内容来源: 能源情报
目前航空业二氧化碳（CO2）排放量占全球排放的3%，随着经济增长，航空运输需求增加，航空碳排放量预计从2018年到2050年可能增加5.9倍。因此，减少航空业的碳排放对于实现全球碳中和至关重要。2023年10月30日，欧盟发布了可持续航煤(SAF)强制掺混要求的法规，并将从2025年开始实施。SAF的最低掺混比例为2%，并逐步提高，最终到2050年达到70%。同时，对于非生物来源的可再生燃料(RFNBO)，欧盟法规要求燃料组合中必须包含一定比例的合成燃料，2030年为1.2%，2032年为2%，2035年为5%，2050年提高到35%。
传统SAF主要以生物质为原料，主要包括餐饮废油、动物脂肪、棕榈油等，通过酯和脂肪酸加氢(HEFA)处理，将不饱和脂肪酸以及甘油三酯转为饱和脂肪酸，再通过加氢脱氧艺将其转化成C15−C18的直链烷烃，最后经过裂化和异构化反应，将直链烷烃转化为短链异构烷烃。但由于传统SAF生物质原料的数量有限，因此，实现行业低碳目标将需要采用不同的途径来生产SAF。电子级可持续航煤（以下简称eSAF）基于Power to X技术，通过可再生能源（风能和光伏）电解水所生产的氢气，结合从空气或生物来源的CO2，生产符合要求的绿色航煤。
FT是通过合成气（CO和H2）生产碳氢化合物。传统费托合成原料是天然气、煤等化石燃料。在绿色转型的前提下，生物质和固体废物是更有利于减碳的原料。FT制eSAF的流程可以分为6个步骤：原料预处理、生物质的气化、气体调节、酸性气处理、FT合成和提质处理。其中，生物质气化又可以分为锅炉燃烧（主产物为CO2）和气化炉气化（主产物为CO和H2）两种路线。生产工艺流程见图1。![]()
如果是采用完全燃烧路线，利用生物质锅炉燃烧生物质，产生的烟气主要包括CO2、N2、O2等，对燃烧后烟气通过CCUS回收燃烧产生的CO2，再经过逆水煤气变换（RWGS）生产CO，进而与可再生能源所产出的绿氢按照配比，进行费托合成。如果采用直接气化，用有限的氧气或空气将生物质从200℃加热到700℃，生物质被气化产生多种气体，包括CO、CO2、H2、CH4、H2O、N2等。气化时，气化温度、生物质种类、粒径、加热速率、操作压力等许多因素都会影响合成气的产量和组成。采用燃烧路线，优势是工艺流程和控制过程相对简单，并且可以利用燃烧所产生的热进行发电；劣势是必须利用成本较高的CCUS技术提取烟气中的CO2，并且需经过RWGS反应将CO2还原为CO，提升了整个项目的成本和复杂性。直接热解气化的好处是避免了上述CCUS和RWGS工艺，缩短了整体流程和投资，且气化后会有H2产生(FT合成反应氢碳比的理想比例是2:1，但生物质的合成气，氢碳比一般在0.6～0.8之间，通常需要引入额外的H2调节氢碳比，减小了对绿氢的额外需求，但缺点是生物质热解产物较为复杂，且不同生物质对产物影响较大，因此需要在气化条件的控制上和原料选择上投入较大精力，且生物质气化无法将碳都转化为为CO，仍有CO2产生，如果对该部分CO2加以利用，仍需要CCUS和RWGS工艺。无论是燃烧或者气化，均需要对生物质提前预处理，对生物质原料进行干燥和研磨，以减小其颗粒度和含水量。合成气的质量对于FT合成的影响很大，而生物质原料由于自身性质，通常气化后的气体组成比较复杂，因此对气化后合成气的净化非常重要。如果选择直接气化工艺，气化后合成气进入酸气脱除系统，去除CO2、H2S等酸性气体。去除CO2可以提高后续FT合成过程的经济性和动力学，去除硫化氢可避免FT催化剂中毒失活。如果选择完全燃烧工艺，需要利用CCUS技术脱除烟气中的N2、O2等气体和固态颗粒杂质，将CO2浓度从10%左右提升至90%，以便增加RWGS工艺的经济性。在FT过程中，CO和H2反应主要生成CnH2nO2、CnH2nO、CnH2n+2O、CnH2n+2和CnH2n。经过FT合成后获得不同馏分的油品，FT合成产物经换热后进入分馏流程，分离出气相（C1-C4）、液相（C5-C17）、蜡相（C17+）产物。