氢气损失，会导致更多的水被消耗，因为水是氢气生产的原料。表S22列出了分析中采用的水使用系数。甲醇是一种重要的工业原料，可用于生产多种产品，如塑料和碳氢燃料。由于其辛烷值为114，它还可以直接作为运输燃料使用，混合比例最高可达100%的甲醇体积比[51]、[52]。不过，由于甲醇具有毒性，本研究中所涉及的将其作为燃料的情景仅限于船舶运输和工业应用领域。方程式(3)和表2中所展示的二氧化碳加氢制甲醇的模型是基于Concawe的电子燃料研究报告[8]。

(3)甲醇合成反应：CO2 + 3H2 ? CH3OH + H2O，ΔH=?49.4千焦/摩尔
氨气可直接作为船舶等车辆的运输燃料，但其燃烧会带来一些技术难题，比如燃烧速度较慢[53]、[54]，以及会生成氮氧化物，进而导致发动机性能下降和氨气泄漏问题[55]。不过，随着相关研究的不断进展，预计未来这些问题将会得到解决[56]、[57]。因此，由于氨气具有毒性，本研究仅对氨气在船舶运输和工业应用中的使用场景进行了建模。同时，还假定如果无法采取有效的发动机防护措施，船舶具备足够的设施来处理燃烧过程中泄漏的氨气。目前，氨气主要还是通过哈伯-博施工艺生产的，如方程式(4)所示。此处还研究了其他方案，比如电化学驱动的哈伯-博施工艺。表2列出了氨气生产所涉及的材料、能源及排放数据。

(4)氨气合成反应：N2 + 3H2 ? 2NH3，ΔH=?92千焦/摩尔
像汽油、柴油和煤油这样的合成“直接替代”燃料，可以通过甲醇制汽油、甲醇制煤油以及费托合成等方法生产。在甲醇制汽油和甲醇制煤油过程中，首先将二氧化碳流加氢转化为甲醇，然后再通过多步反应将甲醇进一步转化为汽油或煤油，具体反应如方程式(5)–(7)所示[8]、[58]、[59]。在费托合成过程中，首先将二氧化碳流还原为一氧化碳，然后再加氢生成长链烷烃（即费托反应），随后经过加氢处理和加氢裂化反应，最终得到包括汽油、柴油和煤油在内的费托液体。费托合成的整体反应方程式如方程式(8)所示[8]。用于评估以电力为驱动力的汽油、柴油和煤油生产的各项数据见表2。

(5)二甲醚合成反应：2nCH3OH ? nCH3OCH3 + nH2O，ΔH=?10千焦/摩尔
(6)烯烃聚合反应：nCH3OCH3 → 2(CH2)n，烯烃 + nH2O，ΔH=?18.7千焦/摩尔
(7)碳氢化合物合成反应：2(CH2)n，烯烃 → C2nH4n，碳氢化合物，ΔH=?16千焦/摩尔
(8)费托合成反应：nCO + (2n + 1)H2 → H(CH2)nH + nH2O，ΔH=?152千焦/摩尔

2.2 集中式与分散式燃料生产方式
有研究表明，采用不同的燃料生产方式，比如集中式和分散式生产方式，在生物燃料生产中能够带来显著优势[27]、[28]。在此，我们研究了集中式和分散式燃料生产方式对电子燃料供应链的影响，旨在找出温室气体排放最低的生产方案。集中式燃料生产方式的情景假设为，燃料生产（从原材料到最终燃料产品）在单一地点进行，无论该地点是在海外还是欧洲境内，之后燃料再被运输到欧洲市场进行使用。在分散式燃料生产方案中，假设原料转化为燃料产品是在多个地点进行的，例如利用来自其他地点（在本研究中可为海外或欧洲境内）的氢气以及欧洲境内的发酵厂产生的二氧化碳来生产燃料产品。在这种分散式模式下，最终的燃料生产设施被设定在与二氧化碳来源地相邻的位置，比如发酵厂。实际上，分散式燃料生产方式在中小规模及偏远地区有着广泛的应用前景，比如将生物质、生物源气体以及烟气中的二氧化碳转化为燃料和化学产品。据估计，通过发酵生产乙醇的过程中，全球每年会有69百万吨纯度为99%的生物源二氧化碳被排放出来[24]。因此，本文分析了多种生产方法，包括通过直接空气捕获技术生产电子燃料，以及利用生物质/生物源二氧化碳进行加氢处理。

2.3 运输
研究还评估了通过卡车、铁路、管道和船舶等多种方式运输电子燃料的情况。对于长距离、跨洲的运输，通常使用船舶；而本地及区域范围内的燃料运输则依靠卡车、铁路和管道。跨洲运输的距离数据来源于Port.com。研究还分析了用于燃料运输车辆的化石燃料和低碳燃料的使用情况，以此了解转向低碳解决方案所带来的影响。此外，像合成汽油、柴油和煤油这样的低碳燃料与现有发动机兼容，一旦实现大规模生产，就能较为容易地得到应用。分析中所使用的运输参数详见表3以及补充信息表S4至S8。用于燃料运输车辆的隐含排放量数据则来自Ecoinvent数据库。图1、表1、表3以及补充信息表S4–S8汇总了所分析的各种运输场景。

