绿氢政策制定指南-IRENA&ampamp;氢能联盟课件

GREENYDROGEN政策制定指南A GUIDE TO POLICY MAKING4GREENYDROGEN政策制定指南4 IRENA 2020除非另有规定，本出版物中的材料可以免费使用共享复制、转载、印刷和/或保存，但要适当声明IRENA 作为这些资料的来源及版权所有人本出版物中第三方提供的材料可能另有使用规定和限制条款约制，使用前可能需要征得这些第三方机构的相应许可.978-92-9260-341-0本文件为Green hydrogen:A guide to policy making)的,本，ISBN:978-92-9260-286-4(2020)IRENA(2Q2O),绿:政策制定指南,国际可再生能源机构，阿布扎比,中文译本与英文原版的内容不一致，以英文版为准关于IRENA国际可再生能源机构(IRENA)是开展国际合作的主要平台、优秀人才中心，是政策、技术、资源和金融知识资源库，同时也是全球能源系统转型的切实推动者。作为成立于2011年的国际政府间组织，IRENA 旨在促进各种可再生能源的广泛应用和可持续利用，包括生物能源、地热能、水能、海洋能源、太阳能和风能，以实现可持续发展、能源获取、能源安全和低碳经济发展和繁荣。www.irena.org致谢本报告根据各位专家的审稿修改意见进行了修改.包括Cedric Philibert(独立咨询顾问)、Matthias Deutsch(Agora Energiewende).Frank Wouters(欧盟-海湾合作委员会清洁能源技术网络)Ruud Kempener(欧洲委员会-DG能源).Antonellodi Pardo(GSE S.pA)Jose Miguel Bermudez 和PeerapatVithayasrichareon(国际能源机构)、Pierpaolo Cazzola 和Matteo Graglia(ITF)、Karl Hauptmeier(Norsk e-Fuel)、Massimo Santarelli(都灵理工大学).Duncan Gibb(REN21).Thierry Lepe您q(Soladvent).Hergen Thore Wolf(Sunfire GmbH)Kirsten Westphal(SWP),Ad van Wijk(代尔夫特理工大学1.Rina Bohle Zeller 和Andrew Gordon Syme Mcintosh(维斯塔斯)IRENA 同事也对本报告做出了要贡献，包括D olfGielen.DialaHawila、Emanuele Taibi.Paul Durrant.Raul Miranda.Barbara Jinks.Nicholas Wagner.Sufyan Diab、Jinlei Feng和Abdullah Abou Ali.本报告在Rabia Feiroukhi的指导下，由Emanuele BiancoDHerib Blanco著述.下载网址：www.irena.org/publications关于更多信息或本报告的反馈信息，请发送邮件至publicationsirena.org0免责声明本出版物及使用的材料是“按原样提供。IRENA釆取了所有合理的防范措施，确认本出版物使用材料的可靠性，但是，IRENA或其高级管理人员、代理人，或数据及其他第三方内容提供者均不提供任何形式的担保，无论是明示还是暗示，并且不对使用本出版物或所用材料产生的任何后果负责或承担任何义务。本报告信息不一定代表IRENA所有成员国的意见。本报告提及的具体公司、项目或产品不代表IRENA支持或推荐，也不意味着这些公司、项目或产品优于本报吿未提及的其他类似公司、项目或产品。本报告提及的材料名称和描述也不代表IRENA对区域、国家、领土、城市或地区或主管部门的法律地位以及边境或地界划分有任何意见。02 IRENA 2020除非另有规定，本出版物中的材料可以免目录前言04关于本指南051绿氢：现状、驱动因素和面临的障碍绿氢：现状、驱动因素和面临的障碍.061.1.不同颜色的氢能0812绿氢的新兴驱动因素101.3.绿氢发展的障碍131.4.绿氢的支持政策162.绿氢绿氢政策制定的四大支柱政策制定的四大支柱.182.1.政策支柱1:国家能源战略1922政策支柱2:确定绿氢政策优先顺序2623政策支柱3:来源保障认证制度2924政策支柱4:治理体系和有利政策313 绿绿氢的支持政策氢的支持政策.3431电解政策支持363.2.氢能基础设施的政策支持.383.3.X业应用领域中氢气的政策支持403.4.航空领域合成燃料的政策支持4235海运领域氧能使用的政策支持444.结论结论 .46参考文献.48图片来源.50缩略语和度量单位.51图表图1.1.能源体系中绿氢的生成、转换和终端使用,.07表2.1.来源保障认证实例.29图12氢能的不同颜色标号.08图1.3.氢气生产成本取决于电解槽系统成本、电价和运转时长.14方框图1.4.筑能价值落各个环节的全球性氯能政策数量16方框1.1.绿氢在不同能源转型场景中的作用12图2.】.国家战略制定步驟20方1.2.绿氢的主要成本因素14图2.2.2018年6月和2020年11月期间政府发布的氢能相关倡议书.22方推】.3.电网电力电解过程产生的氢气15图2.3.欧盟氢能源战略制定的主要方面和工具.25方框2.1.欧盟氯能源战略24图2.4.氢能是终端领域几种脱碳途径的补充选择.27图2.5.能源生命周期排放保证（说明）30图3.1.氢能价值链各环节难题与政策3503目录前言 刖言世界正面临着全球气候变化的重大挑战。2015年，国际社会积极釆取行动，目的是将本世纪全球平均气温较前工业化时期的升幅控制在2览之内。越来越多的国家承诺，到本世纪中期达到二氧化碳（COJ净零排放，实现气温升幅低于1.5C实现深度或完全脱碳经济需要所有经济行业齐心协力，釆取广泛行动。