通过生物制氢和碳捕集与封存实现灰氢的脱碳：以西班牙为例
《International Journal of Hydrogen Energy》：Decarbonising grey hydrogen via bio-hydrogen and carbon capture and storage: a case study in Spain
【字体：
大
中
小
】
时间：2026年05月10日
来源：International Journal of Hydrogen Energy 8.3
编辑推荐：
卢伊斯·亚圭埃（Luis Yagüe）|何塞·伊格纳西奥·利纳雷斯（José Ignacio Linares）|埃娃·阿雷纳斯（Eva Arenas）|何塞·卡洛斯·罗梅罗（José Carlos Romero）
拉斐尔·马里尼奥新能源技术讲席教授，科米利亚斯宗座大学（Com
卢伊斯·亚圭埃（Luis Yagüe）|何塞·伊格纳西奥·利纳雷斯（José Ignacio Linares）|埃娃·阿雷纳斯（Eva Arenas）|何塞·卡洛斯·罗梅罗（José Carlos Romero）
拉斐尔·马里尼奥新能源技术讲席教授，科米利亚斯宗座大学（Comillas Pontifical University），阿尔贝托·阿吉莱拉街25号，28015，马德里，西班牙
**摘要**
本研究评估了利用生物氢气结合碳捕获与存储（HyBECCS）技术实现西班牙氢气生产脱碳的技术经济可行性。该方案用生物甲烷替代天然气，并整合了二氧化碳的捕获与存储过程。研究了15个蒸汽甲烷重整（SMR）设施，这些设施占全国氢气产量的90%。通过地理空间分析，将每个设施与最近的二氧化碳存储站点匹配，估算了运输和存储成本（这些成本取决于距离和存储容量）。若所有设施完全用生物甲烷替代天然气，每年需要28.7太瓦时的生物甲烷，并可产生高达460万吨的负碳排放。如果仅在5个SMR工厂部分采用生物甲烷替代天然气，则氢气产量降至每年14.6太瓦时，从而实现净零排放。HyBECCS的平准化氢气成本为每千克3.56欧元，而当前生产条件下的成本为每千克2.61欧元。这些结果证实了HyBECCS是实现西班牙大规模氢气脱碳的技术可行且与现有基础设施兼容的途径。
**1. 引言**
2023年，全球对氢气的需求攀升至约9700万吨的历史新高。然而，供应链仍主要由不可持续的化石燃料路径主导，其中基于天然气的生产路线占全球总产量的近三分之二，加剧了该行业的碳依赖性[1]。在工业层面，主要采用的技术仍然是天然气蒸汽甲烷重整（SMR），2023年该技术生产的氢气占全球总量的66%[1]。欧洲氢能观测机构报告称，在欧盟内部，SMR的占比更高：2023年的总产量中有91.1%来自常规SMR装置，而只有3个装置配备了碳捕获与存储（CCS）技术，合计贡献了微不足道的0.1%的区域供应量[2]。西班牙是欧盟氢气生产能力第六大的国家，2023年的总装机容量为758千吨（其中SMR技术产量704千吨，副产品产量48千吨，电解法产量6千吨）。同年，西班牙的实际氢气产量排名第四，为571千吨（SMR技术产量531千吨，副产品产量36千吨，电解法产量4千吨）[1]。
SMR是一种吸热催化过程，在800–1000°C和2–3 MPa的压力下进行，甲烷与工艺蒸汽反应生成主要由氢气（约占75%）组成的合成气（同时含有残留的甲烷（2–6%）、一氧化碳（7–10%）和二氧化碳（6–14%）[3]。传统上，合成气需经过两阶段的水煤气变换（WGS）转换以最大化氢气含量，并将一氧化碳转化为二氧化碳[1]（反应式见（1）、（2））。后续的净化步骤通常采用压力摆动吸附法，从而获得高纯度的氢气，并排放富含二氧化碳的尾气[1]。
当使用化石天然气作为燃料且不进行燃烧后二氧化碳减排处理时，所获氢气被称为“灰氢”。由于过程本身会产生二氧化碳，加上在重整炉中燃烧额外的甲烷以提供所需反应热量，未经处理的SMR技术的净热效率约为75.9%，相当于每千克氢气释放约9千克二氧化碳[4]。若集成效率超过95%的CCS系统[5]，则可显著降低整个过程的碳强度，从而产生所谓的“蓝氢”。二氧化碳可以在加工的不同阶段被捕获，捕获位置会影响整体性能[6]。本研究假设使用monoethanolamine（MEA）从烟气中捕获二氧化碳，其捕获效率为90%，总能量效率为69.1%[6]。在这种情况下，不采用CCS时的热效率表明，重整炉中的额外燃烧会导致每千克氢气消耗0.397千摩尔甲烷（而非反应式（1）、（2）所计算的0.25千摩尔）[7]。也就是说，63%的二氧化碳产量来自重整反应（反应式（1）和水煤气变换反应（反应式（2）），37%来自甲烷燃烧以维持重整炉的热条件[7]。