表3 卡车/拖车运输参数
| 项目 | 单位 | 数据来源 |
|------|------|----------|
| 以氨气形式运输时 | 单位 | 参考文献[60] |
| 以甲醇形式运输时 | 单位 | 参考文献[61]、[62] |
| 以汽油/柴油/煤油形式运输时 | 单位 | 参考文献[8] |
| 卡车使用寿命 | 年 | 15 |
| 卡车载货容量 | 吨 | 31.5、35.7、36.6 |
| 货物储存压力 | 巴 | 111、[61]、[62] |
| 装载状态下的行驶速度 | 公里/小时 | 60、60、60、[46]、[63] |
| 空载状态下的行驶速度 | 公里/小时 | 70、70、70 |
| 运输距离 | 公里 | 400、400、400 |
| 装载状态下的行驶时间 | 小时 | 6.67、6.67、6.67 |
| 空载状态下的行驶时间 | 小时 | 5.71、5.71、5.71 |
| 装卸时间 | 小时 | 1.75、1.75、1.75、[46]、[64]、[65] |
| 总耗时 | 小时 | 8.42、8.42、8.42 |
| 空车返回时的总耗时 | 小时 | 14.13、14.13、14.13 |
| 携带甲苯返回时的总耗时 | 小时 | 15.88、15.88、15.88 |
| 每公斤燃料产品每公里的能量消耗 | 兆焦耳 | 0.00107、0.00083、0.00081、[8] |
| 空车返回时的能量消耗 | 兆焦耳 | 0.00132、0.00105、0.00102 |
| 单次运输的隐含碳排放量 | 千克二氧化碳当量/公斤燃料产品 | 0.00013、0.00011、0.00011，数据来自Ecoinvent |

2.4 电力
在燃料生产场所，基准情景下使用绿色电力，其他情景则可能使用核能或可再生能源与电网电力相结合的能源。而下游流程则使用当地电网电力，同时考虑到2025年至2050年间电网电力的排放量会有所下降（见补充信息表S17）。对于那些在燃料生产过程中同时使用可再生能源与电网电力的情况，则会将该地区的电网电力排放因子与可再生能源的排放因子结合起来使用。根据英国低碳氢能标准[40]，不含隐含排放的可再生能源排放因子被视为零。不过，那些专门用于燃料生产的风力发电机和太阳能电池板相关基础设施的隐含排放因子则被纳入计算，其计算方法基于Lilonfe等人提出的公式[12]。2025年各地区的电网电力排放因子来自国际能源署的“既定政策”情景，2030年和2050年的数据则来自该机构的“可持续发展”与“既定政策”情景。对于那些未出现在国际能源署报告中的国家，其电网电力排放因子则是根据该报告中的数据以及这些国家所处的区域来确定的，详细内容可参见补充信息表S11。与电网电力相关的隐含排放量被设定为零，这一做法与现有的生命周期评估原则一致，因为像电网管道、道路和机场这类公共基础设施通常具有多种用途，其共同分配的排放量往往可以忽略不计。补充信息表S11至S17汇总了本研究中所使用的各类电力排放因子。

公式(9)：本地发电厂的隐含排放因子计算公式
EF = 发电厂建设过程中的排放量 × 发电厂的运行寿命

公式(10)：风力涡轮机的设计公式
PT = 0.5·ρ·AT·CP·v3
其中，PT为涡轮机产生的功率，单位为瓦特；ρ为涡轮机高度处的空气密度，单位为千克/立方米；AT为涡轮机叶片的扫掠面积，单位为平方米；CP为整体效率系数，即功率系数，它会随着风速和涡轮机转速的变化而变化，单位为百分比；v为风速，单位为米/秒。有关涡轮机设计参数的信息可见补充信息表S14。

公式(11)：太阳能光伏系统的设计公式
EPV = APV·Esun·ηPV·PR
其中，EPV为太阳能光伏系统产生的能量，单位为千瓦时；APV为太阳能光伏系统的安装面积，单位为平方米；Esun为全球水平辐照度，单位为千瓦时/平方米；ηPV为太阳能光伏系统的转换效率；PR为性能比率，即损失系数。有关太阳能光伏系统设计参数的信息可见补充信息表S15。

2.5 燃料储存与加注
在燃料的储存和加注环节也会消耗能量。关于燃料进口和出口终端、配送中心以及加注站等地的下游电力消耗情况，以及相关基础设施的隐含排放量，可参见补充信息表S18和S19。这些数据来源于Concawe[64]、国际能源署[8]以及Ecoinvent[36]等参考资料。

