技术途径
本章概述了各种技术途径的技术状况，这些途径将通过使用清洁的氢气，CCU和生物CCU，将可再生能源转化为可持续的电燃料。还解决了储存 CO₂ 的可能性 （CCS）。首先，以一般方式描述技术及其应用（最终用户）和成熟度水平，这是所有国家通用的。之后，还介绍了在各个国家使用各种技术和燃料的相关性。
可再生氢气，低碳氢气，电子燃料和电子生物燃料等术语涵盖了广泛的技术，这些技术都可以在未来的100%可再生能源系统中发挥作用。图2.1概述了生产清洁燃料的不同技术途径。从数字上看，电力可用于三个不同的类别：直接电气化，清洁氢气和液体燃料（电子燃料，生物燃料和电子生物燃料）。每当能量从一个载体转换为另一个载体时，能量就会丢失。因此，电力的最有效利用是直接电气化，应尽可能使用。这包括轻型运输中的电池，铁路，没有区域供热的家庭中的热泵以及工业中更多的电力使用。
图2.1 生产清洁燃料的技术途径
在重型运输部门，电池的使用更加困难，并且可能仅适用于不充电的短距离。因此，展望2050年，替代燃料将成为能源结构中更重要的一部分，运输部门的可再生能源将取决于技术和经济可行性。例如，可再生能源可以通过电解转化为可再生氢气，可用于重型陆路运输或小型船舶。如图2.1所示，这是通过电解从电力到清洁氢气的途径。氢气可用于燃料电池，为电动机提供动力;这允许在车辆或船上存储比使用电池更多的能量。这允许更重的运输和更长的行程距离，但代价是电解过程中的额外能量损失。清洁氢气也可以在工业中用于替代化石基氢气。
另一种选择是生产液体燃料。它们类似于化石燃料，但从电力到最终用户燃料的整体能源效率最低。氢气、生物质和工艺气体（CO₂ 或氮气）的组合可以产生多种液体燃料，可用于现有的内燃机和工业过程。在图2.1中，清洁氢气与生物质，氮气或二氧化碳结合用作输入，以生产各种燃料。图的左侧显示了输入，灰色框是过程，图右侧的绿色框是成品燃料产品和可以使用它们的部门。
在以下各节中，将在四个单独的部分中介绍清洁氢气、电子燃料、生物燃料和碳捕获技术。它们提供了每个北欧国家的技术发展状况和资源先决条件。本章最后概述了五个国家对所需可再生能源的可用性和其他因素。
2.1 清洁氢气
通过电解水可以产生清洁的氢气，三种可用的技术是碱性电解槽，聚交换膜（PEM）电解槽和固体氧化物电解槽。电解工艺在TRL 8-9技术上已经成熟，因此，最大的挑战是可再生氢气的生产价格，其价格仍明显高于天然气生产的低碳和化石基氢气。目前，可再生氢的价格是天然气产生的氢气的两倍多，主要是由于可再生电价（Recharge news，2021）。在液体燃料的生产中，氢气的成本占总生产成本的很大一部分，具体取决于转换技术。因此，降低可再生氢气的生产成本对于促进液体燃料的生产也很重要。
另一种选择是从天然气（蒸汽气重整）生产的低碳氢气。这是一个众所周知的过程，也是今天90%以上的氢气是如何生产的。使它成为“低碳”的是二氧化碳可以被捕获和储存。
使用清洁氢气有两种主要途径：
- 直接利用：清洁的氢气被压缩、运输和储存。然后，它可以用作工业或燃料电池中的直接燃料而不是天然气，为运输部门和工业中的电动机发电。
- 用作电子燃料和电子生物燃料的原料：清洁的氢气被压缩并运输到特定的地点，在那里它被用作生产各种可再生液体燃料的原料。这将在以下各节中进一步描述。
由于清洁氢气是所有技术途径的主要来源，因此清洁氢气的价格是最重要的问题。建立氢气生产价值链的成本取决于技术途径。然而，即使在相同的途径中，预期的成本也相差很大。可再生能源的成本是生产有竞争力的可再生氢气的唯一最重要的来源，因为电力约占生产价格的一半。之后，电解槽的资本投资也大大增加了可再生氢的成本。电解槽的高资本支出（CAPEX）需要通过大规模生产或新的和改进的技术来降低价格。
大多数行业预计生产成本将下降，特别是由于电价和基础设施的降低，电解厂效率的提高以及行业耦合监管框架的改善。根据氢能委员会（2021年）的说法，电解持续降低成本的一些关键驱动因素包括电解槽制造的工业化和改进以及低成本可再生能源的使用。虽然电解的经验有限，但似乎电解槽在成本降低和太阳能光伏发电容量之间具有类似的关系 - 这可能导致成本降低40%（IRENA，2020）。
该部分的其余部分描述了每个北方国家目前使用清洁氢气，正在进行的和即将开展的项目以及他们未来的愿景。