我们才刚刚取得甚微的减排成就。据估计，在全球新冠肺炎（COVID-19）疫情传播和各国釆取隔离措施之后，2020年前6个月二氧化碳排放量比2019年同期减少了8.8%（Liu等，2020）。但是，要实现持续性长期减排，我们一定要让全球能源生产、消费和基础社会经济体系完成结构性改变和转型.能源转型需要实现发电行业从化石燃料转向太阳能和风能等可再生能源的重大变化，需要提高能源效率以及广泛实现汽车、建筑供暖和制冷领域的电气化。然而，不是所有部门或行业都容易实现从化石燃料到电力的转変。很难实现电气化（因此也很难实现减排）的行业包括钢铁、水泥、化工、长途公路运输、海运和航空运输（IRENA,2020b）绿氢能够在不断增长的可持续性可再生能源发电量与难以实现电气化的行业之间建立一种联系（IRENA,2018）o 一般来说，氢是一种能源载体，适用于远离电网或能量密度高的领域，并且可以作为化工原料，合成一系列燃料和原料。绿氢的其他好处还包括：提高能源体系的灵活性和存储实现大幅减排须兼具技术可行性和经济适用性。IRENA全球可再生能源展望报吿提出了在2050-2060年期间能力，以支撑波动性可再生能源（VRE）的进一步利用;实现净零排放的远期目标。更深度脱碳目标表明我们有潜提高能源安全；减少空气污染；以及其他社会经济效益,例如促进经济增长、创造就业机会以及提高工业竞争力.然而，緑氢要发挥其全部的潜力，就必须要克服一些障报(IRENA,2020a)。碍，而成本是主要的障碍。要解决这些障碍以及实现绿氢从小众能源转变为广泛应用的能源载体，我们需要在技术准备、市场渗透和市场增长的每个阶段制定专门的政策,想要克服初期阻力和达到市场渗透的最低门槛，我们需要一种整体性的政策制定方法，这种方法依靠四大中心支柱：建立国家氢能战略、提岀政策优先顺序、建立治理体系和有利政策、创建绿氢来源保障制度。力加快行动实施，降低CO?排放，同时在能源转型期间实现1:L5-5（即，每投入1美元回报L5至5美元）的经济回04刖言世界正面临着全球气候变化的重大挑战。2015年，国际社 关于本指南本出版物是系列综述的第一册，主要目的是指导政策制定部门设计和执行绿氢支持政策，以将绿氢发展为一种实现能源行业脱碳的可行方案。本指南由三章组成。第一章重点介绍绿氢的现状、驱动因素以及面临的难题。第二章探讨了国家制定氢能支持政策的政策支柱，第三章提出了绿氢价值莅各个环节的主要政策建议。即将要发表的这份政策综述将针对性的解决供应端问题，包括电解和基础设施。接下来的若干政策综述首先将探讨在很难实现减排行业中支持绿氢不同用途的具体政策，包括工业应用领域和长途运输领域（空运、海运）。其中部分政策建议在本文第三章有所呈现。将来发表的政策综述还会探索氢能的小众应用领域，如发电和供热，以及陆路运输，每一份这些政策综述都会介绍一些相关的案例硏究，总结以往经验，为各国政府探索绿氢进一步应用的支持政策奠定基础。这些政策综述报告也会提出政策建议，可根据各国的国情和除能源体系以外的其他需要优先解决的发展问题进行调整和定制，例如经济发展目标。能源部门已经使用了部分必要的政策工具，只需要扩宽政策范围。但是，也可能需要特别专注一些其他情况。IRENA在绿氢以及很难实现减排领域的相关工作本报告是IRENA现阶段工作计划的一部分，旨在为成员国和更多国家提供专家分析意见，为实现经济深度脱碳提供更多能源应用选择、有利条件和政策.IRENA的全球可再生能源展望年度报告提出了详细的全球和区域减排蓝图，并评估了对社会经济带来的影响2020年全球可再生能源展望包括了深度脱碳目标前景，详细介绍了实现净零排放或零排放的能源解决方案。2021年的报告将详细分析为实现全球气温升幅低于1.5摄氏度目标将要釆取的行动与措施。在技术和社会经济评估的基础上，IRENA目前正在分析实现这一目标的具体行动与措施，包括所需的政策和金融框架。报告重点介绍了绿氢的应用潜力.近期及不久以后即将出版的刊物包括：氢能：一种未来的可再生能源2019;,利用可再生能源实现零排放2020及其在工业和运输领域的扶持政策综述；,降低绿氢成本；扩大电解槽规模，实现1.5。气候目标即将出版;转型时期的可再生能源政策：供热与制冷即将出版;,以及本报告的后续政策要点综述.这些报告展示了IRENA在可再生能源电气化、生物燃料、合成燃料以及适用于很难实现减排领域的所有能源选项方面做出的工作。本分析报告得到了IRENA各项目和活动的大場支持，得以召集专家和利益相关者共同参与，这些活动包括举办IRENA创新周,IRENA政策日和政策会谈活动，以及推出RENA绿氢合作平台。这些活动吸引了大量成勢和其他利益相关方一起通过IRENA平台交流知识和经验。05关于本指南本出版物是系列综述的第一册，主要目的是指导政策制定1766年Henry Cavendish 发现了氢元素1766是“水的创造者”，氢燃烧只生成水H2O宇宙中最丰富的化学結构1888年开发了第一个工业化的水电解槽1888绿氢是一种能源载体，可用于许多应用领域(如图I所示)。然而，在实际应用中，氢的使用仍然非常有限。每年全球生产大约1.2亿公吨氢气，其中三分之二为纯氢气，三分之一是与其他气体的混合气体(IRENA,2019a)氢气产量主要用于原油精炼以及氨和甲醇合成，这些领域对氯气的需求量几乎占纯氢气和混合氢气总需求的75%。目前，氢气生产主要以天然气和煤炭燃料为基础，这两种燃料生产的氢气产量占氢气总产量的95%。电解方法产生的氢气约占全球氢气总产量的5%,主要以氯气生产的副产品形式。然而，目前用可再生能源生产的氢气非常有限：绿氢生产仅限于示范项目(IRENA,2019a).061766年1766是“水的创造者”，氢燃烧只生成水h2o宇宙绿氢：现狄、驱动因素和面临的难题1 能源体系中绿氢的生产、转换和终端利用丞钢铁工业化工行业炼油工业无转换船运卡车转换管道合成燃料*C6+I供热存储绿色氨气I发电运输终端利用工业来源：IRENA.