目前，低排放氫氣的生產(chǎn)成本高于未減排量的化石燃料，而這是導(dǎo)致全球生產(chǎn)份額有限的一個關(guān)鍵因素。

電解水制氫產(chǎn)生的碳排放

到目前為止，已經(jīng)宣布了大量的水電解器項目，如果所有項目都能實現(xiàn)，到2030年全球裝機容量將達到240吉瓦。這一部署水平與滿足各國在APS中的氣候目標(biāo)所需的水平非常相似。其中一些項目直接連接到可再生能源，另一些項目連接到電網(wǎng)，或者使用專用可再生發(fā)電廠和電網(wǎng)的混合電力。

在使用直接連接的可再生能源發(fā)電廠的電力的情況下，假設(shè)排放為零，而使用電網(wǎng)電力的排放影響取決于電力系統(tǒng)及其運行中的技術(shù)和燃料組合(見圖1)。如果只使用電網(wǎng)電力，達到氫的低排放強度也需要電網(wǎng)的低排放強度。例如，將制氫的排放限制在2 kg CO2-eq/kg H2，則要求電網(wǎng)電力的排放強度為40 g CO2-eq/kWh或更低。例如，在歐盟內(nèi)部，目前只有瑞典的電網(wǎng)排放強度如此之低，為10 g CO2-eq/kWh。對于1 kg CO2-eq/kg H2，閾值降至20 g CO2-eq/kWh，沒有任何G7成員國達到(如果不考慮瑞典作為歐盟的一部分)。

圖1 電網(wǎng)電力的排放強度以及電網(wǎng)和專用可再生電力的混合對氫排放強度的影響

在高峰負荷時段使用電網(wǎng)電力可能意味著天然氣發(fā)電廠可以滿足制氫的額外電力需求，導(dǎo)致排放量為24-32 kg CO2-eq/kg H2(取決于天然氣供應(yīng)的上游和中游排放)，比不使用CCS的天然氣直接制氫排放量高出兩倍多。如果水電解的電力需求在基本負荷時段得到滿足，電力需求可能來自直接排放幾乎為零的發(fā)電廠，如水電或核電，但也可能來自排放量較大的發(fā)電廠，如燃煤發(fā)電廠的排放為50-57 kg CO2-eq/kg H2。如果在太陽能光伏或風(fēng)能電力供應(yīng)過剩的時候使用電力，那么使用這些被削減的電力將導(dǎo)致直接排放為零。

對氫認證系統(tǒng)的建議

考慮到使用電網(wǎng)電力的不同結(jié)果，許多認證系統(tǒng)和法規(guī)都包括了一些條款，以確保氫氣生產(chǎn)的額外電力需求不會導(dǎo)致化石燃料發(fā)電的增加或削弱電力系統(tǒng)的運行。這可以通過附加要求以及作為監(jiān)管鏈的一部分施加與時間和地理相關(guān)性相關(guān)的條件來實現(xiàn)：

附加性是指用于制氫的電力必須來自新發(fā)電能力，而不是依賴現(xiàn)有工廠的可再生電力，這些電力已經(jīng)被用于其他部門的脫碳電力消耗。電力購買協(xié)議可以將氫氣生產(chǎn)的電力需求與新的可再生能源(或核能)發(fā)電聯(lián)系起來。

通過施加進一步的限制來平衡特定時間段(例如每小時、每月、一年的季度)的需求和發(fā)電量，可以實現(xiàn)氫氣生產(chǎn)和可再生能源(或核能)發(fā)電之間的時間相關(guān)性或同步。

地理相關(guān)性應(yīng)避免在供需地點之間的電網(wǎng)中產(chǎn)生潛在的瓶頸。例如，在預(yù)先存在電網(wǎng)擁堵的情況下，可再生電力裝置和氫氣生產(chǎn)工廠應(yīng)該位于潛在瓶頸的同一側(cè)。

例如歐盟在可再生能源指令I(lǐng)I修正案中的一項授權(quán)法案中，詳細說明了用于生產(chǎn)氫和衍生燃料的電力的附加性、時間和地理相關(guān)性的要求。其他系統(tǒng)例如德國H2Global，英國低碳氫標(biāo)準(zhǔn)，氣候債券標(biāo)準(zhǔn)和認證計劃，GH2綠色氫標(biāo)準(zhǔn)，T?V S?D標(biāo)準(zhǔn)CMS 70。

國際能源署情景下氫氣生產(chǎn)的排放強度和成本

隨著各國努力實現(xiàn)其氣候承諾，低排放氫氣在全球總產(chǎn)量中占比將會不斷提高，低排放制氫技術(shù)也將更廣泛部署，氫的排放強度也將逐步得到降低。支持采用低排放氫的政策措施也將導(dǎo)致低排放氫的成本進一步降低，例如，通過降低電解槽和可再生電力的成本來推動。以下各節(jié)利用國際能源署的情景說明排放強度和成本的這些潛在發(fā)展。