西班牙的现有氢能基础设施具有显著的碳足迹：2023年该国生产了531千吨氢气，其中93%来自15个SMR装置，这些装置总共排放了470万吨二氧化碳[2]。要实现《欧洲绿色协议》（2019年12月）中制定的欧盟气候中和目标[8]，必须大幅降低氢气生产的碳足迹。一个有前景的方法是用生物甲烷替代天然气作为重整原料，从而产生所谓的生物氢[9]。这种生物氢被视为可再生或绿色能源[10]，有可能实现负碳排放[9]。这是因为生物甲烷来源于有机废弃物，其中所含的碳最初来自植物对大气的吸收。最终，这些废弃物会转化为有机物质，植物和牲畜在这个过程中起到了中介作用。这种捕获技术可称为“预燃烧”技术。如果捕获的二氧化碳被储存（CCS），则可实现负碳排放，因为二氧化碳有效地从大气中去除。这些负排放可以为难以减排的行业抵消其不可避免的碳排放。通过这种方式生产的氢气被称为带有碳捕获与存储（HyBECCS）技术的生物氢[11]。Rosa等人[12]估计，使用CCS的生物甲烷基SMR技术的二氧化碳排放量为每千克氢气-11.6至-8.84千克。他们的数据基于Antonini等人的生命周期分析[13]，该分析涵盖了生物甲烷的生产和管理过程。
对于HyBECCS的发展而言，与SMR结合的CCS技术的可扩展性和成熟度至关重要。自2003年Lipman详细研究了不同规模工厂的投资成本以来[3]，SMR与CCS技术的进步显著。国际能源署（IEA）报告称2013至2020年间有三个生产蓝氢的工厂建成[14]。投资成本大幅下降，反映了技术的显著成熟。Rosa等人[12]指出SMR技术的成熟度较高（TRL 9），而配备CCS的SMR技术成熟度为7–8。例如，一个日产量214,286千克氢气的工厂在2020年的投资需求为3.0896亿欧元[4]，而在2003年这一规模工厂的投资需求约为现在的2.46倍，体现了近二十年的技术进步[15]。
生物气通过厌氧消化产生，这是生物甲烷生产的第一步。尽管这一过程已相当成熟（效率通常在72%至85%之间[16]，但仍需进一步研究。Nayeri等人[17]证明，通过应用新的物理、化学和生物预处理技术，可以提高厌氧消化系统的整体效率，从而增加甲烷产量。Zainab B等人[18]使用小型生物气消化罐进行了研究，以提升厌氧消化过程的生物气产量。生物气生成后会被转化为生物甲烷。这一转化过程称为“升级”，涉及去除杂质和二氧化碳，最终得到几乎纯度的甲烷，可与传统天然气媲美。
图1概述了HyBECCS的概念：生物甲烷流入现有或新建的重整装置，其中产生的二氧化碳被捕获并储存于长期地质储存设施中。由于所捕获的二氧化碳是生物起源的，每储存一吨二氧化碳即可获得一个负排放信用额度，可用于抵消难以减排行业的碳排放[15]。
Yagüe等人[15]开发了一个参数化的氢气平准化成本（LCOH）模型，涵盖了使用天然气或生物甲烷的重整过程（无论是否采用CCS）。HyBECCS的经济可行性取决于：（i）能否持续获得价格具有竞争力的生物甲烷；（ii）能否靠近安全的二氧化碳储存设施。多项研究表明，西班牙的生物甲烷潜力在44太瓦时至60–90太瓦时之间[19]，最近的 bottom-up 评估预测到2030年这一数字将达到163太瓦时[21]。目前（2024年），已有9个生物甲烷升级设施向电网输送0.64太瓦时的生物甲烷，另有23个在建项目预计将进一步增加1.04太瓦时的输送量[22]。