FT合成的直溜航煤产量取决于FT反应中航煤选择性和反应转化率，经过模拟分析，在FT反应中，航煤产量最高点出现在反应温度240℃，反应压力3MPa。FT产物进入后续加氢裂化工艺流程，其目的在于提高航煤组分收率，提升产品质量。FT的气体产物经变压吸附器（PSA），分离出H2，用于后面的加氢裂化工艺；蜡相产品换热后，进入加氢裂化单元，将碳数较高的分子裂化为低碳数的分子，裂化产物再经分馏，分离出气液蜡三相，蜡相作为副产品外卖，气相与PSA出口的尾气混合，作为燃料送入加热炉燃烧，提供热量；加氢裂化液相产物与FT液相产物混合，一起送入蒸馏塔进行精馏分离，得到航煤、汽油、柴油等馏分。FT合成的航煤性质详见表1。从表1可知，基于航煤标准，加氢裂化后的煤油馏分完全符合国家3号喷气燃料标准，可以与石油基航煤掺混使用。但FT航煤体积热值和密度偏低，且冰点不能满足航煤标准，高空低温条件下可能凝固。这是FT反应特性所决定的，FT产品主要以链烷烃为主，大部分为石蜡基正构烷烃，所以产品冰点较高。可以通过异构化技术，在催化剂的酸中心进行异构反应，将正构烷烃转化为异构烷烃，降低产品冰点。同时与传统石油基航煤相比，FT航煤基本不含芳烃，而烟点和芳烃有关，芳烃含量越高则烟点越低，因此FT航煤具备更好的抗积碳性能。由于FT航煤主要为链烷烃，密度一般都小于传统石油基航煤，且无芳烃，体积热值较低，而飞机航程直接与航煤的密度和热值相关，因此FT航煤只能作为航煤调和组分，通过调和改善航煤整体密度和热值。通过绿色甲醇（按照相关标准，合成甲醇的碳来自于生物质或大气捕集，氢来自于可再生能源生产eSAF是除FT路线外又一新兴技术路线。甲醇制航煤（MTJ）也可分为两条路线，分别为甲醇-烯烃-航煤的间接路线和甲醇-航煤直接路线，前者主要以HoneywellUOP公司为代表，后者以Topsoe和ExxonMobil公司为代表。UOP的工艺名为eFiningTM技术，可再生氢和CO2合成绿色甲醇后，通过甲醇制烯烃（MTO）技术，将甲醇转化成为乙烯和丙烯，然后通过低聚工艺，将低质烯烃转换为航煤馏分的分子（C7-C17），然后再通过选择性加氢工艺，将分子结构中的双键饱和，再经过分馏，将航煤组分和其他馏分分离，得到eSAF。相比于传统MTO工艺，UOP对工艺进行了改良，减少多个主体装置，设备成本降低了30%，同时也降低了水电耗。工艺流程见图2。HIFGlobal已经与UOP签署协议，将该工艺应用于其在美国的eFuel工厂。以丹麦Topsoe公司为代表的MTJetTM技术和ExxonMobil公司的流化床技术是甲醇制航煤的第二条工艺路线，主要依托已经成熟的甲醇制汽油（MTG）技术，通过适当的工艺和催化剂改良，制备符合航煤标准的馏分。其基本原理是绿色甲醇生产后，进入反应器，在催化剂作用下，脱水形成二甲醚，甲醇和二甲醚的混合物在催化剂作用下生成低碳烯烃，低碳烯烃再通过低聚、环化脱氢、氢转移、芳构化、烷基化、异构化等反应生成航煤组分。Topsoe的技术基于原有的甲醇制汽油工艺TIGAS™，直接在单条回路中将合成气转化为油品，不需要对甲醇冷凝和后续再沸。ExxonMobil的工艺路线以循环流化床为基础，原料甲醇、水按一定比例进行汽化，过热到177℃后进入流化床反应器，从流化床反应器顶部出来的反应产物除去催化剂、冷却，然后分离为水、油等产品。工艺流程见图3。目前Topsoe已经与美国Nacero公司签订协议，将目前生产可再生汽油的装置改造为可生产eSAF的装置。清华大学提出CO2AFTM技术，直接以CO2和绿氢为原料，在催化剂的作用下直接芳构化生成芳烃，再进一步加氢烷基化和开环，生成环烷烃、链烷烃和烷基苯，形成航煤馏分。工艺流程见图4。该工艺路线的特点是以富芳烃的航煤作为目标产品，从热力学上构建了CO2加氢的自反应条件；催化剂体系为金属氧化物-分子筛的酸碱耦合结构，通过界面耦合使航煤馏分的催化选择性达到80%以上；基于气固两相可压缩性的探究，实现CO2高压加氢多相反应器内气固相结构的调控。