合成燃料是指一系列以碳为原料（从各种排放流、生物源或直接从空气中捕集C0和CO?）通过化学过程产生的氢基燃料.合成燃料包括甲醇、航空煤油、甲烷和其他碳氢化合物。这些燃料的主要优点是可以取代以矿物燃料为基础的同类燃料,在许多情况下可用作直接替代燃料即作为普适性燃料。合成燃料燃烧时会产生碳排放,但如果生产过程消耗同样数量的二氧化碳,原则上可以实现碳净零排放。可持续co2捕集回0船运运输一沔一空运X-汽车令一铁路卡车or公共汽车07绿氢：现狄、驱动因素和面临的难题1 能源体系中绿氢的生产第1章1.1.不同色彩的氢能源氢能可以釆用多种工艺和能源生产；为了方便论述，我们常用颜色标号进行描述（如图1.2所示）。但是，政策制定部门在制定政策时，应根据整个生命周期的温室气体（GHG）排放量来客观衡量其政策影响，特别是有些情况下，某种氢能并不能完全属于某一种颜色（例如混合氢源、利用电网电能进行电解）（见第2.3节）.H2氢能的不同颜色标号图1.2.灰氢蓝氢监绿氢绿氢颜色工艺SMR或煤气化能源甲烷或煤炭裂解电解甲烷或煤炭甲烷可再生电能备注：SMR=蒸汽甲烷重整,蓝绿氢是一种新兴的能源脱碳选择SMR或煤气化+碳捕集（85-95%）08第1章1.1.不同色彩的氢能源H2氢能的不同颜色标号图 1.绿氢：现状、驱动因素和面临的难题灰氢|用化石燃料生产用化石燃料生产(即，蒸汽甲烷重整即，蒸汽甲烷重整(SMR)或煤气化制备氢气或煤气化制备氢气)。使用灰氢会产生大量的二氧化碳排放，因此这些制氢技术不是实现使用灰氢会产生大量的二氧化碳排放，因此这些制氢技术不是实现净零排放的合适路径。净零排放的合适路径。能能源源转转型型的的早早期期阶阶段段，使使用用蓝蓝氢氢(即即，使使用用碳碳捕捕集集和和封封存存(CCS)技技术术脱脱碳碳的的灰灰氢氢)可可以以促促进进氢氢能能市市 场场的的发发展展。目目前前大大约约四四分分之之三三的的氢氢气气利利用用天天然然气气为为燃燃料料生生产产。CCS技技术术改改造造的的好好处处是是可可以以继继续续使使用用现现 有有资资产产，同同时时又又能能减减少少温温室室气气体体排排放放。这这种种方方法法可可以以降降低低氢氢气气制制备备过过程程中中的的温温室室气气体体排排放放，同同时时减减轻轻 制制备备绿绿氢氢的的可可再再生生能能源源装装机机压压力力然然而而，钢钢铁铁生生产产等等工工业业生生产产可可能能需需要要稳稳定定的的氢氢气气供供应应；蓝蓝氢氢能能可可以以 作作为为早早期期的的解解决决方方案案，等等待待绿绿氢氢的的生生产产和和储储存存能能力力上上升升，以以满满足足氢氢气气稳稳定定供供应的需求。应的需求。然然而而，到到目目前前为为止止，蓝蓝氢氢也也有有局局限限性性，制制约约着着其其推推广广应应用用：使使用用限限定定的的资资源源品品类类，易易受受化化石石燃燃料料价价格格 波波动动的的影影响响，不不符符合合能能源源安安全全的的目目标标。而而且且，蓝蓝氢氢也也面面临临着着社社会会接接受受度度的的问问题题因因为为二二氧氧化化碳碳运运输输 和和储储存存会会增增加加整整体体成成本本，并并且且需需要要对对储储存存的的二二氧氧化化碳碳进进行行监监测测，此此外外，CCS捕捕集集率率预预计计最最多多可可达达85-95%,噫噫味味着着依依然然会会有有5-15%的二氧化的二氧化碳排放碳排放而且，而且，目前还目前还CCS技术未达技术未达到这么高的捕集率。到这么高的捕集率。综综上上，CCS技技术术可可以以减减少少氢氢气气制制备备带带来来的的碳碳排排放放，但但不不能能完完全全消消除除。而而且且，制制备备过过程程使使用用甲甲烷烷，上上游游 会会存存在在泄泄漏漏，并并且且甲甲烷烷每每分分子子温温室室效效应应比比二二氧氧化化碳碳高高很很多多。这这表表明明虽虽然然蓝蓝氢氢能能可可以以减减少少二二氧氧化化碳碳排排 放放，但但它它不不能能满满足足未未来来净净零零排排放放的的要要求求。因因此此，蓝蓝氢氢能能只只能能作作为为加加速速绿绿氢氢推推广广、实实现现净净零零排排放放道道路路上上 的的一一种种短短期期过过渡渡选选择。择。蓝绿氢使用用天天然然气气作作为为原原料料，且且不不会会产产生生二二氧氧化化碳碳。甲甲烷烷中中的的碳碳通通过过裂裂解解过过程程变变成成固固体体炭炭黑黑。目目前前市市 场场上上有有炭炭黑黑需需求求，增增加加了了收收入入来来源源。炭炭黑黑比比气气态态二二氧氧化化碳碳更容易储存。目前，蓝绿氢仍处于工程示范更容易储存。目前，蓝绿氢仍处于工程示范 阶段阶段(Philibert,2020;Monolith,2020)o不不同同颜颜色色标标号号表表示示的的氢氢能能中中，绿绿氢氢一一一一即即用用可可再再生生能能源源生生产产的的氢氢能能一一一一是是最最适适合合实实现现完完全全可可持持续续能能源源 转转型型的的一一种种氢氢能能。最最成成熟熟的的绿绿氢氢制制备备技技术术是是基基于于可可再再生生电电能能的的水水电电解解技技术术。该该技技术术是是本本报报告告研研究究的的重重 点点。本本报报告告也也分分析析了了其其他他可可再再生生能能源源制制氢氢方方案案。3然然而而，除除了了利利用用生生物物沼沼气气的的SMR外外，这这些些技技术术还还达达 不不到到商商业业生生产产的的要要求求(IRENA,2018)o通通过过电电解解技技术术生生产产绿绿氢氢符符合合净净零零排排放放目目标标路路线线，各各行行业业各各部部 门门可可以以协协同同合合作作，降降低低技技术术成成本本，为为电电力力系系统统提提供供灵灵活活性性。低低成成本本的的波波动动性性可可再再生生能能源源，加加上上生生产产技技 术术水水平平提提升升，正正逐逐步步降降低低绿绿氢氢的的生生产产成成本本。因因此此，水水电解技术生产绿电解技术生产绿氢备受氢备受关注。关注。?有时也祢为黑色或棕色氢能。2 SMR的另一种替代方法是一种称为自热重整的工艺,据估计,通过该方法,排放二氧化碳的可能捕集率高达945%(H-Vision,2019).3例如，生物质气化与裂解热化学水分解、光催化、生物质超临界水气化、暗发酵与厌氧消化结合等，09绿氢：现状、驱动因素和面临的难题灰氢|用化石燃料生产(即，蒸第1章1.2.