2.6 燃料使用
在评估燃料使用阶段时，研究假设无论发动机是固定式的还是移动式的，1公斤燃料在各种燃烧装置中的氧化过程都会产生相同的氧化产物（即排放物）。汽油、柴油和煤油的燃烧排放因子来自DESNZ和BEIS[66]，这些数据认为不同类型发动机之间的排放差异可以忽略不计。此外，这种评估方法还假设燃料燃烧会释放出在初始燃料生产阶段就已经捕获的二氧化碳，而只考虑这些燃料燃烧过程中产生的其他排放物，比如甲烷和一氧化二氮。氨气的氧化过程则被认为不会产生温室气体，因为其燃烧后会生成100%的水和氮气。但实际上，氨气燃烧过程中还是会释放出氮氧化物。根据相关研究[67]、[68]、[69]，氨气燃烧产生的氮氧化物浓度在25到5000ppm之间，而柴油燃烧产生的氮氧化物浓度则在50到1000ppm之间。根据DESNZ和BEIS[66]提供的排放因子，这意味着每公斤氨气产生的最大隐含碳排放量为0.0001千克二氧化碳当量，即0.005克二氧化碳当量/兆焦耳。这一数值远远低于英国低碳氢能标准所规定的0.2克二氧化碳当量/兆焦耳的临界值[40]。此外，氨气燃烧发动机还可以配备选择性催化还原装置来降低氮氧化物排放，本研究也考虑到了这一因素。在估算包含隐含排放在内的温室气体排放量时，还考虑了使用Ecoinvent数据得出的运输车辆制造过程中的排放量[见补充信息表S20]。公路、铁路、水路和航空运输分别对应着卡车、火车、船舶和飞机。

3 结果与讨论
3.1 当前的排放状况
本研究中对所有关键情景的生命周期温室气体排放量数据均列于补充信息表2中。在3.1节“当前排放状况”、3.2节“未来预测排放状况”以及3.3节“燃料生产地点的排放影响”中，我们仅介绍了那些基于100%可再生能源电力的液态电子燃料供应链的情景。其余情景的温室气体排放数据则见3.4节及补充信息表2。此处阐述的一般性结论同样适用于这些情景。

如图2和补充信息表2所示，液态电子燃料供应链的温室气体排放量在很大程度上受技术因素（包括设计和技术操作层面）的影响，比如燃料生产方法、集中式与分散式生产模式，以及生命周期评估方法（是否包含隐含排放）。下载：高分辨率图片（744KB）下载：完整尺寸图片

图2. 2025年从南非到英国的10种基于100%可再生能源电力的关键液态电子燃料供应链的温室气体排放情况：(a) 不包括基础设施的隐含排放；(b) 包括基础设施的隐含排放。尽管液态电子燃料的能源需求高于气体燃料，但由于其质量密度和能量密度更高，且能够避免后续氢气和甲烷的损耗，因此其整体排放量仍低于气体燃料[12]。因此，在制定高效且实用的燃料部署策略时，还需要综合考虑成本、基础设施以及不同行业和地区对液态和气体燃料/化学品的需求等因素。此处所展示的2025年情景是基于运输车辆使用化石燃料的情况。如需了解2025年那些在发动机中使用低碳燃料的运输车辆的更多细节，请参阅补充信息表2。需要说明的是，欧盟和英国针对运输领域中放射性燃料核素的排放限制分别为28.2克二氧化碳当量/兆焦耳和32.9克二氧化碳当量/兆焦耳。而英国针对航空领域的可持续航空燃料的排放限制则高于非航空领域，目前为53.4克二氧化碳当量/兆焦耳。

对于集中式生产模式，即氢气、氮气、二氧化碳以及最终燃料都在一个大型工厂中大规模生产的情况，其主要的温室气体排放来源是燃料生产环节（约为1–2克二氧化碳当量/兆焦耳，即0.02–0.10千克二氧化碳当量/千克），以及运输环节（约为0–7克二氧化碳当量/兆焦耳，即0–0.15千克二氧化碳当量/千克）。而对于分散式生产模式，即氢气和二氧化碳在多个地点生产，最终燃料则在目标市场内部进行加工（例如将生物二氧化碳转化为燃料）的情况，其主要排放来源包括燃料生产环节（约为4–7克二氧化碳当量/兆焦耳，即0.08–0.32千克二氧化碳当量/千克）、运输环节（约为0–5克二氧化碳当量/兆焦耳，即0–0.19千克二氧化碳当量/千克）以及氢气储存环节（约为0–10克二氧化碳当量/兆焦耳，即0–0.42千克二氧化碳当量/千克）[见图2和补充信息表2]。这些排放类别主要受燃料/载体生产方式、氢气损耗以及燃料排放因子的影响。需要特别指出的是，在分散式生产模式下，最终的燃料生产设施被设定在与二氧化碳来源地相同的位置，比如生物乙醇和生物甲烷生产厂；因此，运输废弃二氧化碳所产生的排放量被视为零（详情见2.2节）。