挪威在氢气价值链方面拥有丰富的工业经验，包括化石基（碳氢化合物）和电解槽，挪威/丹麦公司NEL是电解槽技术的领先供应商之一。挪威利用的几乎所有氢气都被用作化学工业和石油产品精炼的投入。挪威以及全球的氢气生产几乎完全是通过重组天然气生产的，目前没有捕获和储存一氧化碳2（CCS），导致大量排放。
未来，重型公路运输可能依赖于可再生或低碳氢气，但这将需要在主要道路和港口广泛开发加氢站。
可再生或低碳氢气可以成为化学和炼油工业中化石基氢气的替代品。值得一提的是，位于Tyssedal的生铁和二氧化钛熟料工厂Tizir致力于开发和测试在氧化钛生产中使用氢气作为还原剂所需的技术。
挪威没有国内天然气管道网络可以翻新成氢气，而且最有可能的是，清洁的氢气将在挪威的最终用户附近生产。然而，欧洲有一个广泛的天然气管道网络，可以对其进行改造以清洁氢气，并为挪威提供重大的出口机会。在挪威的海运业，Enova的资金授予Wilhelmsen的Topeka Hydrogen项目2.19亿挪威克朗，该项目计划建造世界上第一艘零排放氢气船。这些船只将运输货物并将氢气运输到不同的加油站，供当地渡轮和陆路运输用作燃料。
芬兰目前氢气的使用集中在炼油和生物燃料领域（88%），主要生产方法是化石基蒸汽气重整。芬兰在氢气的工业用途方面，特别是在炼油和生物燃料生产方面，已经积累了丰富的经验。芬兰每年生产200万公斤用于运输和通信的化石氢气。
芬兰化学工业公司Woikoski拥有欧洲最大的氢电解设施。该公司的目标是到2030年在芬兰各地开设20个加油站。到2030年，芬兰清洁氢气销售的潜力估计为100，000-150，000吨（约3-5 TWh氢气），而不考虑在工业或运输部门的任何额外用途。预计其他行业（如炼矿）减少排放的压力越来越大，以及钢铁行业的高氢需求将进一步扩大对清洁氢的需求。
瑞典拥有北欧国家中最大的重工业部门，并且大量使用氢气。化学和炼油工业约占瑞典今天生产和使用的氢气的99%，而直接使用氢气作为汽车燃料或冶金工业，占剩余的百分之一。瑞典的生产和使用量约为每年180，000吨氢气（相当于约6 TWh /年的氢气），主要来自化石（67%），第二大来源是工业残余流（30%），而通过电解产生的不到3%。
瑞典目前有几个重大计划和正在进行的工业项目，其中氢气的生产和/或使用同时是一个或多个新价值链的核心：
- HYBRIT是瑞典最知名的氢投资（氢突破炼铁技术），是SSAB，LKAB和Vattenfall的合资企业。HYBRIT旨在开发无化石燃料钢铁价值链。用于减少（从中去除氧气）的化石焦被一种基于电解的无化石氢直接还原的工艺所取代，用于生产适用于在电弧炉中生产粗钢的铁海绵。HYBRIT技术有可能将瑞典的二氧化碳总排放量减少至少10%。LKAB还将使用HYBRIT内部开发的氢基技术，完全淘汰其铁矿石颗粒的生产，以生产无化石海绵铁，这可能是瑞典有史以来最大的工业转换项目之一。预期的未来生产水平尚未公布。
- 奥瓦科AB;欧洲工程钢制造商正在准备使用电解产生的无化石氢而不是天然气或柴油进行钢加热的下一个示范步骤。这一变化有可能使Ovako的碳足迹每年减少10万吨，相当于其运营中二氧化碳排放量的50%。
- 化学工业Nouryon计划用电解产生的无化石氢气取代化石氢气，用于其在Bohus和Ånge的过氧化氢生产，北欧化工与Vattenfall合作，正在研究使用电解氢作为裂解燃料的可能性，以取代今天使用的化石气体。
- H2 Green Steel计划仅使用可再生氢气生产钢材，以降低目前使用的化石基氢的高二氧化碳排放量（H2 Green Steel，2021）。
通常，瑞典生产的所有氢气都在其生产基地附近使用。氢气的分布完全以压缩形式在道路上进行。通过建立跨部门的地方和区域氢产业集群，可以加速瑞典氢基础设施的扩张。它们可以在现有行业使用或将要使用氢气的地方以及港口和铁路等基础设施已经存在的地方建立。
Everfuel A/S和OKQ8的全资子公司Everfuel Sweden AB已达成合作协议，通过建立与现有和新的OKQ8服务站相关的零排放移动性H2站网络，共同开发瑞典的绿色氢气市场（Everfuel，2021）。