新一波绿氢浪潮的驱动因素过去几十年，氢能多次引起了人们关注。驱动因素主要包括油价冲击、对石油需求峰值或空气污染的担忧、以及对替代燃料的硏究。氢可作为多个供应链、生产商和市场的另一种能源载体，促进能源安全，实现能源结构多样化，提高能源体系弹性。用于燃料电池时除了水之外不产生其他排放物，因此，氢能可以减少空气污染。考虑到将氢能从工业原料进化为未来的能源载体需要大量投资，氢能还可以促进经济增长，创造就业机会。因此，越来越多的能源应用领域将绿氢放在首要位置，尽管渗透率显著不同（见方框1.1）对氢能的新关注点集中于提供低碳解决方案以及发挥绿氢的独特优势.绿氢的驱动因素包括：E可再生能源（VRE）电力成本低。绿氢的主要成本因素是电力成本。近十年来，太阳能光伏发电厂和陆上风场发电价格大幅下降*2018 年，太阳能光伏全球平均合同价格为56美元/MWh,而2010年为250美元/MWh.同时期（2010至2018年）陆上风电价格也有所下降，从75美元/MWh降至48美元/MWh（IRENA,2019b）o 2019年和2020年全球价格继续创下新低：葡萄牙太阳能光伏合同价格为13.12美元/MWh（Morals,2020）,阿拉伯联合酋长国（阿布扎比）为13.5美元/MWh（Shumkov,2020）;沙特阿拉伯陆上风电合同价格为21.3美元/MWh（Masdar,2019）,而巴西为20.5至21.5美元/MWh（BNEF,2019）.随着太阳能光伏和风能发电成本的不断下降，生产绿氢更具经济优势。技术水平达到规模化条件。氢能价值链中许多环节已经实现了小规模部署，目前正具备商业化条件，所以现在需要做的是引入投资，扩大规模。自2010年以来，电解水技术的资金成本下降了60%（氢能委员会，2020年），使得同期氢能成本从10-15美元/kg下降到4-6美元/kg。未来推出的许多策略的目的都是为了进一步降2.低成本，促进氢能的广泛应用（IRENA,即将出版）.自2006年以来，汽车燃料电池4的成本下降了至少70%（美国能源部，2017年）。4燃料电池的原理与电解槽相同,但方向相反,燃料电池发电过程中将氢和氧转化为水。燃料电池可用于固定发电应用（例如,集中发电）或分布式应用（例如,燃料电池电动汽车）。燃料电池还可以转化其他反应物,例如碳氢化合物、避类或醇类。10第1章1.2.新一波绿氢浪潮的驱动因素过去几十年，氢能多次引绿氢：现狄、驱动因素和面临的难题虽然一些技术尚未进行大规模示范（如氨燃料船）（IRENA,2020b），但随着生产成本降低，扩大绿氢规模可以使这些技术得到更快推进。（I対电力系统带来的益处。随着全球市场中波3劉动性可再生能源的份额迅速增加，需要提高-电力系统的灵活性。5用于绿氢生产的电解槽可以快速启动和停止，因此可通过对电价的响应，作为一种灵活性资源来补偿可再生能源发电的波动性（曰chman,Harrison和Peters,2014）。绿氢可以长期储存，并且可以在波动性可再生能源发电不足时用于固定燃料电池或氢气燃气轮机发电。利用电解槽为电力系统提供灵活性可减少波动性可再生能源的弃电量，稳定批发市场价格，减少电力零价或低于零价（或负价）的时段，增加可再生能源发电厂的投资回报，促进扩大可再生能源规模。最后，氢能适用于长期、季节性储能，补足抽水蓄能电站的短板。因此，緑氢可以支撑更高渗透率的波动性可再生能源并网，提高系统效率和成本效益。4.实现政府的净零排放能源系统目标。到2020年中，有七个国家已将温室气体净零排放目标写入立法，另有15个国家提出了类似的立法或政策文件。总计有120多个国家宣布了净零排放目标（世界经济论坛，2020年），其中包括温室气体最大排放国一中华人民共和国（以下简称中国），该国最近承诺未来40年内将净碳排放量减至零。尽管这些净零排放承诺还未转化为实际行动，但这些承诺都要求难以减排的行业削减温室气体排放，其中绿氢可以发挥重要作用。氢能的广泛应用.过去对氢能的关注主要在扩大氢能在燃料电池电动汽车（FCEVs）领域的应用。相比之下，当前对氢能的关注在于绿氢在整个经济体系中的广泛应用，包括将氢转化为其他能源载体和产品，例如氨、甲導和合成液体燃料。这使未来氢能的需求量大大增加，并且可以利用不同行业和部门之间的协同合作来降低绿氢价值链的成本。事实上，绿氢不仅可以提高将氢技术摆放在首要位置的国家的工业竞争力，而且还可以为现有行业在未来低碳经济中保留一席之地提供可能性。在全球绿氢经济中，可再生资源丰富的国家可以发展成绿氢净出口国，从而实现重大经济利益。|-1多方利益相关者的关注。综上，目前公共和私6营机构都对氢能产生了广泛的关注，包括能源供应公司、钢铁制造商、化工企业、港口机关、汽车和飞机制造商、船舶公司和航空公司，以及意欲利用可再生能源出口或使用氢能提高能源安全的多个国家和地区。许多参与部门还建立了合作关系并提出倡议，促进能源合作和协调。$然而，绿氯仍面临着一些障碍。5.5此处的系统灵活性是指电力系统始终匹配发电和需求的能力。6氢能源委员会属于非公共倡议组织,自2017年成立,目前已有92家成员公司（截至2020年10月）.清洁能源部长会议提出的氢能源倡议属于公共倡议,其中九个国家和欧盟正在合作推进氢能源。燃料电池和氢能联合体属于欧洲联盟下的一个公私合伙组乳11绿氢：现狄、驱动因素和面临的难题虽然一些技术尚未进行大规模示第1章方框1.1,绿氢在不同能源转型情景中的作用由于各种各样的因素，绿氢在现有区域和全球能源转型情景中的作用也大有不同。第一，不同情景下有不同的温室气体减排目标。温室气体减排目标越高，系统中绿氢使用量就越大。对于实现较低的脱碳目标，使用可再生能源和电气化技术可能就足够了。但对于实现更深度的脱碳目标，就需要绿氢在未来能源结构中发挥更大的作用。