在所有被评估的情景中，集中式液态电子燃料生产模式的情景——即情景1[集中式氨气生产]、情景2[集中式甲醇生产]、情景6[集中式甲基叔丁基醚生产]、情景4[集中式甲基叔丁基酮生产]以及情景8[集中式燃料油生产]——的温室气体排放量最低，在不考虑隐含排放的情况下，其排放量在1–9克二氧化碳当量/兆焦耳之间，即0.02–0.34千克二氧化碳当量/千克；而当考虑隐含排放时，其排放量则在9–33克二氧化碳当量/兆焦耳之间，即0.17–1.40千克二氧化碳当量/千克。集中式液态燃料生产模式之所以更具优势，主要有两个原因。首先，由于在集中式工厂生产的液态电子燃料具有较高的质量密度和能量密度，因此即便分散式生产模式下的燃料在整个生命周期中的能源消耗更低，但集中式生产模式依然能有效降低燃料运输过程中的温室气体排放，这一结论可从3.5节及补充信息表S10–S18中的数据得到验证。此外，由于集中式生产模式的主要泄漏源在于氢气生产阶段，因此其液态电子燃料的排放量通常也低于气体合成燃料的排放量[12]，而分散式生产模式的主要泄漏源则存在于氢气生产和运输环节。鉴于氢气的全球温变潜力高于二氧化碳，哪怕是微小的泄漏也会大幅增加整个供应链的温室气体排放总量。因此，通过使用质量密度和能量密度更高的燃料，并避免在后续供应链中出现氢气损耗，集中式生产模式的表现更为优异。目前，工业领域对氨气和甲醇的排放还没有设定具体限制，不过在运输领域，针对电子燃料已经有一些相关政策。如果不考虑隐含排放——这也是欧盟和英国航空燃料监管标准目前采用的方法——那么在2025年，所有基于100%可再生能源电力的液态电子燃料供应链的温室气体排放量都处于1–21克二氧化碳当量/兆焦耳的范围，即0.02–0.92千克二氧化碳当量/千克，这一数值已经低于欧盟和英国分别设定的28.2克二氧化碳当量/兆焦耳和32.9克二氧化碳当量/兆焦耳的排放限制。

当把隐含排放考虑进去后，这些情景的生命周期温室气体排放量则是那些不考虑隐含排放的情景的1.9到10.3倍，具体数值在9–33克二氧化碳当量/兆焦耳之间，即0.17–1.40千克二氧化碳当量/千克（见图2和补充信息表2）。造成这一差异的主要原因是风能和太阳能光伏基础设施的隐含排放。不过，欧盟和英国的现行监管标准并未将基础设施的隐含排放纳入考量。通常情况下，即便总体温室气体排放中包含了隐含排放，到2025年，所评估的供应链仍能满足欧盟和英国的监管排放标准，分别为28.2克二氧化碳当量/兆焦耳和32.9克二氧化碳当量/兆焦耳。此外，将本研究的估算值与现有文献对比，其他研究报道的集中生产方式下、不含隐含排放的可再生电力驱动的液态电子燃料的温室气体排放量在0.1–25克二氧化碳当量/兆焦耳之间[8]、[13]、[32]。因此，本研究得出的不含隐含排放的1–21克二氧化碳当量/兆焦耳的估算值与现有文献结果较为吻合。不过，由于不同研究的方法和假设存在差异，直接比较时需谨慎。例如，Concawe [8]在2020年针对氨、甲醇、甲硫醇、甲基叔丁基醚以及脂肪族液体燃料的集中生产方式，报告的从井口到油箱的温室气体排放量（不含隐含排放）为1–2克二氧化碳当量/兆焦耳。与Concawe研究仅考虑从井口到油箱的阶段不同，本研究还未能计入电子燃料供应链中氢气生产过程中向环境流失的氢气。虽然氢气损失量通常较小，每生产1千克氢气约0.52%[42]，但氢气是一种间接温室气体，其全球温变潜能值远高于二氧化碳[70]。这些因素使得本研究中相应集中生产方式的温室气体排放量略高于Concawe的估算值，2025年的排放量在1–9克二氧化碳当量/兆焦耳之间。其他研究，如国际能源署的研究[13]，则报告氨、甲醇以及脂肪族液体燃料的温室气体排放量为2–25克二氧化碳当量/兆焦耳。国际能源署的分析仅考虑了基于电力的排放，且几乎没有提供关于生命周期评估方法的信息，比如生产方式是集中式还是分散式，以及地点因素，而这些因素都会对排放量产生显著影响。