建立全国性的氢气网络被认为是不现实的，因为瑞典缺乏可以转化为纯氢的天然气网络。然而，瑞典和丹麦之间有一个广泛的网络，可以通过改造连接来运输纯氢，从而促进两国之间的合作。
在运输领域，斯堪尼亚和沃尔沃AB都在投资开发氢动力卡车，并在底盘上使用无碳钢。
此外，还正在进行一项可行性研究，以便在莫拉和盖利瓦雷之间的内陆巴南将柴油机车转换为氢气操作。相比之下，第一台燃料电池动力机车自2018年以来一直在德国运行（阿尔斯通）。
在丹麦，目前可再生氢气的产量微不足道，但多个大型项目正在筹备中，所有这些都是基于对大量廉价可再生能源的预期。计划和正在进行的项目：
- 丹麦的绿色燃料 - 由Ørsted，哥本哈根机场，DSV，DFDS，SAS和AP Møller-Mærsk联合项目，旨在到2030年在哥本哈根生产1.3吉瓦的绿色氢气。
- 埃斯比约的氨生产 - 哥本哈根基础设施合作伙伴与A.P.Møller-Mærsk，DFDS，Arla，Danish Crown和DLG合作的一个项目，利用风能生产氨。氨的生产预计将于2026年开始，如果氨在这些领域被接受为燃料，除了为船用燃料，卡车和其他重型运输提供绿色替代品外，其产能足以取代丹麦目前进口的农业肥料。
- HySynergy - 壳牌和Everfuel的一个项目，到2030年生产1吉瓦的绿色氢气，并在腓特烈西亚储存。
由于丹麦对氢气的工业用途有限，大多数将用于电子燃料或出口。丹麦除了与挪威和瑞典相连外，还拥有与欧洲天然气网络相连的现有天然气网络。这些可以转化为氢气，这将提供重大的出口机会。
冰岛在能够生产完全可再生的电子燃料方面处于独特的地位，包括CCU和氢气，供国内使用，甚至出口，因为该国稳定的可再生能源，有竞争力的电价以及过去十年或二十年来在该领域获得的知识和经验。冰岛正在开展广泛的研究和示范项目，过去曾有过几次氢气和电子燃料方面的业务，例如2003-2012年由Skeljungur经营的车辆加氢站（Grjótháls，雷克雅未克）。这是世界上第一个在公共加油站运营的加氢站。该行动的主要目的是研究和演示以及欧盟资助的ECTOS项目的一部分。
自本世纪初以来，已经启动了两个引人注目的研究项目，并通过电解水生产氢气及其在道路运输中的应用。然而，氢气在公路运输中的使用仍然很少。
目前，冰岛正在开发各种氢气和电子燃料/ CCU项目，尽管有几个案例尚未正式宣布，例如技术提供商。几家公司正计划通过电解水生产氢气，并将其分发给家庭应用。冰岛国家电力公司Landsvirkjun正在评估国内使用大规模水电解的可行性，尤其是出口到荷兰。
2.2 电子燃料
电子燃料是使用电力和二氧化碳或氮气源生产的。如上所述，电力用于生产清洁的氢气。以下介绍了三种技术就绪水平相对较高的电子燃料（甲醇、托成和氨）的生产途径，以及它们可以在特定北欧国家使用的关键点。
- 可再生甲醇： 甲醇有两种生产途径。二氧化碳和可再生氢气直接用于甲醇合成，或者甲醇由合成气（也称为合成气）生产，主要含有一氧化碳，二氧化碳和H2。合成气可以通过气化生产，例如生物质。甲醇合成是TRL 9的一项成熟技术。甲醇市场已经存在，因为这是化学工业中使用的散装化学品，例如用于生产塑料。然而，在更大的范围内，将其用作替代化石燃料的运输燃料更为相关。在当今的车辆中，甲醇可以取代汽油发动机中的化石燃料，只需很少的修改。双燃料汽车型号的型号范围相当有限。但是，修改需要汽车制造商的接受，这可能会阻止这种使用。
- 在航运方面，甲醇被认为是重质燃料油的替代品，例如，马士基已经订购了一艘甲醇动力集装箱船，将于2023年下水。Stena Line已经在甲醇上运营Ro-Pax船（Stena Germanica）多年（Stena Line，2021年）。
- 甲醇制X：可再生甲醇可以通过动力转液体技术（PtL）进一步转化为二甲醚（DME）或可再生喷气燃料。对于柴油发动机，DME是化石基柴油的合适替代品。甲醇合成和向二甲醚的转化在TRL 9中均有市售，而从甲醇到喷气燃料的生产途径在TRL 5。甲醇转化为喷气燃料的进一步进展对于未来可持续喷气燃料的生产非常重要。然而，该工艺不仅需要成熟到TRL 9，甲醇到喷射工艺还需要经过当局的认证，以确保高标准的安全性。例如，在气-液技术方面，已经存在基于生物甲烷的喷气燃料生产技术。