氫生產(chǎn)的排放強度

目前全球制氫的平均排放強度為12-13 kg CO2-eq/kg H2。在國際能源署的既定政策情景(STEPS)中，由于天然氣供應(yīng)的上游和中游排放減少以及低排放氫技術(shù)的部署，到2030年，氫氣生產(chǎn)的全球平均排放強度略有下降，為11-13 kg CO2-eq/kg H2，到2050年為10-11 kg CO2-eq/kg H2(見圖2)。

圖2  2021-2050年各情景制氫排放強度

在APS中，到2030年全球平均排放強度降至約9-10 kg CO2-eq/kg H2。到2050年，排放強度降至2.7 ~ 3.0 kg CO2-eq/kg H2。在NZE情景中，到2030年全球平均強度達到6-7 kg CO2-eq/kg H2，到2050年達到0.8-0.9 kg CO2-eq/kg H2。在所有情況下，這些值應(yīng)理解為不同產(chǎn)氫路線的平均強度。例如，在NZE情景中，到2050年平均為0.8-0.9 kg CO2-eq/kg H2反映了生產(chǎn)加權(quán)平均值，這在很大程度上受到電解制氫(2050年排放強度為零)和利用CCS從天然氣制氫的平均強度為1.8 kg CO2-eq/kg H2的影響。

制氫成本

今天，低排放的氫氣生產(chǎn)仍然比未經(jīng)減排的天然氣和煤炭生產(chǎn)更昂貴。例如，沒有CCS的天然氣制氫成本約為1-2.5美元/kg H2(取決于天然氣價格)，而在擁有良好太陽能光伏或陸上風(fēng)能資源的地區(qū)，利用可再生電力制氫的成本在3-4美元/kg H2之間，較高的成本阻礙了低排放氫的使用。

目前化工行業(yè)現(xiàn)有制氫工廠的年齡約為10-15年，與30年的技術(shù)壽命相比相對較短，這可能進一步減緩低排放制氫技術(shù)的采用。然而，用CCS改造現(xiàn)有的SMR工廠可能是近期的選擇。即使出于成本原因，這些改造只關(guān)注SMR工廠的高濃度、與過程相關(guān)的二氧化碳流，與未減排量的工廠相比，它們也可以減少約50%的排放量，而生產(chǎn)成本僅增加約18%。這種部分捕獲的二氧化碳排放仍然導(dǎo)致6 kg CO2-eq/kg H2的排放，但在向清潔能源系統(tǒng)過渡的過程中，將允許繼續(xù)使用一些較年輕的現(xiàn)有工廠。

到2030年，與使用CCUS從化石燃料生產(chǎn)氫和氨相比，由于可再生能源電力成本的進一步降低，以及電解器技術(shù)和成本的提高，可再生能源生產(chǎn)氫和氨的成本預(yù)計將大幅下降。然而，利用可再生電力生產(chǎn)氫氣和氨的成本在不同地區(qū)和國家之間將有所不同，這取決于當(dāng)?shù)乜稍偕Y源的特點和潛力。氫和氨的低排放生產(chǎn)和供應(yīng)方案將取決于當(dāng)?shù)氐那闆r和機會，同時考慮到排放強度、供應(yīng)量和負擔(dān)能力等因素。

在擁有豐富的低成本可再生電力資源的地區(qū)，或擁有廉價化石燃料和二氧化碳儲存的地區(qū)，使用低排放技術(shù)生產(chǎn)氫氣可以在短期內(nèi)與有增無減的路線相競爭。STEPS反映了迄今為止已采取或宣布的政策，在該情景中，到2030年，全球氫需求仍主要由未減少的化石燃料生產(chǎn)所覆蓋(見圖3)。低排放制氫技術(shù)的采用仍然有限，在部署這些技術(shù)的地方，它們主要取代了煉油部門和化學(xué)工業(yè)現(xiàn)有的未減少的生產(chǎn)。

圖3  2021年和2030年全球和G7制氫成本概況，以滿足氫需求

在APS中，假設(shè)每個國家宣布的所有氣候承諾都能按時全額實現(xiàn)，現(xiàn)有應(yīng)用的氫需求最初繼續(xù)由有增無減的化石燃料生產(chǎn)來滿足，這可以在許多地區(qū)(主要是七國集團成員國以外)實現(xiàn)最低的生產(chǎn)成本。

然而，隨著時間的推移，在一些地區(qū)，隨著低排放生產(chǎn)成本的下降，使用低排放技術(shù)生產(chǎn)氫氣的成本將比基于化石燃料的生產(chǎn)成本更低，從而導(dǎo)致一些排放密集型生產(chǎn)資產(chǎn)的更換。此外，低排放的氫和氨滿足了鋼鐵生產(chǎn)或長途運輸?shù)刃掠猛救找嬖鲩L的需求。由于可再生能源和電解槽成本的快速下降，以及二氧化碳定價等政策的推動，NZE情景中的使用量甚至更大。在APS和NZE方案中，在脫碳目標(biāo)的推動下，新應(yīng)用中的氫需求幾乎完全由低排放技術(shù)生產(chǎn)的氫來滿足。一小部分氫氣需求由電網(wǎng)供電的電解產(chǎn)生的氫氣來滿足，用于補充專用可再生發(fā)電的電力供應(yīng)，并增加電解槽的運行時間和負載系數(shù)。