建立可靠的二氧化碳价值链是HyBECCS的另一个关键要素。为此，欧盟委员会制定了工业碳管理策略，包括化石碳和生物碳的捕获、压缩、运输、利用和存储[23]。面临的挑战包括统一法规、跨境二氧化碳质量标准，以及由于欧盟排放交易系统缺乏对负排放的明确奖励机制而导致的市场激励不足。委员会的最新报告[24]强调了运输网络的重要性，建议将储存设施布局在特定区域以降低成本。报告还讨论了跨境问题，特别是运输和储存的质量标准。二氧化碳捕获及其利用与存储（CCUS）[14]是全球脱碳战略的关键技术。这些技术不仅能够减少大型排放源的二氧化碳排放，还能将捕获的二氧化碳重新用于各种用途（包括建筑材料生产[25]）。在欧洲，这项技术的发展和应用受到高度重视，已被纳入国家能源与气候计划[26]，例如欧盟提出的年度二氧化碳注入目标以及改进CCUS项目的许可程序[27]。英国宣布将大量投资于CCUS项目的早期部署[28]。此外，国际能源署的《温室气体计划》（IEAGHG）报告[29]评估了加速矿物碳化的可行性，认为它是二氧化碳管理的一种可行方法，但由于技术、经济和环境挑战，其商业化程度有限。
为实现适当的生产规模，可利用原产地证书[30]将分布式生物甲烷生产与集中式SMR生产联系起来，后者靠近氢气消费者以及二氧化碳储存设施或工业应用地点。针对西班牙的情况，Sun等人[31]通过分析确定了15个有利于二氧化碳储存的地质结构。西班牙地质调查局（IGME）[32]还确定了103个二氧化碳总储存容量达21吉吨的地点。本研究提供了每个地点的详细信息，包括其储存能力。
在此背景下，本研究评估了HyBECCS在实现西班牙氢能行业脱碳方面的作用。研究了两种过渡方案：（i）所有SMR设施完全用生物甲烷替代天然气，从而实现净负氢气排放，以抵消其他行业的碳排放；（ii）在部分工厂中使用生物甲烷，实现净零氢气排放，其中天然气SMR产生的化石二氧化碳通过HyBECCS产生的负排放来平衡。这两种方案均从LCOH成本、原料可用性和与西班牙国内二氧化碳储存设施的空间时间匹配性角度进行了评估。本研究在西班牙背景下做出了三项贡献：首先，与大多数路线图隐含的假设不同，本研究评估了专门用于CCS的生物氢生产厂如何减少需要对CCS改造的装置数量和现场处理的二氧化碳量；其次，尽管西班牙在生物甲烷方面具有巨大技术潜力，但其推广速度较慢，研究表明依靠负排放可以大幅减少短期内的甲烷需求，即使完全替代天然气仍然是长期目标；最后，本研究指出了规划上的漏洞：尽管已评估了西班牙的二氧化碳储存潜力，但尚未确定最佳的氢气减排源-储存设施组合。本研究明确指出了主要排放源与候选储存设施的匹配方案，为实际实施提供了具体方案。尽管该分析是针对西班牙量身定制的，但方法论框架以及关于结合负排放、生物甲烷部署和二氧化碳储存规划的见解可以转移到其他具有类似储存基础设施的国家。
2. 方法
在西班牙实现氢生产的脱碳需要准确描述当前的生产来源。为此，利用了欧洲氢能观测站数据库[2]，其中包含了按国家划分的氢生产设施的信息（包括产能、产量和所采用的工艺）。在西班牙，共识别出34个生产设施，其中15个使用蒸汽重整（SMR）工艺，并在2023年生产了531,497吨氢气，约占总产量的90%。表1展示了基于重整工艺的西班牙15个氢生产设施的详细信息。
表1. 西班牙基于SMR的氢生产设施的详细信息。
| 设施 | 最终用途 | 生产能力 [吨/年] | 产量 [吨/年] |
|--------------|-------------|-------------------------|---------------|
| San Roque/Algeciras CEPSA | 炼油 | 17,520 | 13,688 |
| Huelva Fertiberia | 氨 | 71,021 | 47,584 |
| Huelva/La Rábida CEPSA | 炼油 | 86,262 | 67,393 |
| Cartagena Repsol | 炼油 | 146,000 | 122,506 |
| Puertoollano Fertiberia | 氨 | 35,511 | 121,343 |
| Puertoollano Air Liquide | 炼油 | 42,000 | 29,976 |
| Puertoollano Repsol | 炼油 | 17,000 | 11,450 |
| Castellón de la Plana BP | 炼油 | 81,904 | 63,989 |
| Tarragona Air Products | 炼油 | 52,774 | 41,231 |
| Tarragona Repsol | 炼油 | 26,000 | 18,479 |
| Sabi?ánigo | 氨 | 159 | 81 |
| Muskiz Repsol | 炼油 | 70,000 | 50,645 |