- 费托工艺：合成气（氢气和 CO₂ 或 CO）在费托工艺中转化为原油。该工艺已在全球大型工厂中使用，TRL 9 有售。来自费托工艺的原油可以在炼油厂中精炼，以产生用于所有目的（轻型和重型公路，船舶和航空）所需的燃料削减。如今，基于费托工艺，喷气燃料已被认证使用50%的燃料，使其成为将可持续航空燃料（也称为喷气燃料）推向市场的最快方式。然而，与甲醇制喷气燃料工艺相比，该工艺的能源效率显着降低。
- 可再生氨：可再生氨的生产途径是使用可再生氢气与氮气（可从空气中获得）的单一工艺。氨和空气分离的产量均为TRL 9。今天，氨被大规模生产用于化肥生产，但依赖于化石基氢气。可再生氨和化石基氨之间的唯一区别是氢的来源。除了现有的化肥用途外，可再生氨也被认为是船用燃料的一种选择。与重质燃料油相比，氨具有能量密度较低的缺点，这意味着需要更大的油箱，它是有毒的，燃烧缓慢。后者意味着氨不适合较快的发动机，但它适用于大型集装箱，油轮和散货船中使用的较慢的二冲程发动机，这些发动机也具有容纳较大油箱的空间。目前市场上没有使用氨的发动机，但德国公司MAN Energy Solutions正在开发一种发动机，并预计它将在2024年准备就绪。氨的优点是它不含碳源，因此不排放二氧化碳，但发动机可能会产生更多的NOx（一种强烈的气候气体），这将需要清洁（擦洗）烟气。氨也可以用作氢分子的载体，并在被送入燃料电池之前转化为氢气。但是，这种转换会消耗能量。
本节的其余部分描述了每个北方国家正在进行的和即将开展的电子燃料项目。
在挪威，Statkraft，Finnfjord和Carbon Recycling International正在为挪威北部Finnfjord的商业电子甲醇项目开发一个项目。该工厂将使用从芬兰峡湾硅铁工厂排放物中捕获的原始二氧化碳和使用可再生电力电解水产生的氢气，并计划到2023年底每年生产10万吨电子甲醇（Statkraft，2020年）。
Quantafuel是另一家挪威公司，致力于将塑料废物转化为燃料的项目。然后，产生的燃料需要在精炼过程中进行升级，以降低燃料中的氧气含量，并且该过程需要氢气作为输入（Quantafuel）。
在芬兰，由芬兰商务部、VTT和参与公司合作伙伴共同资助的一个电燃料研究项目希望使正在开发的技术为推广做好准备。该项目是公共企业，是绿色E2生态系统的一部分，由芬兰商务部资助，由Clic Innovation管理。这是VTT的PtX研究的延续，例如，2020年启动的BECCU项目（Bioenergy International，2021年）。电子燃料项目还与ABB发起的绿色电气化2035-Veturi计划相关联。该项目旨在使用固体氧化物电解槽（SOEC）通过约700°C的高温电解将氢气生产与二氧化碳封存和费托燃料合成相结合。它旨在芬兰技术在不断增长的世界合成燃料市场上取得突破（国际生物能源，2021年）。
瑞典有几个正在进行的CCU和电燃料项目。计划在瑞典纸浆和造纸厂和/或热电联产厂建立大型电甲醇厂。Liquid Wind公司还计划到2030年在北欧国家建造10座电甲醇工厂，目前正在为Örnsköldsvik的电甲醇工厂启动前端工程设计。
丹麦计划开展几个生产电子燃料的大型项目。此类项目的一个例子是埃斯比约的氨项目，该项目由哥本哈根基础设施合作伙伴与A.P.Møller-Mærsk，DFDS，Arla，Danish Crown和DLG合作，利用风能生产氨。氨的生产预计将于2026年开始，除了为船用燃料，卡车和其他重型运输提供未来的绿色替代品外，其产能足以取代目前进口的农业肥料。丹麦的海事部门非常庞大，在制定无化石燃料运输标准方面，可以发挥远远超出丹麦和斯堪的纳维亚半岛的关键作用。
在冰岛，CRI（国际碳回收组织）开创性的用于生产电子甲醇的George Olah可再生甲醇工厂（GO工厂）于2011年投入使用，并于2015年扩大到每年4，000吨的产能 - 当时是欧洲最大的水电解槽装置之一，也是MW级电解功率6 MWel的领导者。甲醇生产中使用的二氧化碳来自地热蒸汽井。自运营开始以来，大部分产品已出口到欧洲。
Nordur正在Hellishei地热发电厂开发一个电力到天然气的试点项目，预计将于2021/22年上线。安装的水电解功率将为25兆瓦和100吉瓦时，与地热井的二氧化碳一起将转化为电子甲烷，主要出口到瑞士。