第二，不同情景下都有不同的支持性政策例如，取消化石燃料补贴将会增加无碳解决方案的发展空间。第三，不同情景中技术路线也不相同。如果审慎考虑核能、碳捕集、使用和储存以及生物能源在社会、政治和可持续性等方面的挑战，则该情景下这些技术在能源转型中的作用将比较局限，而绿氢的使用量会大大增加。第四，在情景中绿氢的终端用途越多，氢能的使用量就会越高。对于覆盖所有氯能应用领域及后阶段转化为其他能源载体和产品的情景，实现脱碳的路径会更灵活。这也有助于提高规模经济和加快部署推广，实现需求和供应同步增加的良性循环。最后，不同情景中成本假设也各有不同，典型的输入数据包括资本成本和运营成本（Quarton等人，2019）。对于氢能发展越好的情景，其成本缩减预期也最乐观。由此可以看出，不同情景中绿氢的作用也有很大差异。然而，随着越来越多的情景需、要实现零排放或净零排放，绿氢在应用情景和公共话语中的地位会更加显著。7312第1章方框1.1,绿氢在不同能源转型情景中的作用12绿氢：现状、驱动因素和面临的难题13绿氢发展障碍绿氢面临着诸多障碍，限制其在能源转型中发挥全部作用。这些障碍包括所有颜色标号的氢能共同面临的，例如缺少专门基础设施（例如运输和存储基础设施），以及只有绿氢所面临的电解水制氢环节相关的障碍（例如，能量损失、股乏价值认同，以及耐久性和高成本）。1.生产成本高。2019年利用普通波动性可再生能源电厂电力生产的绿氢价格比灰氢高两到三倍（见方框1.2）.此外，在终端用途使用绿氢的技术成本可能很高.使用燃料电池和氢气罐的汽车比化石燃料汽车的成本高至少L5到2倍（NREL,2020）o同样地，目前即使世界上成本最低的国家，航空用合成燃料的成本也比航空煤油贵8倍（IRENA,2019a）.方框1.2对绿氢的生产和运输成本进行了举例说明。2.缺少专用基础设施。至今，由于缺乏专用运输设施，氢气的生产地点被限制在距离使用地点很近的范围内。在世界范围内，目前貝有大约5000公里（km）的氢气输送管道（氢分析资源中心，2016）,而天然气的输送管道超过300万公里世界范围内建设了470 个加氯站（AFC TCP,2020）,而美国和欧盟地区有20多万个汽油和柴油加油站。天然气基础设施可以改用为氢能设施（1RENA.能A和REN21,即将出版），但不是世界上所有地区都已建设天然气基础设施。相反，绿氫产生的合成燃料可以使用现成的基础设施，但是也可能需要扩大规模。3.能量损失。绿氢价值链的每个环节都会产生大量的能量损失。通过电解技术生产氢气，约有30-35%的能量损失（IRENA,即将出版）。此外，氢转化为其他载体（如氨）的过程中可能会产生13-25%的能量损失，而且氢气运输也需要输入其他能源，一般相当于氢能自身能量的10-12%（BNEF,2020;Staffell等人，2018;Ikaheimo等人，2017）。燃料电池使用氢能会额外导致40-50%的能量损失。但是，总能量损失取决于氢能的最终使用。能量损失越大，生产绿氢所需的可再生电力容量就越高。然而，关键问题不是所需的总容量，因为按量级来算，全球可再生能源的潜能比氢能需求量高很多，而绿氢开发商可能会首先选择可再生能源资源丰富的地区。关键问题在于太阳能和风能的每年幵发速度是否足够快，能够满足终端用途的电气化需求和全球绿氢供应链的发展需求，以及容量增加带来的成本增加是否可承受。4.缺乏对绿氢价值的认识。目前还没有建立绿氢市场，没有生产出绿色钢铁和绿色航运燃料，而且基本上也没有评估绿氢带来的温室气体减排价值。氢能甚至都没有计入官方终端能源消耗总量的能源统计数据，国际上也没有公认的方法来区分绿色和灰氢。同时，由于缺少促进绿色产品应用的目标或激励措施，也限制了绿氢的下游应用。因此，绿氢的需求受到限制。5.需要保证绿氯的可持续性。电解槽所用电力可直接宙可再生能源发电厂供应，也可从电网获取，或两者结合使用。但只使用可再生能源电力可以确保生产的氢每时每刻都是绿色的*电解槽连接电网可以增加生产时长，降低氢气成本。然而，电网电力可能包括化石燃料发电厂产生的电力，所以在评估氢能的可持续性时，必须考虑其导致的二氧化碳排放。因此，对电解水氢气生产企业，计量所使用的化石燃料发电量可能成为难题，特别是根据国家排放系数来衡量相对碳排放量时更是如此。方框1.3讨论了如何确保电解槽连接电网生产氢气的同时，产生最低的温室气体排放。13绿氢：现状、驱动因素和面临的难题13绿氢发展障碍绿氢面临着诸第1章方框1.2.绿氢的主要成本因素绿氢生产既要与化石燃料竞争，也要和其他颜色标号的氢能一争高下。因此了解绿氢成本的决定性因素至关重要。绿氢的生产成本取决于电解槽的投资成本、容量系数（可表示电解槽实际利用率），以及可再生能源发电成本。截止到2020年，碱性电解槽的投资成本约为750-800 美元/千瓦（kW）。如果绿氢设施的容量系数很低，比如低于10%（每年小于876全负荷负荷小时），相关投资成本将分擁到少量単位的氢上（投资成本影响较大），即使电解槽使用零价电力时，换算出氯能成本也为5-6美元/kg甚至更高。相比之下，灰氢的成本约为1-2美元/kg（天然气的价格范围约为1.9-5.5美元/千兆焦耳GJ）0然而，如果容量系数较高，则投资成本对每公斤绿氢气的成本影响不大。因此，随着设施的容量系数增加，电解槽投资成本对单位制氢成本的贡献度下降，而电价与氢气成本的相关性会增加。电价给定时，氢气最终成本中电力因素成本取决于电解槽效率。例如，如果电解槽效率为0.65,电价为20 美元/兆瓦时（MWh）,则总成本中电力因素成本将增加至30美元/MWh,相当于1美元/kg。a鑒于目前电解槽成本相对较高，需要低成本电力（大约20美元/MWh）才能生产成本与灰氧相当的绿氢（见图1.3）.当前绿氢生产企业的目标是，通过不同策略来降低成本（IRENA,即将出版）。一旦电解槽成本下降，使用成本较高的可再生电力来生产出低成本的绿氢就成为可能.氢气运输也会产生额外成本。运输成本取决于运输容量、距离和能源载体形式。