| La Coru?a Air Liquide | 炼油 | 24,528 | 19,163 |
| La Coru?a Repsol | 炼油 | 24,000 | 17,110 |
| Aviles Nippon Gases Europe | 其他化学品 | 78 | 79 |
2.1. 原料替代：将生物甲烷整合到重整设施中
推进氢生产脱碳的一个直接且技术上可行的途径是用生物甲烷替代作为原料的天然气。这种方法能够在不需要进行重大改造的情况下利用现有基础设施，从而降低投资成本并加速向低碳氢的转型。由于生物甲烷是一种来自有机废弃物、农业工业废弃物或城市废弃物的可再生气体，将其作为原料可以将过程中的二氧化碳排放转化为生物源排放。在重整过程中释放的碳之前已被生物质从大气中捕获。这些生物质正是供给消化器的有机废弃物的来源，从而有效地封闭了碳循环，使净排放量接近于零。因此，部分或完全用生物甲烷替代天然气是一种即时的脱碳措施，同时补充了通过可再生电解法生产氢的过程（尽管后者仍处于部署阶段）。
为了实施用生物甲烷替代天然气，需要确定所需的生物甲烷量及其可用供应潜力。要满足西班牙每年的氢气产量（531,497吨），假设SMR效率为75.9%（20.26千克氢/兆瓦时高位热值 [15]，则大约需要26.1太瓦时的天然气。对于包含碳捕获与封存（CCS）的氢生产（HyBECCS）工艺，由于CCS的存在，效率降至69.1%（18.54千克氢/兆瓦时高位热值 [15]）。如果假设碳捕获效率为90% [15]，生物甲烷的总需求将增加到约28.7太瓦时。这些数字都在西班牙的生物甲烷潜力范围内，根据SEDIGAS的报告 [21]，西班牙的生物甲烷潜力估计为每年163太瓦时。其他机构报告的数值有所不同，EBA（2022年）[19] 报告为44太瓦时，而Naturgy（2019年）[20] 报告为60-90太瓦时。不过，SEDIGAS的报告 [21] 更为最新，提供了按基质和地区划分的详细数据，其中包括覆盖作物的潜力，估计其潜力接近60太瓦时，尽管在西班牙的应用仍然较少。如果不考虑覆盖作物，SEDIGAS [21] 报告的潜力约为100太瓦时，接近Naturgy估计的上限 [20]。由于这两个来源都是西班牙的数据，这个数值可以被视为西班牙的保守估计，大约是目前用于氢生产所需生物甲烷量的3.5倍。然而，西班牙目前的生物甲烷年产量仅为约64吉瓦时 [22]，这突显了释放这一潜力的巨大规模挑战。
使用的生物甲烷平均成本为68.7欧元/兆瓦时高位热值，天然气平均成本为25欧元/兆瓦时高位热值。选定的天然气成本对应于乌克兰战争前的典型值，以确保提出的解决方案相对于当前基于化石燃料的选项的相对成本保持保守。二氧化碳税定为80欧元/吨二氧化碳，名义上涨率为3.5%。
提出的将生物甲烷整合到重整设施中的模型基于分散式-集中式方案。在这种配置下，生物甲烷生产在有机废弃物源头附近（如农业、畜牧业或城市残留物）分散进行，通过厌氧消化生成沼气，然后升级为生物甲烷。生产出的生物甲烷被注入现有的天然气管网，原产地保证证书证明其可再生来源，并确保在整个管网中的可追溯性，使其能够运输和分配到SMR工厂。在这些集中式设施中，生物甲烷被用作氢生产的原料。这种配置结合了本地可再生气体生产的优势与大规模氢生产的生产效率。
设施的投资和维护成本数据来自Yagüe等人 [15]。公式（3）给出了不包含CCS的SMR设施的投资（INV, �）与其产能（TPA, 吨/年）的关系，而公式（4）给出了包含CCS的投资。在不包含CCS的工厂中，维护成本为0.096欧元/千克氢，当应用CCS时增加到0.148欧元/千克。加权平均资本成本设定为8%，项目寿命为25年。
上述投资和维护成本的计算适用于新资产。换句话说，没有考虑对现有工厂进行改造的情况。这种选择得出的成本估计较为保守，也避免了需要了解每个设施当前状况的详细信息。
2.2. 碳捕获与封存（CCS）的整合
蒸汽重整过程本身会产生富含二氧化碳的流体，便于通过成熟的技术（如胺吸收、吸附或膜分离）进行分离和后续捕获。这一特点使得重整工厂特别适合实施碳捕获与封存（CCS）或碳捕获、利用与封存（CCUS）系统。