埃肯位于Grundartangi的硅铁工厂将二氧化碳用于大规模电子燃料生产，这在过去15年中一直是几项研究的主题，目前正在由多方进行评估。有问题的电子燃料是甲醇，二甲醚和费托柴油。
2.3 生物燃料和电子生物燃料
生物燃料和电子生物燃料由生物质原料与可再生氢气相结合生产。不同的 TRL 提供了几种生产途径，如下所述。
- 热解、水热液化 （HTL） 和氢化植物油 （HVO）：这些都是将生物质原料直接转化为可再生原油的化学过程。然后，可再生氢气用于升级油，然后将其蒸馏成各种燃料。只有 HVO 处于完全商业化状态 （TRL 9），而热解和 HTL 处于 TRL 5-7。由于油的酸和氧含量高，需要升级;在将油精炼成柴油，石油和喷气燃料之前，必须降低含量。氢气消耗和最终产品燃料分配都高度依赖于所选择的燃料生产工艺和生物质原料的组成。基于生物质的工艺，热解和HTL的升级过程仅在TRL 5，因此是生物油生产途径的瓶颈。潜力是巨大的，因为精炼和升级使得生产与当今燃料化学上相同的可持续液体燃料成为可能，即它们可以在不改变发动机技术的情况下使用。
- 沼气和液化沼气（LBG）：生物质的替代利用是通过生物发酵过程生产沼气，该过程在TRL 9上有商业用途。沼气可以直接用作工业中的燃料，也可以转化为液化沼气（LBG）并用作船用燃料。沼气被认为是天然气的可再生替代品，因为它具有几乎相同的特性，两者都主要由甲烷组成，但目前更昂贵。
本节的其余部分描述了每个北方国家正在进行的和即将开展的生物燃料和电子生物燃料项目。
挪威在利用森林残留物作为电子生物燃料原料方面具有巨大潜力。瑞典 - 挪威合资企业Silva Green Energy与丹麦Steeper Energy签署了一项合同，以建造一个大型示范工厂，以基于50，000名森林所有者的森林残留物生产电子生物燃料（Statkraft，Silva Green Fuel是Statkraft和Sødra之间的合作，成立于2015年，旨在开发和生产先进的生物燃料以取代化石燃料）。
芬兰拥有大量的林业，生产生物基二氧化碳。芬兰也有很多水，风能空间和开发氢技术的工程实力（Laaksonen，Aho，Silvennoinen和Kortela，2020）。这些发展也可能适用于其他北欧国家。
瑞典目前在电子生物燃料领域有几个项目，例如柏斯托的投资“Project Air”，Preem和St1计划使用无化石燃料氢气和St1增加生物燃料产量，Liquid Wind和Jämtkraft准备对电力燃料进行各种投资。另一个项目是GoBiGas项目，该项目是通过木本生物质气化从生物质中生产生物甲烷的示范工厂（查尔姆斯理工大学）。
丹麦拥有庞大的农业部门，其残留物（例如秸秆和粪便）可用作生产电子生物燃料的原料。一些热解（如SkyClean）和水热液化（如Steeper Energy）的开发项目正在进行中。
总的来说，丹麦现有（未充分利用）可再生燃料的生产能力（每年9，300吨石油当量）几乎是目前国内产量的三倍，占进口生物燃料的50%以上。
在冰岛，生物甲烷是通过分别由SORPA和Norðurorka从首都地区废弃的垃圾填埋场，雷克雅未克新的集中式有机废物处理厂和阿库雷里废弃垃圾填埋场升级天然气来生产的。这些装置的总产能约为550万海里3的生物甲烷年产量，但目前只有150万Nm3被利用。
2.4 碳捕获、储存和利用（CCUS）
碳捕获和使用是减少具有二氧化碳副产物的工艺产生的二氧化碳排放的一种方法。捕获的二氧化碳可以储存或与氢气结合使用以产生燃料，见图2.1。如果二氧化碳起源于生物质的燃烧或释放，则称为生物，因为这被认为是生物质释放二氧化碳和二氧化碳吸收的循环过程。其他形式的二氧化碳起源于化石燃料的燃烧，水泥生产中石灰石释放的二氧化碳或其他非生物过程，包括地热。
碳捕获有四个主要技术轨道：
- 富氧燃烧技术基于用回收烟气稀释的氧气燃烧，而不是使用空气。这会产生主要由二氧化碳和不含氮气的水组成的烟气。水蒸气很容易被除去，然后可以进一步净化和压缩所得二氧化碳浓度为70-85体积%的气体。燃烧的氧气是通过与大气空气分离而产生的。主要挑战是将系统中的漏气量保持在最低限度，并且改造火焰装置将需要对现有工厂进行重大修改。