3.2 未来预测排放量
图3和补充信息2显示，基于国际能源署的积极可持续发展情景，100%可再生电力驱动的液态电子燃料的生命周期温室气体排放量会随时间下降（从2025年到2050年）。在不考虑隐含排放的情况下，2050年的总体温室气体排放量在1–10克二氧化碳当量/兆焦耳之间[0.02–0.43千克二氧化碳当量/千克]；而若考虑隐含排放，则排放量在9–30克二氧化碳当量/兆焦耳之间[0.16–1.31千克二氧化碳当量/千克]。2025年至2050年间温室气体排放量的减少主要得益于在燃料输送系统中采用液态合成燃料。此外，在分散式生产方式中，由于在储存设施中加入了挥发气回收系统，以及使用了可利用原本会被排放的氢气的双燃料发动机，2030年至2050年间存储和运输（氢气）环节的温室气体排放量进一步降低。与气体合成燃料的供应链[12]不同，采用国际能源署的现有政策情景时，由于仅考虑当前各国的电力排放因子，温室气体排放量的估算值变化很小。这是因为液态合成燃料的质量和能量密度高于气体合成燃料，从而显著降低了下游的燃料和电力消耗以及温室气体排放。从监管角度来看，从2025年到2050年，所有100%可再生电力驱动的液态电子燃料供应链，即便不考虑隐含排放，其总体温室气体排放量也能满足欧盟的RED标准和英国的RTFO标准。尽管欧盟和英国的政策未将隐含排放纳入考量，但包含隐含排放后的总体温室气体排放量虽比不考虑隐含排放时的数值高4.4–12.0倍，但仍普遍处于欧盟和英国的监管限制范围内（见图3b和补充信息2）。

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图3. 从南非到英国的100%可再生电力驱动的各类关键液态电子燃料供应链的总体排放量随时间变化情况：(a) 不包括基础设施的隐含排放；(b) 包括基础设施的隐含排放。与气体液态合成燃料的供应链[12]相比，液态液态合成燃料供应链的排放量随时间变化相对稳定，尤其是集中式生产场景下的排放量。此处所示的2025年情景是基于配送车辆使用化石燃料的情况。有关2025年配送车辆中使用液态合成燃料的更多细节，请参见补充信息2。注意：欧盟和英国对交通领域中放射性燃料核氧化物 的排放限制分别为28.2克二氧化碳当量/兆焦耳和32.9克二氧化碳当量/兆焦耳。英国对航空领域中可持续航空燃料的RTFO排放限制高于非航空运输领域，目前该标准为53.4克二氧化碳当量/兆焦耳。

3.3 燃料生产地点的排放影响
如图4a和补充信息2所示，从所研究的各国（南非、墨西哥、尼日利亚、阿尔及利亚、智利和澳大利亚）向欧洲（英国和荷兰）输送100%可再生电力驱动的液态电子燃料，若不考虑隐含排放，集中式生产方式下的2025年总体温室气体排放量差异较小，范围在±8克二氧化碳当量/兆焦耳[±0.32千克二氧化碳当量/千克]之内。此外，将这些国际供应链与在欧洲市场内采用集中式生产方式生产和消费这类燃料的情况相比，其温室气体排放量也存在细微差异，从国际运输到欧洲的排放量为1–9克二氧化碳当量/兆焦耳[0.02–0.34千克二氧化碳当量/千克]，而在欧洲市场内部的生产消费则为1–5克二氧化碳当量/兆焦耳[0.02–0.20千克二氧化碳当量/千克]。不过，若采用分散式生产方式，由于氢气供应链带来的温室气体排放，不同地点的排放量差异会变得相当大，从国际地点向欧洲输送的排放量为9–21克二氧化碳当量/兆焦耳[0.18–0.92千克二氧化碳当量/千克]，而在欧洲市场内部则为5–9克二氧化碳当量/兆焦耳[0.10–0.41千克二氧化碳当量/千克]。此外，由于风力发电厂等基础设施的排放因子和容量因子等地点特定因素的影响，包含隐含排放在内的总体温室气体排放量可能会出现较大波动，不确定性超过±20克二氧化碳当量/兆焦耳（见图4b和补充信息2）。与气体合成燃料的生产和运输相比，液态燃料受地点因素的影响要小得多，这为液态合成燃料提供了新机遇，有助于将可再生能源丰富的地区与通常缺乏可再生能源、需求不断增长的地区连接起来。

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图4. 从主要燃料生产地点向英国输送2025年燃料的情况，包括那些在配送车辆中使用化石燃料的场景下，来自各主要生产地点的100%可再生电力驱动的各类关键液态电子燃料供应链的总体排放量：(a) 不包括基础设施的隐含排放；(b) 包括基础设施的隐含排放。注意：欧盟和英国对交通领域中放射性燃料核氧化物 的排放限制分别为28.2克二氧化碳当量/兆焦耳和32.9克二氧化碳当量/兆焦耳。英国对航空领域中可持续航空燃料的RTFO排放限制高于非航空运输领域，目前该标准为53.4克二氧化碳当量/兆焦耳。