运输容量较低时，一辆卡车运输压缩氢1000公里时成本约为3.5美元/kg。运输容量较大时，绿色氨运输的成本最低，每公斤氢气只增加0.15美元（不考虑转化成本，即裂解）。同样，使用大型管道短距离输送（大约每天2000公吨）也可以降低成本（BNEF,2020年）。通过管道输送氣气的 成 本 是 电 力 运 输 相 同 能 源 成 本 的 十 分 之 一（Vermeulen,2017）图1.3.氢气生产成本取决于电解槽系统成本、电价和等效运行时间备注:效率=65%（低热值）。固定运营成本二资本成本的3%。寿命二20年。利率二8,0%。化石燃料范围:灰氢煤和天然气的燃料成本为195,5美元/千兆焦耳。来源：IRENA,即将出版。7容量系数范围为0至100%,表示电解槽使用的平均满负荷小时数占一年总小时数的百分比（8 760）o例如,50%的容量系数表示平均使用时间为438。小时148%g氢大约为3M33千瓦时（kWh）第1章方框1.2.绿氢的主要成本因素解槽效率。例如，如果电解绿氢：现狄、驱动因素和面临的难题方框1.3.用电网电力釆用电解制氢的排放量想要电解制氣的总排放量低于灰氢，每単位电力产生的二氧化碳排放量需要低于190克/千瓦时(gC02/kWh)(Reiter和Lindorfer,2015).貝有少数国家(主要受益于水力发电)每千瓦时的平均二氧化碳排放量低于该阈值，因此能够确保电解氢的可持续性。目前其他大多数国家都高于该阈值。然而，电解槽可以设计为一种灵活的需求侧资源。当国家电力结构产生的二氧化碳排放量超过特定阈值时，电解槽系统可以降低负荷或关闭；当可再生能源发电量较高时，特别是发生波动性可再生能源弃电时，电解槽可以重新开机运行。一般来说，低电价代表可再生能源发电量高URENA,2020c),因此电价可自然而然地作为控制电解槽运行的信号。而且，当电价过高，生产氢气无法维持一定成本水平时，无论如何都要关闭电解槽系统。电力生产中较大(对一些国家而言)且不断提高的可再生能源比例，也会减少电解氢生产过程中的碳排放。也可以使用混合模式，在这种模式下萬网型可再生能源发电是电力的主要来源，但电网电力可以提高产量，减少初始投资成本的影响，且仅仅导致电解厂碳排放量的略微增加。与连网可再生能源电厂签定购电协议也可能确保用电的持续性，同时使绿氢成为促进电网实现脱碳的一大额外驱动力。15绿氢：现狄、驱动因素和面临的难题方框1.3.用电网电力釆用电第1章14绿氢的支持政策从历史上看，能源体系的每一部分都享受了某种形式的政策支持。化石燃料（直接和间接的补贴支持）和可再生能源也是如此，且覆盖所有部门一一电力、供暖和制冷以及交通运输等（IRENA、IEA和REN2L 2018）o氢能行业也受到了政策制定部门的一定关注，并且制定了专门的政策.但是，在技术准备、市场渗透和市场增长的每个阶段都还需要更多的专项政策支持。绿氢政策支持的现状截止到2019年，至少有15个国家以及欧盟都制定了（除标准化流程或国家战略以外的）支持性政策，推进氢能源的利用。这些政策直接或间接地促进了氢在各种终端用途中的使用。然而，由于过去对氢气的关注点在于氢气的陆地运输用途，约有三分之二的政策与运输行业有关（如图1.4所示）。大多数国家的汽车零排放政策中包括FCEV和纯电动汽车。因此，FCEV也有机会享受到与零排放汽车相同的奖励措施，无需制定专项政策促进氢气的使用。然而，随着全世界对绿氢的关注日益增加，过去两年绿氢政策有了重大变化。许多国家（包括奥地利、澳大利亚、加拿大、智利、法国、德国、意大利、摩洛哥、荷兰、挪威、葡萄牙和西班牙以及欧盟）宣布、起草或发布了国家氢能战略以及COVID-19后经济恢复计划，其中包括清洁氢能的扶持措施.图1.4.氢能价值链各个环节的全球性氢能政策数量生产）基础设施）终端用途有目标但无激励措施的政策既有激励措施又有目标的政策封存有激励措施无目标的政策来源:基于国际能源署的IRENA分析（2019）?比利时、加拿大、中国、法国、德国、冰岛，意大利、日本、荷新西兰、大韩民国、酉班牙、英国疝美国。16第1章14绿氢的支持政策大多数国家的汽车零排放政策中包括FC绿氢：现狄、驱动因素和面临的难题这些政策带来的変化不仅是数量上的改变（承诺增加资金数十亿美元），也有质的飞跃：这些新战略的重点已经从过去只注重氢在运输行业中的使用转向了工业和产品的差异化以及未来的工业竞争力上。氢能源确实可以满足许多用途要求，如图1所示。重要的是，要优先考虑使用氢能效益増加最大的行业，以避免我们在各个行业平均用力，或将氢能陷入与其他有效脱碳解决方案的无意义竞争中，如纯电动汽车。当绿氢在终端能源消中的比重增加时，应该扩展和改変政策重点（见第2.2节）。绿氢政策支持的不同阶段随着绿氢技术的日益普及和成本降低，氢能政策也必须做出相应的调整。本报告的后续政策综述采纳了政策阶段的概念，反映随着绿氢的不断推广，政策需求的也发生了相关变化。以下是氢能政策支持的三个基本阶段以及每个阶段的总体目标：第1阶段第一阶段：技术准备。在这一阶段，绿氢是一种小众技术，除示范项目外很少使用；因为基础设施有限，主要在使用现场生产。在这一阶段扩大氢能使用的最大困难是成本.政策制定部门的主要作用是鼓励和加速进一步部署电解槽.这可在一定程度上通过设立长期目标来实现，例如，承诺実现零排放，从而为私营部门提供信心，推动绿氢的商业发展。然而，缩短投资和运营成本差距的短期政策也同样重要。包括研发（R&D）资金、风险保障政策以及大型原型机和示范项目的联合资助，以降低资金成本。此外，仍处于示范阶段的终端使用可能需要专门的任务导向型创新项目，这些项目规定了明确的时间节点，与私营部门幵展合作，加速商业化进程。在这一阶段，支持性治理体系和指导方针也应落实到位，保障绿氢的可持续发展。第二阶段：市场渗透。在这一阶段，某些第阶段-应用已经开展起来，并能够证明绿氢能够做什么，成本处于什么水平。通过边做边学的方式，扩大技术规模及开发经验，以降低成本，缩小盈利差距。