- 燃烧前捕获涉及在燃烧前将燃料碳从可燃气体中分离出来。然而，这与改造无关，而只与燃料转化为二氧化碳和氢气化工厂有关。
- 燃烧后捕获 （PCC）。CO₂ 从燃料的烟气燃烧中分离出来。这可以通过在液体中吸收或吸收固体吸附剂来完成，固体吸附剂随后被加热，释放出二氧化碳。分离也可以通过膜或极端烟气冷却（低温分离）进行。燃烧后技术允许在改造现有工厂时缩短停电时间，并且几乎不需要对现有工厂进行修改。此外，该工艺适用于在接近大气压下处理二氧化碳含量为3-20%的烟气流。困难主要与对烟气污染物的敏感性和高能源需求有关。
- 直接空气捕获技术通过一系列化学反应使大气空气提取二氧化碳。然而，由于大气中二氧化碳浓度低，与捕获的二氧化碳量相比，成本很高。
目前，燃烧后技术似乎是最有前途的。基于胺的化学吸收是燃烧后捕获的最成熟的技术。在其子变体中，基于胺的化学吸收具有最高的技术和商业成熟度。胺气处理由几个过程组成，这些过程使用各种胺的水溶液从气体中除去硫化氢和二氧化碳。
碳可以从燃烧的发电厂（包括化石和生物质发电厂）中捕获，但也可以从二氧化碳排放量高的行业（例如水泥生产）中捕获。在这里，用于达到所需温度的燃料的燃烧会释放出大量的二氧化碳，但化学过程本身也会释放出大量的二氧化碳。同样，炼油厂和化学工业的二氧化碳排放也是重要的点源。
捕获二氧化碳后，可以通过卡车、船舶或管道将其从现场运输到存储位置。可以将现有管道转换为 CO₂ 运输。气体可以压缩或液化，具体取决于运输方法和工厂的规模。CO₂ 传输网络的一个重要补充是 CO₂ 集群。在这里，来自较小点源的 CO₂ 可以在运输到最终存储位置之前进行存储。
在枯竭的油气田中，二氧化碳的地质储存是可能的，并且在海上和海上都得到了证实。在冰岛，在地热井中注入二氧化碳特别的机会。一般来说，北欧国家的存储潜力各不相同。一氧化碳的地下储存2自1996年以来一直在挪威的Sleipner油田运营。各国之间的合作允许一氧化碳的运输2并利用最可行的地质储存地点。正在研究的另一个储存选择是玄武岩中CO₂的矿化（冰岛的CarbFix项目）。
本节的其余部分描述了每个北方国家正在进行的和即将进行的CCUS项目。
在瑞典，二氧化碳有许多点来源，其中许多是生物性的，因为燃料是纸浆和造纸工业的生物质废物。CCS和生物能源碳捕获（BECCS）的实施应根据每个地点的当地情况以及整个价值链进行。在不久的将来，瑞典没有计划为二氧化碳提供任何储存设施，但正在调查其潜力。对于正在进行的项目，瑞典以外的最终存储是目前唯一的解决方案。因此，公司条例2必须液化并运输到最终的储存点。瑞典没有天然气管道路线用于二氧化碳输送管道的新基础设施。因此，瑞典的价值链很可能基于位于沿海地区的一些二氧化碳枢纽，这些二氧化碳是通过船舶收集和出口的。
有几个计划和正在进行的CCS项目：
- 斯德哥尔摩Exergi - WTE（废物能源回收）已完成预研究，预计将于2021年第二季度开始二氧化碳捕获，液化，临时储存和出货的工程设计。
- Preem Lysekil炼油厂正在对二氧化碳的捕获，液化，临时储存和出货进行预研究，Preem Gothenburg炼油厂正在对捕获和液化进行预研究。
- CinfraCap是Preem，St1，Nordion Energi，Renova，Göteborg Energi和哥德堡港之间的合作项目，是一个预研究项目，旨在哥德堡港建造一个新的二氧化碳码头或枢纽，包括液化，临时存储和二氧化碳的出货。
对于挪威来说，政府的雄心壮志是为挪威的全面碳捕获，运输和储存（CCS）实现具有成本效益的解决方案。目的是从挪威东部的排放源中捕获二氧化碳。然后，CO₂将通过船舶运输到挪威西海岸Kollsnes的陆上运输和储存码头。从陆上码头，CO₂将通过管道输送到海底下的安全地质储存位置，靠近巨魔油气田（CCS Norway）。政府CCS项目Longship已获得挪威议会的批准，并就资金达成一致。
Longship内的项目包括：
- Norcem（海德堡水泥的子公司）于2020年完成了一项关于二氧化碳捕获，液化，临时储存和出货的前端工程设计研究。Norcem将从其位于Porsgrunn的Brevik的水泥厂烟气中捕获二氧化碳。实施后，每年将捕获约400，000吨二氧化碳。