3.4 电力来源的排放影响
在前文章节（3.1 当前排放情况、3.2 未来预测排放量、3.3 燃料生产地点的排放影响）中，我们主要关注的是利用100%可再生电力进行燃料生产。不过，未来也可能使用其他电力来源，如核能和水电，或是可再生电力与电网电力的混合能源来生产电子燃料。这一趋势可能由多种因素推动，比如资源可用性、经济考量、稳定可再生电力的间歇性特征，以及应对电力供应中断的问题（包括电网电力系统中可再生电力供应不足导致的限电情况）。例如，仅在英国，2022年就因可再生电力供应受限而减少了3.5太瓦时的电力供应，由此造成的经济损失高达7.5亿英镑，预计到2030年这一数字还将上升至35亿英镑[71]、[72]。因此，我们研究了使用多种电力来源生产并输送电子燃料所带来的温室气体排放影响，这些电力来源包括核能以及可再生电力与电网电力的组合。此类分析有助于确定最佳的运营排放水平，尤其是结合可再生电力与电网电力时燃料的理想温室气体排放水平。此外，我们还研究了将电解效率提升至75%所带来的影响[8]，这是基于对电解槽性能发展的预期。

如图5a和补充信息2所示，生产电子燃料的上游环节温室气体排放量会随着电力排放因子的不同而出现显著差异。与气体电子燃料的下游温室气体排放量变化显著不同，液态电子燃料的下游排放量则随运输距离、电网电力参数以及燃料排放因子的变化而仅有轻微波动（见图5b）。正如3.1节和3.2节所阐述的，这是因为液态燃料供应链的特性，比如产品燃料的质量密度较高，下游氢气泄漏量较少，且与气体燃料供应链相比，其下游的能源排放量也更低。

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图5. 基于集中式生产方式，针对全球供应链，不同氢气生产技术所生产的电力驱动燃料和化学品的上下游温室气体排放情况：(a) 生产工厂门口的从井口到厂门的排放量，对应不同的电力排放因子；(b) 下游（生产工厂门口之后）的排放量，分为两种情况：(i) 高碳经济模式（配送车辆使用化石燃料，终端和站点的2025年全球平均电网电力排放因子为479克二氧化碳当量/千瓦时）；(ii) 低碳经济模式（配送车辆使用液态合成燃料，终端和站点的2050年全球平均电网电力排放因子为86克二氧化碳当量/千瓦时）。注1：此处展示的上游和下游区域的温室气体排放量都是以燃料站或制造业中的1千克燃料为基准计算的。由于液态燃料的下游供应链中通常几乎不会发生产品损失，因此总体温室气体排放量可通过将上游和下游的排放量相加得出。注2：电网电力排放因子的变化（例如从479克二氧化碳当量/千瓦时降至183克二氧化碳当量/千瓦时）对液态燃料的温室气体排放量影响甚微，仅为±0.5克二氧化碳当量/兆焦耳；而气体燃料的温室气体排放量则可能因电网电力排放因子的变化而出现显著变动。注3：要计算电网电力的占比，可使用以下公式：电力排放因子 = 可再生电力排放因子×可再生电力占比 + 电网电力排放因子×电网电力占比。太阳能和风能的不可再生电力排放因子（不含隐含排放）为0。

在2025年至2050年期间，所有基于100%可再生电力的液态电子燃料场景的总体温室气体排放量，若不考虑隐含排放，均能符合交通领域的监管要求（见图5）。风能和太阳能等可再生电力，在不考虑隐含排放的情况下，其电力排放因子为零。不过，即使在燃料生产工厂，由于会有氢气泄漏到环境中，可再生电子燃料仍然会产生一定的温室气体排放。在排除基础设施的隐含排放后，即便将氢气电解效率从65.4%提升至75%，对于那些使用100%可再生电力的场景而言，其温室气体排放量也不会有明显变化。对于核能和水电，其电力排放因子通常在5–15克二氧化碳当量/千瓦时和1–25克二氧化碳当量/千瓦时之间[36]、[73]、[74]、[75]，在此类能源用于生产燃料且不考虑隐含排放的情况下，其总体排放量分别在4–25克二氧化碳当量/兆焦耳[0.07–1.04千克二氧化碳当量/千克]和1–35克二氧化碳当量/兆焦耳[0.02–1.51千克二氧化碳当量/千克]之间。这些排放估算值通常都在当前欧盟和英国的排放限制范围内。对于最适合集中式燃料生产方式的可再生电力与电网电力混合使用的场景，根据国际能源署的可持续发展情景，无论电网电力的占比为4%、5%还是17%，在2025年、2030年和2050年，大多数（超过80%、95%和99%）集中式生产场景的排放量都能满足更为严格的欧盟28.2克二氧化碳当量/兆焦耳的排放限制，相关数据见补充信息2。在某些地区，比如英国和比利时，2025年的电网电力排放因子约为200克二氧化碳当量/千瓦时，因此在燃料生产过程中最多可使用10%的电网电力，而大多数燃料选项的温室气体排放量依然保持在28.2克二氧化碳当量/兆焦耳以内。随着经济逐步实现脱碳，电网电力排放因子会逐渐下降，届时可以在使用可再生电力的同时，增加更大比例的电网电力来生产电子燃料，而整体燃料的温室气体排放量仍能控制在监管要求范围内。那些能够在2050年将电网电力排放因子降至约50克二氧化碳当量/千瓦时的国家（如英国、荷兰和智利），其电网电力占比甚至可以超过50%，依然能够满足更为严格的欧盟排放限制。然而，那些预计2050年电网电力排放因子将超过100克二氧化碳当量/千瓦时的国家（如南非和墨西哥），其电网电力占比则必须控制在26%以内，才能确保整体燃料的温室气体排放量不超出28.2克二氧化碳当量/兆焦耳的标准。