在这个框架内，提出的模型考虑从所有或部分现有设施捕获二氧化碳，然后将其运输到合适的地质储存地点。根据生物甲烷替代天然气的程度，整个系统可以实现净零排放甚至负排放。这种方法增强了生物甲烷作为关键能源转型载体的作用，同时加强了短期内氢生产脱碳的技术和经济可行性。
对基于生物甲烷的SMR产生的氢进行生命周期分析显示，当考虑整个价值链时，净负排放量在?11.6至?8.84千克二氧化碳/千克氢的范围内 [13]。为了避免这种波动，本研究仅考虑了CCS步骤的直接负排放量，设定为?8.64千克二氧化碳/千克氢 [7]，与参考文献[13] 中报告的最低绝对值一致。
2.3. 成本优化和地理空间评估
所描述的过程涉及使用生物甲烷替代天然气以及捕获二氧化碳的运输和储存所产生的额外成本。在Yagüe等人 [15] 的研究中，在标准假设下分析了HYBECCS系统的氢平准化成本（LCOH），考虑了二氧化碳的运输和储存成本。相比之下，当前工作专注于针对实际案例情景的这些成本的具体优化，该案例由一组现有的重整设施（即二氧化碳排放源）与不同的地质储存选项相关。为此进行了地理空间分析，以识别位于重整工厂附近的潜在二氧化碳储存地点。评估了运输距离、储存容量、地质构造类型以及每个选项的技术和经济可行性等参数。
该方法论框架有助于识别最小化总系统成本的同时最大化HYBECCS过程净排放减少潜力的最佳运输-储存配置。
由于生物甲烷生产过程中产生的二氧化碳需要被捕获并运输到储存地点，因此分析了距离生产点最近的储存设施。图2显示了SMR生产设施的位置以及IGME确定的储存地点。
图2. 左侧是SMR氢生产设施 [2]；右侧是地质储存地点 [32]。
提出的模型考虑在重整设施处捕获二氧化碳，然后将其运输并储存在选定的地点。运输成本主要取决于管道长度和年平均二氧化碳流量，而储存成本取决于储存设施的容量。
为了估算二氧化碳运输成本，使用了由美国能源部化石能源和碳管理办公室（FECM）支持的开源工具FECM/NETL二氧化碳运输成本模型（CO2_T_COM）[33]。该模型根据多个变量估算二氧化碳管道成本。在本研究中，使用了连接每个氢生产设施与其最近储存地点的每条管道的具体长度和年平均二氧化碳流量值。
对于二氧化碳储存成本，数据来自Navigant [34]，该机构根据总储存容量报告了成本。研究为不同储存容量（200、66和40百万吨二氧化碳）的地点提供了参考值（表2）。基于这些数据，推导出了储存容量与特定储存成本（欧元/吨二氧化碳）之间的关系（表2）。
表2. Navigant [34] 报告的二氧化碳储存成本参考值。
| 储存容量（百万吨二氧化碳） | 200.0 | 66.0 | 40.0 |
| ----------------------|------|------|
| 储存成本（欧元/吨二氧化碳） | 2 | 5 | 13 |
为了将这种关系纳入建模框架，储存成本根据容量Q进行了建模，使用参考文献[34]中的参考值（范围在200百万吨二氧化碳到40百万吨二氧化碳之间）。由此得出公式（5）。
(5) �Storagecost[�tCO2] = 655.93×Q[MtCO2]?1.107
由于重整设施已经建成，经济分析的重点是确定最佳方案，即优先考虑减少运输距离以靠近最近的储存地点，或者优先选择容量较大的储存地点，即使这涉及更长的距离。
3. 结果
3.1. 不同二氧化碳储存配置策略的评估
为了评估不同二氧化碳储存配置的可行性和成本效益，评估了两种替代策略。第一种策略将每个重整设施分配给最近的地质储存地点，从而最小化运输距离。第二种策略探索将排放量导向少数几个容量更大、质量更高的储存地点的潜在好处。
表3展示了第一种策略的结果，即将重整设施与最近的地质储存地点匹配。表格报告了选定的储存地点、每个项目到该地点的距离，以及如果需要储存所有排放的二氧化碳，储层提供的储存容量年数。这种策略导致的平均运输和储存成本为17.5欧元/吨二氧化碳。
表3. 将重整设施分配给最近的地质二氧化碳储存地点：选定地点、运输距离和假设所有来自识别设施的二氧化碳都被注入的储存容量年数。
| 设施 | SMR设施 | 运输 | 氢产量 [吨] | 二氧化碳排放 [千吨] | 储存容量 [百万吨二氧化碳] | 储存容量 [年] | 储存成本 [欧元/吨二氧化碳] | 运输成本 [欧元/吨二氧化碳] |