- 关于二氧化碳储存，合资公司北极光合资公司（Equinor、壳牌和TotalEnergies均有）正在为一个全面的CCS项目规划二氧化碳运输和储存解决方案。经批准的计划有能力存储 150 万吨一氧化碳2每年（MTPA），计划于2020-25年进行（Equinor，2019）。CO₂ 运输和储存解决方案将于 2024 年开始运营，并计划在产能过剩的情况下投入使用。这意味着，如果项目得以实现，其他工业排放商可以捕获和存储其二氧化碳，而无需投资开发其二氧化碳储存解决方案。Equinor及其合作伙伴可以收费运输和储存工业二氧化碳。第二阶段的选择取决于国际需求，计划年产能为500万吨/年。
- Fortum Oslo Varme计划从位于奥斯陆Klemetsrud的废物能源回收厂的烟气中捕获二氧化碳。挪威议会对该项目的资助是基于欧盟或任何其他来源剩余的38亿挪威克朗的足够自筹资金。如果实施，每年将捕获约400，000吨二氧化碳。
在芬兰，波罗的海北部没有发现可行的地质储存。芬兰将不得不将储存在国外所需的所有二氧化碳运输到国外，例如挪威。芬兰的生物燃料比例很高，其温室气体排放量的约40%来自生物。这为BECCS（北欧部长理事会，2020年）提供了巨大的潜力。
丹麦在陆上和海上都有大规模二氧化碳储存的潜力。据估计，可用的地下水库可以将丹麦目前的二氧化碳排放量储存500至1000年。丹麦尚未具体说明CCS的具体目标，但私人投资者计划在2030年将二氧化碳储存能力提高到400-900万吨。公众对CCS在岸的抵制，导致大部分存储计划用于海上。这有利于靠近海岸线和储存水库的行业，因为它将降低二氧化碳运输成本。
CCU还因使用捕获的二氧化碳作为生产可再生燃料的原料而受到调查。然而，对于被认为是可再生的燃料，二氧化碳需要来自可再生能源（风能或太阳能或生物质能），也称为生物二氧化碳。根据Dansk Energi的数据，丹麦目前每年有近1600万吨的生物二氧化碳，而北欧国家每年的生物二氧化碳总量为4900万吨。丹麦的大量二氧化碳来自进口固体生物质，用于能源用途，预计到2050年将减少。因此，利用丹麦的农业生物质对于获得碳源以生产可再生燃料非常重要。另一种选择是从水泥生产等点源捕获二氧化碳，这是不可能的脱碳，否则，目前的生产方法会排放大量的二氧化碳。这是由于化学反应释放出二氧化碳，因此，这是一个仅通过改变燃料加热过程无法解决的问题。
在冰岛，Carbfix在过去十年中一直处于CCS技术研发的最前沿，用于一氧化碳矿化2在玄武岩中。如今，相当数量的一氧化碳2ON Power位于Hellishei的地热发电厂（每年高达12，000吨）已成功封存。2012年，在Carbfix的试点站点与Hellisheidi地热发电厂附近的ON Power合作进行了试点注入。2014 年，一个全面的捕获和封存工厂上线，捕获了 15% 的一氧化碳2发电厂的排放，连同H2S.2016年，产能翻了一番，达到10，000-12，000吨一氧化碳2每年。利用欧盟地平线2020研究计划的资金，科学家们正在研究在德国，意大利和土耳其的地热场附近以及冰岛其他地方使用CarbFix技术，这些基岩不是玄武岩。
Carbon Iceland计划到2025年使用Carbon Engineering的技术在Húsavík进行每年100万吨的直接空气捕获（DAC）作业。该公司声明，捕获的 CO2将用于电子燃料生产和其他工业用途。在Grundartangi工业现场（硅铁和铝冶炼厂）进行了一项类似的能源储存研究，称为Icefuel项目。
ON电源将增加CO的比例2从Hellisheiði地热发电厂到2025年使用Carbfix的技术从30%增加到95%。注入的 CO 量2每年将达到33，000-35，000吨。ON Power还计划在Nesjavellir地热发电厂使用Carbfix的技术注入1，000吨二氧化碳。2每年。
Climeworks将于2021年开始运营其在Hellisheiði的Orca工厂。该装置每年将从空气中捕获4，000吨二氧化碳，这些二氧化碳将使用Carbfix的技术进行矿化或液化用于其他用途（Climeworks，2021）。
2.5 可再生能源和其他投入因素
可再生能源是必不可少的，因为它既可用于直接电气化，也可用于分离水，从而通过电解产生可再生氢气。氢气既可以用作燃料，通过燃料电池为电动机提供动力，也可以用作生产电子燃料和生物燃料的输入。根据工艺的不同，可以使用其他资源，生物质，氮或二氧化碳。