3.5 能源和水资源消耗
如图6和补充信息1以及图S10–S18所示，实际电子燃料供应链的总能源消耗量在每兆焦耳燃料1.9–4.0兆焦耳之间[36.7–167.5兆焦耳/千克]，其中至少85%的能源消耗发生在燃料生产阶段。基于目前的运行情况，预计到2050年，能源消耗量不会出现显著变化。通过分散式生产方式所使用的燃料，其总能耗低于集中式生产方式，这是因为利用废弃的二氧化碳——比如来自生物乙醇工厂的二氧化碳——进行生产时几乎不需要消耗能量，从而避免了集中式生产中所需的能耗较高的直接空气捕集技术。而通过FTS工艺生产的液态电子燃料（汽油、柴油和煤油）由于涉及多个高能耗的转化步骤，其能耗最高。此外，在这些燃料生成过程中，最多有70%的氢气会以水的形式流失[更多细节见方程式(3)–(8)]。还需注意的是，FTS工艺的产率低于其他燃料生产工艺。不过，在合成汽油、柴油和煤油的化学结构中，碳与氢结合在一起，而水则是作为副产品产生的。每使用1公斤氢气，就可以生产2.0–5.5公斤的氢气衍生物，这会导致其质量能量含量下降（例如，从120 MJ/kg氢气降至19 MJ/kg氨气），但体积能量密度则会上升。因此，这些在燃料产率以及燃料和能量密度方面的提升，有利于这些燃料的长距离运输，以及在其需要高能量密度液态燃料的行业中的应用。

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图6. 从沙特阿拉伯到英国的液态电子燃料供应链的能耗情况。集中式方案以直接空气捕集得到的二氧化碳为原料，而分散式方案则利用发酵厂产生的二氧化碳。电子燃料的生命周期用水量主要源于水电解制氢过程中所消耗的水，每生产1公斤氢气至少需要消耗9公斤（相当于9升）的水。此外，电子燃料（甲醇、汽油、煤油以及FT液体）生产过程中产生的副产品水，每生产1公斤氢气可产生多达0.7公斤（0.7升）的水，这些水可被用作水电解的原料，进而减少用于电解制氢的水资源消耗。另外，直接空气捕集过程中与二氧化碳一同被吸附的水（每公斤二氧化碳最多有0.9公斤水[49]、[50]），也可以被回收并用于工厂的水电解过程。因此，液态电子燃料的（净）生命周期用水量通常在0.016升水/兆焦耳燃料（0.41升水/公斤）到0.118升水/兆焦耳（5.04升水/公斤）之间[见图7和补充信息1中的表S22]。这一结果凸显了将电解制氢及氢气衍生物生产设施整合起来，以实现能源和水资源的回收再利用的重要性，从而降低能源和水资源的需求。这对于在水资源紧张的地区优化水资源利用尤为重要。与其他替代性低碳技术相比，如生物燃料，电子燃料的用水量可能更低（见图7）。因此，这一显示不同低碳技术用水量存在差异的研究结果，强调了在能源转型过程中考虑更广泛的环境影响的重要性，以便决策者能够了解各种潜在的权衡取舍。

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图7. 液态电子燃料与其它互补型低碳技术的用水量对比，可见不同类型技术的用水量存在显著差异。与生物燃料等其他低碳技术相比，电子燃料的用水量要少得多。?注：生物燃料的数据来源于参考文献[76]、[77]、[78]、[79]、[80]。