|---------------------------|-----------------|------------|-----------------|-----------------|-------------------|-------------------------|
| San Roque/Algeciras CEPSA | 13,688 | 119.6 | 3 | BG-GF-02 | 11.9 | 100 | 42.2 | 228.8 |
| Huelva Fertiberia | 47,584 | 415.8 | 4 | BG-GF-01 | 16.8 | 121 | 161.7 |
| Huelva/La Rábida CEPSA | 67,393 | 343 | 8 | BG-GF-08 | 13.4 | 386 | 502.8 |
| Cartagena Repsol | 122,506 | 107 | 0.7 | BG-GE-08 | 13.4 | 386 | 284 |
| Puertoollano Fertiberia | 21,343 | 186.5 | 5 | BG-GE-10 | 47.4 | 142 | 256 |
| Puertoollano Air Liquide | 29,976 | 261.9 | 11 | PE-GF-04 | 154 | 44.7 |
| Puertoollano Repsol | 11,450 | 100.0 | 7 | IT-GF-04 | 86.0 | 154 |
| Castellón de la Plana BP | 63,989 | 559.2 | 7 | Zona Enlace - Bunt | 121 | 12.5 | 706 |
| Tarragona Air Products | 41,231 | 136.0 | 170 | PE-GF-04 | 21.3 | 122 | 111 |
| Tarragona Repsol | 18,479 | 161.5 | 107 | PE-GE-13 | 318 | 4.0 |
| Sabi?ánigo | 107 | 19.3 | 133 | 8 | 167 | 239.3 |
| Muskiz Repsol | 50,645 | 442.6 | CD-GE-03 | 47.2 | 107 | 91 |
| La Coru?a Air Liquide | 19,163 | 167.4 | CD-GF-03 | 139 | 248 |
| La Coru?a Repsol | 17,110 | 149.5 | 248 | 9 | 94 |
| Aviles Nippon Gases Europe | 58 | 70 | 51.3 | 9 | 161.6 | |
| TOTAL | 531,497 | 464.5 | | |
表4 在第二种策略假设下检查了相同的设施，其中二氧化碳被运输到四个质量更高、容量更大的储存地点之一，而不是最近的储存地点。这种策略导致的平均成本非常相似（18.2欧元/吨二氧化碳）。
表4. 将重整设施分配给四个地理位置优越、容量更大的储存地点之一。
| 设施 | SMR设施 | 运输 | 氢产量 [吨] | 二氧化碳排放 [千吨] | 储存地点 | 储存容量 [百万吨二氧化碳] | 储存容量 [年] | 储存成本 [欧元/吨二氧化碳] | 运输成本 [欧元/吨二氧化碳] |
|---------------------------|-----------------|------------|-----------------|-----------------|-------------------------|-------------------------|
| San Roque/Algeciras CEPSA | 13,688 | 119.6 | BG-GF-01 | 116.8 | 193 | 156 | 0 | 216.8 |
| Huelva Fertiberia | 47,584 | 415.8 | 4 | BG-GF-01 | 168 | 134 | 161.7 |
| Huelva/La Rábida CEPSA | 67,393 | 343 | 8 | BG-GE-08 | 13.4 | 386 | 502.8 |