在挪威，电力供应是绿色的，可再生的，可靠的，灵活的和便宜的。挪威约90%的产能是水电站和10%的风力涡轮机。有1000个水库，储存容量相当于挪威每年能源消耗的70%。未来，由于新的水电可用，水电的增长将有限。此外，公众反对新水电站对环境的影响。然而，通过升级和更新来扩大水电容量的潜力，从而整合更多波动的风力发电。一些较旧的水电站也可以进行现代化改造，将产量提高10-20 TWh.风电产量预计将大幅增加，从2019年的10 TWh增加到2050年的40 TWh。挪威西海岸拥有优良的陆上风力资源，但当地对陆上风电的反对会降低潜在的发展潜力。海上风电将需要成功且具有成本效益的浮动风力涡轮机部署，因为水通常太深而无法固定基础。一个例子是Equinor的浮动风电场项目Hywind Tampen。它的容量为88兆瓦，正在挪威海岸外140公里处进行规划。最后，挪威南部的太阳能发电量可能会增加，但预计不会发挥重要作用。
在芬兰，电力供应是水力、热能、核能和风能的混合体。风力发电量可能会大幅增加，因为芬兰有足够的潜力进行海上和陆上风力发电。挑战在于，虽然最适合安装风力涡轮机的地区位于芬兰北部，但大多数现有的制氢设施都位于南部，靠近工业客户。预计水电生产将相对稳定，没有新设施的计划。太阳能可能只会发挥次要作用。最后，随着Olkiluoto 3和Hanhikivi 1的投产，核电容量将显着增加;这将提供二氧化碳中性的电力，尽管它可能会引起人们对基于核能而不是可再生能源产生的氢气来源的质疑。
瑞典拥有几乎完全脱碳的电力系统，通过投资水电，核电和以生物质为燃料的区域供热来实现。未来，风力发电量预计将大幅增加，太阳能发电量将略有增加，而水力发电量预计将保持不变，不会建造新设施。最后，核电产量可能会减少，尽管其未来存在很大的不确定性。
在丹麦，丹麦的电力供应中风力发电、生物质能和煤炭的比例很高。未来，风电产量将大幅增加，尤其是海上风电。到2030年，将建造两个能源岛（在北海和波罗的海的博恩霍尔姆），总容量分别为10吉瓦和3吉瓦，并有可能在以后进行扩建。这将是收获北海世界级风力资源的重要一步。太阳能发电量将增加，但不会像风力发电那么多。到2030年，风能的产量预计将比太阳能高出五倍（forsyningssektoren，2020）。最后，基于生物质的发电预计将在2050年逐步淘汰。
在冰岛，99.99%的电力来自碳足迹小的可再生能源。化石燃料仅用于有限的备用电源区域。2019年，该国总装机容量为2.9吉瓦，发电量为19.5 TWh;所有电力的69%由水力发电厂生产，31%由地热发电厂生产，0.03%由风力发电场产生（Orkustofnun数据存储库，2020年）。未来，风力发电量预计将增加，而地热将保持不变。
总而言之，图2.2提供了每个北方国家的能源供应，生物质可用性和储存潜力的图形表示。
预计所有五个国家的风力发电份额都将增加。瑞典的电力生产将受到核电站停产的影响，而新的替代能源将具有重要意义，而用于发电的剩余能源资源将保持相对稳定。水力发电厂和风电场之间的协同作用可以提高其整体效率并提供有效的储能。唯一的例外是芬兰，它也在扩大核能的使用。
可用的生物质资源主要位于瑞典和芬兰的森林和纸浆/造纸工业，挪威的可用生物质资源数量较少。丹麦有潜力利用农业废物作为生物质，而冰岛尚未确定巨大的生物质潜力。
最后，储氢的潜力主要位于挪威和丹麦，那里可以使用盐洞。对于二氧化碳储存，丹麦和挪威都在努力利用其在北海海上储存的巨大潜力。在冰岛，通过在玄武岩或地壳中永久矿化二氧化碳，在陆上储存二氧化碳的潜力。由于芬兰和瑞典尚未确定任何具体的二氧化碳储存地点，因此他们必须将捕获的二氧化碳运输到北海。然而，瑞典正在研究永久储存和储存的潜力，以便以后在波罗的海南部使用。
图2.2 北方国家的可用能源和储存潜力。符号的大小表示每个国家/地区的可用性。
简短结论
本章讨论了技术及其应用的发展，这些技术及其应用允许可再生能源转换为可持续的电燃料，使用可再生氢气，CCU和生物CCU。此外，还讨论了成本影响以及存储 CO₂ 的技术途径。在下一章中，将讨论在国际上推广这些技术的国际发展和市场趋势，以及商业/行业观点。