这一阶段也幵始享受到不同应用领域之间协同合作带来的好处，从而增加氢能需求量，实现氢能生产和基础设施建设的规模经济。这一协同效应可能发生在产业集群地区、氢谷（如城市）或枢纽中心（如港口）。工业用户可以加快发展专门的绿氢走廊”，将低成本可再生能源的生产地区与需求中心联系起来.大部分基础设施并非从零幵始，而是由现成的天然气管道网络和电网改造而成。第一条氢能（或氢能衍生产品）国际贸易路线将在这一阶段建立，众多生产企业和用户推动建立了真正的全球氢能市场。随着绿氢应用的不断增加，必须要确保有足够的可再生能源发电能力，保证绿氢生产不会取代更有效的直接电气化技术。第三阶段：市场増长。在这一阶段，绿氢第3阶段-将发扈液一种性遍流彳：；：广泛使冃的能源载体，潜能几乎完全发挥。在供应侧和终端使用方面更具竞争力。在推动氢能发展的过程中，大多数应用领域不再需要直接的激励政策，私营资本已取代了公共部门的支持在这一阶段，氢能转化为其他能源载体的过程也十分灵活，并且有可能根据每个地区的具体情况使用最方便的替代能源。第三阶段电力系统已经実现脱碳，目只部署绿氢。大多数天然气基础设施也重新改造，用于输送纯氢气。目前，对于太多数行业来说，绿氢仍处于第一阶段。在一些地区，某些领域或应用可能进展稍快一点，但在其他领域或应用仍不成熟。例如，加利福尼亚州在FCEV方面处于领先地位，却没有大规模的电解工业，而德国则将重点放在将天然气基础设施进行氢气的适应性改造。这些案例表明，不同国家在不同方面取得了进展，不要剛一开始就专注于绿氢的所有终端利用。这里介绍的分阶段方法为第二章的政策制定提供了背景支撑.17绿氢：现狄、驱动因素和面临的难题这些政策带来的変化不仅是数量2绿氢政策制定的四大支柱绿氢从小众市场参与者向普遍流行的能源载体的转変，需要依靠一套整体性的政策途径，来克服初期阻力，突破市场渗透的最低门槛。这一套政策途径应该有四个核心支柱：国家氢能战略、政策优先级设定、来源保障和有利政策。除了本章提出的四大支柱外，氢能政策的成功制定还应该包括电力行业中可再生能源解决方案部署所需的支持性因素。例如，做出长期目标承诺。长期目标对于私人和机构投资者承担投资新技术的风险来说至关重要，绿氢尤其如此。一般来说，绿氢所需的投资规模巨大，这意味着想要氢能从小众市场推向主流市场仅凭公共资本是不够的。政府必须做出长期承诺，私营资本才会参与助力绿氢转型。国际能源合作在许多方面对各国都有益，例如研发示范和协调国家议程，以加速能源转型。氢能有关解决方案的部署合作（例如，几个国家联合升级天然气管网）可以实现风险共担，分享经验教训和最佳范例，进一步降低成本.氢能安全和标准合作保证各国话语体系的一致性，实施跨国项目，并保证项目的可复制性。以下章节将更详细地探讨支撑绿氢转型政策制定的四大支柱。Pl P2 P3 P4182绿氢政策制定的 四大支柱绿氢从小众市场参与者向普遍流行的能绿氢政策制定的四大支柱2.1.政策支柱1:国家能源战略最近发布的氢能战略是长期发展的结果，标志着新一轮政策的开始。战略制定往往先从确立研发项目开始，目的是弄清技术的基本原理，为未来的发展阶段建立知识基础，以及探索多种技术和可能性，因为在早期阶段，终端应用领域尚不清晰。下一步通常是发布愿景文件，阐明”为什么：为什么选择氢能,为什么选这里，以及为什么是现在开始执行。愿景文件是指路明灯，指导硏究、工业发展及早期项目示范。愿景文件通常由政府及关注突破领域发展前景的私营企业共同编写。接下来是制定路线图.这里提到的路线图是一份综合计划，描述了所有必要的活动，便于更好地评估氢能潜力。路线图要提出氢能近期行动计划，确定优先实施的研究领域，以及最需要幵展示范项目的应用领域。最后，能源战略主体框架确定了能源目标，描述具体的能源政策，并且评估这些政策与现有能源政策的连贯性。能源战略不仅包括具体的直接政策（比如绿氣发电上网电价补贴），还包括保障氢能在整个能源体系中部署的整合与扶持政策，例如促进专业技能人员发展的扶持政策。能源战略的制定需要参照大量的应用情景建模，P1国家能源战略通常会考虑学术界和工业届的相关意见。另外，战略也设定了后续阶段工作目标的目标水平。战略制定过程（如图2所示）往往会推进公私部门合作关系的形成。公私部门合作为交流信息提供了平台，以促进技术进步，达成合作共识，统一意见，制定激励措施及协调行动开展。公私部门合作可以减少氢能早期阶段的风险，进一步促进从示范项目到商业化生产的过渡转型。一旦取得成功，发起公司在享受先发利益的同时也积累了经验。能源战略的目标应该是让绿氢的发展进入良性循环，不再需要政府的进一步支持。这一模式已经在交通出行领域取得了成功，并且在欧盟（通过燃料电池和氢能联合体）已成功示范了用于多种途径的氢能技术。19绿氢政策制定的四大支柱2.1.政策支柱1:国家能源战略最近发第2章图2.1.国家战略制定步骤P1国家能源战略国家能源战略完成后，下一步要做的是进行一系列分析工作，评估具体政策实施或改变后产生的影响。这些分析工作评估战略措施实施带来的经济、社会和环境影响，也评估可能的时间安排和范围，以及与其他技术的相互影响。完成分析后，要颁布具体的法规和法律，并根据进度和最新趋势定期修订,调整法律法规内容。从研发项目到战略制定的过程远非一气呵成，也不会一蹴而就。另外，各国可以跳过本文所述的面向公众步驟，直接发布国家氢能源战略，并幵展非公开的调研行动。20第2章图2.1.国家战略制定步骤P1国家能源战略完成后，下一绿氢政策制定的四大支柱20世纪70年代发生的石油危机引发了政府对氢能研发项目的支持，尤其是美国和欧洲首先开展了相关行动。大约在同一时期，国际社会建立了多个国际合作平台，例如国际 氢能期刊（1976）。加拿大和日本政府分别于20世纪80年 代 和1992年 开 始 提 供 支 持（Behling、Williams 和Managi,2015）几个世界前列的国家包括美国在1999年建立了公私部门合作关系（加利福尼亚州），并在2002年发布了愿景文件和路线图（美国能源部，2002）。