3.6 研究的局限性
本研究的范围仅限于液态低碳电子燃料。与任何建模项目一样，我们不得不对未来技术发展及供应链表现做出各种假设，而这些假设可能会影响最终的研究结果。由于相关供应链的复杂性以及缺乏具体的测量数据，此处呈现的分析结果存在一定的不确定性。为考虑参数的变化及其对结果的影响，本研究评估了多种供应链假设变化所带来的影响，包括多个参数同时发生变化的情况。那些被系统地加以变化的关键参数包括：第3.2节“预计的未来排放量”、第3.3节“燃料生产地的排放影响”和第3.4节“电力来源的排放影响”中所涉及的电力排放因子（可再生能源、核能以及国际能源署的电网电力情景）；第3.3节和第3.4节中的生产地/目的地市场因素（国家间的运输距离）；以及第3.4节中基于可再生能源电力的氢气生产效率及生产过程中的排放量。本研究共分析了超过10,000条液态氢气衍生物的供应链，并探讨了结果对于这些关键参数的敏感度。在排放量估算中，主要的不确定性来源是燃料/载体生产方法、氢气损失，以及燃料和电力的排放因子。

4 结论
来自低碳技术的合成燃料可以为交通运输和制造业提供低碳解决方案。然而，由于合成燃料可能存在不同的生产方式，且从燃料生产厂到燃料使用点之间存在一系列复杂的工艺流程，因此了解合成燃料在其整个供应链过程中的生命周期温室气体排放情况至关重要。本文评估了在不同时间范围内，数千条液态电子燃料供应链中氢气损失、能源效率、用水量以及温室气体排放等因素的影响。研究结果表明，基于可再生能源、核能、水能以及某些可再生能源与电网电力相结合方式的液态电子燃料，其生命周期温室气体排放量处于当前英国和欧盟规定的运输燃料排放标准范围内。液态电子燃料的生命周期环境影响会因技术设计、运营因素以及生命周期评估方法的不同而存在显著差异。这些差异主要受燃料/载体生产方式、氢气损失，以及燃料和电力的排放因子的影响。关于生产方式的关键研究发现如下：(i) 采用100%可再生能源电力作为原料的集中式燃料生产方式，其温室气体排放量最低，2025年的排放量通常为1–9克二氧化碳当量/兆焦耳[0.02–0.34千克二氧化碳当量/公斤]，2050年则在排除基础设施本身的隐含排放后为1–5克二氧化碳当量/兆焦耳[0.02–0.18千克二氧化碳当量/公斤]。集中式生产方式之所以表现更好，主要是因为氢气泄漏量更少，且与运输液态燃料相比，运输氢气所产生的相关排放也更低；(ii) 分散式生产方式的温室气体排放量通常在2025年为5–21克二氧化碳当量/兆焦耳[0.10–0.92千克二氧化碳当量/公斤]，2050年在排除隐含排放后为3–15克二氧化碳当量/兆焦耳[0.06–0.68千克二氧化碳当量/公斤]，这类生产方式可能适用于废物制燃料项目，以及那些运输距离较短、且仅有一种本地可获取的原料组分（如生物二氧化碳）的区域性供应链；(iii) 核能和水能等其它低碳电力来源，以及可再生能源与电网电力相结合的混合电力来源，也可用于生产生命周期温室气体排放量符合当前监管标准的电子燃料。因此，液态电子燃料的温室气体排放量与其生产地点的关系相对较小，而更多取决于生产方式以及电力来源。这一发现为寻找新的生产和供应路径以满足欧盟和英国的相关要求提供了可能性。此外，在生命周期评估方法中计入基础设施本身的隐含排放时，整体温室气体排放量会显著高于不计入这些隐含排放时的数值。不过，即便包含了这些隐含排放，100%基于可再生能源电力的液态电子燃料的总体温室气体排放量通常仍处于监管标准范围内。总之，本文指出了液态电子燃料在温室气体排放、能源效率、氢气损失以及用水量方面存在的权衡关系，同时也体现了各类低碳技术之间的互补性。未来的研究应纳入资源可用性和分布分析以及技术经济分析，以便为电子燃料的商业化应用策略提供依据。

数据可用性
支持本研究的数据已包含在补充信息中——即补充信息1和补充信息2。

CRediT作者贡献说明
Sylvanus Lilonfe：概念构建、数据整理、正式分析、研究调查、方法设计、研究指导、结果验证、可视化处理、初稿撰写、修订编辑。Carlos A. Jimenez Cortes：概念构建、方法设计、资源协调、结果验证、修订编辑。Madeleine Mitschler：概念构建、方法设计、资源协调、研究指导、结果验证、修订编辑。Victor Gordillo Zavaleta：概念构建、方法设计、项目管理、资源协调、研究指导、结果验证、修订编辑。Amir F.N. Abdul-Manan：概念构建、资金筹措、方法设计、研究指导、结果验证、修订编辑。Ioanna Dimitriou：概念构建、方法设计、研究指导、结果验证、修订编辑。Jon McKechnie：概念构建、资金筹措、方法设计、项目管理、资源协调、研究指导、结果验证、修订编辑。