该技术优势明显，首先富芳烃的航煤组分的选择性较高，可再与直链烷烃组分调和，就可获得符合标准的航空煤油产品。其次选择了芳烃作为最终产物，提高了反应过程的整体热力学效率，能源利用效率高，节能降耗效果显著。最后是通过采用酸碱异质结催化剂，反应可以在270～270℃、2MPa以上的温和条件下进行，综合能耗和成本较低。目前该技术已经进入中试阶段。eSAF的定义决定了其生产必须以可再生能源制取的绿氢为原料，因此，绿氢成本直接决定了eSAF的生产成本。绿氢成本主要取决于电力成本和电解槽的类型，按照我国目前新能源电力和电解槽的综合成本，新能源电解水制氢成本大约在15～30元/kgH2。大多研究认为，绿氢和其他原料成本占到eSAF成本的70%以上，资本支出（CAPEX）约占总成本的10%～25%，运营支出（OPEX）约占5%～10%。结合不同文献，eSAF的生产成本见表2。从表2中可以看出，甲醇路线和FT路线的eSAF生产成本大致相当，约合人民币24元/L，以航煤密度750kg/m3计,约合3万元/t（即便考虑到国内相比北美和欧洲较低的生成要素，预估不会低于2万元/t），相比目前国内的普通航煤7000～8000元/t（含税）的价格仍然太高，同时也高于普通生物航煤的生产成本。但随着技术进步，可再生电力和电解槽成本的降低，绿氢价格会逐步降低，进而带动eSAF的生产成本会逐步降低，市场占比会随之扩大，最终生产成本将会与当前生物航煤持平。eSAF作为新兴产品，正获得行业内越来越多的关注，除了目前行业内较为关注的合成氨和甲醇外，为绿氢消纳提供了一条新的路径。但eSAF仍面临许多挑战。第一，传统生物航煤的原料为餐饮废油、农林废弃物等生物质，受限于收集模式和运输成本，较难大规模推广。虽然凭借资源优势地区丰富的风光可再生能源，未来会有极大产量的绿氢可以依托，但按照相关认证标准，碳源必须是可再生碳，限定了可再生属性，因此碳源基本仍然来自于生物质及垃圾废弃物，与传统SAF相同，没有摆脱传统生物质原料的分散性和季节性，时间和空间的限制仍然是eSAF推广的主要障碍。第二，根据上文测算，eSAF的生产成本远高于传统的石油基航煤和生物航煤。因此提高eSAF竞争力的关键是降低其生产成本，在目前的产品导入阶段，只能依赖政府政策推动，可以通过财政补贴或减碳补偿为航空公司采购eSAF弥补成本差异，比如征收碳税或建立碳交易市场等。此外，影响成本的主要因素还包括原料采购价格、项目EPC成本、运营成本、产品选择性和收率以及副产品市场价格等。所以，进一步降低成本应注重技术的创新和提升，提高目标产品的收率，研发更高效的催化剂，减少设备成本和运维费用，增加副产品的价值等。第三，可持续性也是eSAF发展的另一个重要问题。大规模eSAF的生产可能会对当地环境和生态造成较大影响。例如，绿氢的大量生产必然大量消耗当地水资源，生物质碳源的获取也可能会对当地生物多样性和农业的产生较大冲击。因此，eSAF的发展和项目布局需综合考虑多方面的环境影响，不能顾此失彼，为航空业的减碳牺牲项目所在地的环境。第四，eSAF的主要原料为绿氢和生物质，这两种原料在地理空间上的紧密匹配是确保生产过程经济性最优的关键因素。由于运输距离的增加可能导致成本上升，因此项目地点最好选择既拥有丰富的风光资源，又具备较为丰富的生物质资源的地区，以确保原料的可持续供应并降低运输成本，同时有助于降低对当地的环境影响。但风光资源既丰富，同时也具备大量生物质资源的地区并不多，这对项目选址提出了新的挑战。利用可再生的生物质资源和风光可再生能源生产航空燃料，是航空业减少对化石燃料依赖、实现碳中和的重要途径。原料的可获得性、产品的经济性、可持续性和不同资源的地理空间匹配性是eSAF商业化的主要挑战。短时间内，eSAF的成本很难与传统航煤竞争，应该通过政策支持以及技术进步使eSAF逐步具有市场竞争力，从小规模掺混逐步达到全面替代。文/张轩 协合新能源集团有限公司，现代化工
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