| Cartagena Repsol | 122,506 | 107 | 0.7 | BG-GE-08 | 13.4 | 386 | 502.8 |
| Puertoollano Fertiberia | 21,343 | 186.5 | 5 | BG-GE-10 | 47.4 |股权问题也有所不同：管道将地方性影响分散到各个地区，而储存枢纽则集中了人们所感知的风险，因此在两种情况下都可能需要利益共享机制来平衡地方负担和系统范围的脱碳收益。鉴于这些权衡，后一种情景被认为更具可行性，因为它减少了所需的储存站点数量。地质碳储存——特别是陆上储存——可能会面临较高的社会接受风险和许可复杂性，因为当地社区可能将储存视为长期的环境责任（例如，对泄漏、诱发地震和地下水影响的担忧），并可能质疑将风险集中在一个“托管”地区的公平性。因此，即使以增加管道长度为代价，减少储存地点数量的基础设施设计在实践中也是有利的：它限制了直接面临储存相关问题的社区数量，减少了必须成功完成的场地特征描述和储存许可流程的数量，从而可能降低进度风险。因此，选择储存优化情景作为后续部分的基础。图3展示了两种替代方案在储存站点方面的情况。
3.2. LCOH的计算
根据Yagüe [15]之前计算的成本和LCOH框架，确定了15个SMR氢生产设施的LCOH。虽然之前的分析使用了通用的运输和储存成本，但这里的计算考虑了每个设施之间的具体距离、二氧化碳排放的质量流量以及可用的地质储存站点，从而能够进行更加定制化和精确的LCOH估算。该分析评估了西班牙氢脱碳的技术和经济可行性。第一步是估算未改良灰色氢的平准化成本（LCOH），并将其与HyBECCS方案进行比较。如方法部分所述，HyBECCS考虑了生物甲烷相对于天然气的价格溢价以及所有的二氧化碳捕获、运输和储存成本。图4显示了按每个设施的生产量加权的灰色氢平均LCOH的分解，而图5显示了带有二氧化碳捕获和储存的生物氢生产的相应分解，同样按设施产出加权。结果表明，灰色氢与带有二氧化碳捕获和储存的生物氢之间存在明显的成本差异。主要驱动因素是生物甲烷相对于天然气的较高成本，这一成本仅部分被获得的碳信用额度所抵消，相比之下，灰色氢的二氧化碳排放成本较低。附件中的表A1和表A2收集了每个设施的数据。
3.3. 西班牙氢生产的脱碳成本
在西班牙实现氢生产的脱碳需要对技术路径及其相关的经济影响进行全面评估。本节评估了用生物甲烷替代天然气并应用碳捕获和储存（CCS）以实现低碳或净零氢的成本影响。基于估算的氢生产水平，量化了相应的二氧化碳排放量，以确定每种路径的减缓潜力。比较了两种情景：(A) 用生物甲烷完全替代天然气，以及 (B) 部分替代，以实现净零氢生产。在这两种情景中，分析包括所选地点的二氧化碳运输和储存成本、按设施规模缩放的投资成本，以及生物甲烷和天然气的原料价格。在情景A中获得的平均LCOH之前已在图5中显示，总年度成本为18.89亿欧元（比当前的灰色氢生产高出约5亿欧元）。图6显示了保持灰色氢LCOH不变所需的二氧化碳税率，为157.23欧元/吨二氧化碳。未改良部门的负排放量总计为-459万吨，这些排放可以很容易地储存在之前提到的四个储存站点中，这些站点的总容量为1982万吨二氧化碳。所需的生物甲烷量为28.7太瓦时，这一数值与西班牙的长期生产潜力相符。附件中的表A3提供了设施级别的详细信息。
情景B中，只有五个生产设施转换为生物甲烷并进行了CCS改造，这足以实现净零氢生产。这五个设施是根据包含二氧化碳运输和储存成本后的最低LCOH选定的，即在用生物甲烷和CCS替代最经济可行的设施。根据这一标准，只需要两个地质储存站点：Almonte（BG-GF-01）和Murcia B-1（BG-GE-08），这两个站点总共提供6.3万吨二氧化碳的储存容量。这种配置实现了净零解决方案（实际上为负排放-52千吨二氧化碳）。所选设施的平均LCOH为3.44欧元/千克，而目前的灰色氢为2.58欧元/千克。因此，它们的总年度成本从当前的6.98亿欧元上升到9.28亿欧元。附件中的表A4提供了设施级别的详细信息。