当前，研发项目仍然非常必要且活跃，中国最近也刚刚推出了一项大型研发项目。目前中国正在探索城市中利用氢能的解决方案：定点城市进行为期四年的试点示范项目取代之前的FCEV补贴。试点的主要内容是开展关键环节的硏究和应用将中央政府的扶持改为对这些城市给予财政奖励，而不是为消費者提供购车补贴。其他国家已经制定了愿景文件或路线图，预计最终战略将在未来几年实施。例如，2019 年新西兰发布了愿景文件，概述了氢能的潜在用途，以非定量的方式探讨了关于氢能使用的一些问题。预计下一阶段将制定路线图，确定实施路径，扩大氢能应用范围。行动的步伐正在加快。近两年来，随着新一轮氢能关注浪潮的兴起，许多国家已经进一步完成了图2.1所示的过程，并颁布了国家战略（如图2.2所示）。2018年法国首先发布了氢能战略，2020年6月进行了更新。2002年欧盟成立了高级氢能工作小组（包括来自学术界、工业界、公共机构和终端用户的19个利益相关方），次年发布了愿景文件（欧洲委员会，2003）。2004年欧盟成立了燃料电池技术平台，为燃料电池和氢能事业联合体的成立奠定了基础（FCH JU,2017）o21绿氢政策制定的四大支柱20世纪70年代发生的石油危机引发了政第2章图2.2.2018年6月到2020年11月期间政府发布的氢能相关战略2018法国2019:韩国：图欧盟蓝图日本蓝图日本澳大利亚2020韩国荷兰俄罗斯遊图挪威德国欧盟葡萄牙西班牙智利芬兰即将推出的阿曼巴拉圭英国 乌拉圭等等葡萄牙aM新西兰加拿大 愿景文件中国研发项目=奥地利 哥伦比亚 H=丹麦I I意大利摩洛哥至，加利福尼亚州愿景文件 n欧盟愿景文件P1国家能源战略备注:氢能源政策正取得飞速进展。在本报告撰写时,本图信息已尽可能总结详尽和完整，但是可能还有更多国家发布、起草和公布了愿景、路线图和战略文件。22第2章图2.2.2018年6月到2020年11月期间政府发绿氢政策制定的四大支柱随着新一轮关注浪潮的到来，欧盟终于发布了其整体绿氢战略（如方框2.1所示），其中一些政策计划在2021年推出。未来几年，预计还有许多国家会发布氢能源战略。智利宣布了国家战略后，预计拉丁美洲会紧随其后；另外，欧盟战略发布后，阿拉伯半岛和欧洲联盟成员国也会相继跟进。例如，奥地利和意大利 已 经 将 氢 能 作 为 国 家 能 源 和 气 候 计 划（NECP）的一部分；欧洲各国希望协同幵展相关工作，确保能源战略符合整体NECP及欧盟战略。地方政府也正在开展相关行动。加利福尼亚（美国）、荷兰北部省份以及南澳大利亚、西澳大利亚、维多利亚州、昆士兰州和塔斯马尼亚岛也陆续发布了绿氢路线图和战略，澳大利亚也提出了国家战略（COAG,2019）。制定最佳的二氧化碳零排放或净零排放战略一一包括最有效的绿氢战略一一是一项极具挑战性的任务。大多数应用领域和终端用途都有多个可选的脱碳解决方案，随着技术的创新和发展，每种解决方案的相对成本和效益都会不断变化。因此，各国政府很难确定哪些技术最适合本国未来的发展，以免陷入数不清的可能误区，例如釆用了速度慢效率低的减排方式。因此，确定政策的优先顺序也是绿氢政策制定的重要部分，P1国家能源战略23绿氢政策制定的四大支柱随着新一轮关注浪潮的到来，欧盟终于发 方框2.1.欧盟氢能战略欧盟战略的目标是综合评估氣能价值链，建立支持性治理体系和政策框架，促进氢能部署（如图2.3所示）。欧盟政策制定部门致力于将欧洲工业发展成为全球領先产业，包括绿氢设备制造业以及零碳重工业。为此，能源战略中明确了，所有氢能中只有绿氢与净零排放系统契合。欧盟能源战略预计到2024年电解槽容量至少达到6GW,保证绿氢年产量达到1百万公吨/年。到2030年，欧盟国家的电解槽容量将增加至40GW,南部和东部邻国（比如乌克兰和摩洛哥）的电解槽容量将额外增加40GW,欧盟将从这些国家进口绿氢。欧盟能源战略制定了一系列行动，不仅包括根据影响评估对监管规则进行适当修改，还为启动绿氢项目投入扶持资金.欧盟能源战略釆取分阶段实施的方式，类似于本报告的阶段化方法:（2020-2024年）：电解槽容量扩大到6GW,可再生能源制、弟 段氯产量达到1百万公吨/年。这一阶段的重点是使已经使用氢的应用领域实现脱碳，以及促进绿氢在新终端应用领域中的使用。氢气主要釆用本地生产的方式，避免大规模基础设施建设，但同时做好基础设施扩建的规划，为现有的一些氢气生产装置改装碳捕集设备.（2025-2030年）：欧盟国家电解槽容量扩大到40GW,可再生能源制氢年产量扩大到1000万公吨/年。通过与周边地 区合作，或额外增加40GW电解槽容量。改造现有的天然气基础设施，建设泛欧洲供气网基础设施，实现绿氢运输，在氯能市场配置效率高以及跨境贸易无阻碍的前提下，与周边地区进行国际绿氢贸易。第酬段771（2030-2050年）：绿氢发展成熟，在所有很难实现减排且第阶段其他方案成本更高的行业中实现大规模应用。许多行业将使用氯合成燃料，包括空运和船运等。2020202520302050P1要实现2030年能源目标，预计需要投资240-420亿欧元，扩大电解槽容量；另外需要投资2200-3400亿欧元使可再生能源发电容量额外增加8O-12OGW：投入650亿欧元用于基础设施建设，以及110亿欧元改造现有天然气工厂。国家能源战略方框2.1.欧盟氢能战略欧盟战略的目标是综合评估氣能价值链，绿氢政策制定的四大支柱图2.3.欧盟氢能源战略制定的要领和工具天然气市场立法改革 ETS修订改造天然气基础设施引入“差异化碳合约基于市场的支持模式4基础设施需求侧投资研究与创新国际层面与周边地区合作；IPHE、CEM、Ml、IEA、IRENA；全球贸易；制定贸易政策，避免市场扭曲；欧元作为氢能贸易的基准货币电解槽容量和效率提高；生产技术创新；天然气基础设施改造评估；环境影响；安全与材料给所有利益相关者提供平等的权限入备注:CEM=清洁能源部长