情景B在技术上是可行的，但需要政策支持来防止生产者之间的成本不对称。在自由化市场中，HyBECCS的早期采用者可能会面临先动者的劣势，如果竞争的灰色生产商仍然保持较低的成本；因此，仅靠二氧化碳价格可能不足以确保实施。情景B则被视为一种政策支持的路径，在这种路径中，增量成本被社会化（例如，通过低碳氢义务和由税收资助的结算机制或“差额合同”（CfD）形式的溢价），确保超成本由氢消费者分担，而不仅仅是首先进行脱碳的工厂承担。图7显示了在情景B中生产HyBECCS的选定设施维持当前LCOH所需的激励措施。这一溢价相当于69.91欧元/吨二氧化碳，意味着相应的二氧化碳税率为149.91欧元/吨二氧化碳。
图4和图5显示，原料价格和二氧化碳税率对LCOH有显著影响。为了量化这种效应，进行了敏感性分析。根据每个设施的氢生产量加权的平均LCOH被评估了不同的原料成本（生物甲烷和天然气）和二氧化碳税率水平。运输距离和捕获效率没有变化，因为它们对LCOH的贡献非常小。图8总结了这一分析的结果。对于HyBECCS，每增加10欧元/兆瓦时·高热值（MWh-HHV）的生物甲烷成本，LCOH增加0.54欧元/千克；每增加10欧元/吨二氧化碳的二氧化碳税率，LCOH减少0.12欧元/千克。对于灰色氢，每增加10欧元/兆瓦时·高热值的天然气成本，LCOH增加0.49欧元/千克；每增加10欧元/吨二氧化碳的二氧化碳税率，LCOH增加0.12欧元/千克。
分析表明，从生物甲烷结合二氧化碳捕获和储存生产生物氢在技术和经济上是可行的途径，可以用于西班牙当前灰色氢生产的脱碳。这种方法利用现有的天然气基础设施将生物甲烷运输到重整厂，同时显著减少二氧化碳排放。从技术和资源可行性的角度来看，支持这一转型所需的生物甲烷量完全在西班牙的可再生气体潜力范围内；然而，它仍然远高于当前的生产水平，这强调了加快生物甲烷部署的必要性，而不是构成资源限制。评估了两种替代情景以评估这一转型的规模和影响。在情景A中，当前重整厂使用的所有天然气都被生物甲烷替代（28.7太瓦时/年），假设所有现有设施都进行了CCS改造，并将459万吨二氧化碳每年注入地质储存。在情景B中，只有五个重整厂进行了CCS改造并使用生物甲烷运行——足以实现系统的净零氢生产。这种配置每年需要14.6太瓦时的生物甲烷，并涉及将234万吨二氧化碳每年注入两个地质储存站点，大大减少了所需的CCS基础设施。
技术上，情景B更受青睐，因为它通过较少的改造设施和较小的CCS网络实现了气候中和，从而降低了基础设施的复杂性以及与多个储存地点相关的许可和社会接受约束。从经济竞争性来看，情景B的增量成本为0.43欧元/千克氢（每年2.3亿欧元），相当于当前生产成本的17%增加（每年13.88亿欧元），同时实现了52万吨二氧化碳的负排放。这些结果表明，在假设条件下，HyBECCS在经济上是可行的，但其竞争力仍受生物甲烷可用性和定价的影响，以及避免/负排放的货币化。运输距离和捕获效率没有包括在敏感性分析中；然而，这些限制并不改变总体结论。对于配备CCS的设施，考虑的投资和维护成本对应于新资产，因此得出的是保守的成本估计。未来的工作应考虑每个设施的具体特征，包括布局限制、年龄和其他特定于站点的限制，以便更好地反映现实世界的实施条件。对二氧化碳运输成本的进一步分析表明，以非常低的流量运行的管道会受到高特定运输成本的惩罚。为了减轻这种效应，排放源应被集中并通过共享管道和枢纽连接，优先选择主干线路配置而不是许多利用率低的小管道。实际上，这意味着储存站点的选择和将排放工厂分组到运输走廊是提高HyBECCS整体成本效益的关键设计杠杆。最后，这种途径的部署依赖于政策和监管。在西班牙，CCS仍处于发展的早期阶段，尚未建立专门的监管框架来促进其大规模实施。目前，在欧盟排放交易系统（EU ETS）下，负排放没有得到认证。然而，欧盟政策正在通过采纳CRCF Regulation (EU) 2024/3012 [35] 来发展，该法规规定了如何将负排放纳入排放交易；因此，我们情景分析中的碳信用条款应被视为一种前瞻性的政策案例。
总体而言，研究结果确认了HyBECCS作为西班牙氢生产脱碳的补充途径在技术上的合理性和经济上的可行性，前提是生物甲烷的部署和二氧化碳基础设施规划并行推进。它们还强调了需要制定监管发展、协调二氧化碳运输和储存网络的规划（包括排放源的集中），以及有针对性的政策支持，以释放这种方法在西班牙更广泛的能源转型战略中的全部潜力。这里开发的方法框架可以很容易地适应其他具有合适生物甲烷潜力、现有天然气基础设施和地质储存选项的国家，为国家的HyBECCS途径提供可转移的评估工具。
