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www.energypartnership.cn 51 Þ 绿氢在部门耦合中作用中德能源转型研究项目 1 绿氢在部门耦合中作用编写说明发行方中德能源转型研究项目项目为中德能源与能效合作伙伴组成部分受德国联邦经济和气候保护部（BMWK）委托中华人民共和国北京市朝阳区亮马河南路14号塔园外交人员办公楼1-15层，邮编100600 转寄德国国际合作机构柏林市克滕街2号（Köthener Str. 2），邮编10963 Torsten Fritsche收项目管理 Christoph Both 德国国际合作机构 GIZ 绿氢在部门耦合中作用在中德能源转型研究项目框架下发布，报告详细研究了绿氢成本竞争力的驱动因素，特别是在化工和钢铁行业以及航空领域。中德能源转型研究项目支持中德两国能源领域政府智库、研究机构之间的交流，加强中德能源转型的科研合作，分享德国能源转型的最佳实践经验。项目旨在通过加强能源转型智库之间的国际合作与互利政策研究和建模，推动以低碳为导向的能源政策，帮助中国构建更有效的低碳能源系统。该项目是中德能源与能效合作伙伴这一中德能源领域政府交流平台和机制的组成部分，受德国联邦经济和气候保护部（BMWK）委托，中国国家能源局（NEA）作为中方政府支持部门进行整体指导和协调。德国国际合作机构（GIZ）作为德方牵头实施机构，与德国能源署 dena 和 Agora 能源转型论坛联合负责项目实施。电力规划设计总院是该项目的中方牵头实施单位。本报告全文受版权保护。截至本研究报告发布前，德国国际合作机构和相关作者对出版物中所涉及的数据和信息进行了仔细研究与核对，但不对其中所涉及内容及评论的正确性和完整性做任何形式的保证。本报告仅代表作者的观点，而不代表项目合作伙伴的观点，如有任何信息纰漏或错误，报告作者负全责。本出版物中涉及到的外部网站发行方将对其网站相关内容负责，德国国际合作机构不对其内容承担任何责任。本文件中的观点陈述代表委托方的意见。作者 Kim Lakeit, Corina Bolintineanu 德国能源署（dena） Eren Çam博士、Michael Moritz、 Max Schönfisch、 Patricia Wild 科隆大学能源经济研究所（EWI）设计 edelman.ergo on commission of BMWK 图片来源德国联邦经济和气候保护部/封面 Shutterstock/ 721369351 p.4 Shutterstock/ 1605875824 p.7 Shutterstock/ 529618120 p.13 Shutterstock/ 1033561660 p.18 © 北京，2022年11月 2 绿氢在部门耦合中作用目录 ◆ 图目录 3 ◆ 缩略词 4 ◆ 1 氢能的需求和使用 5 1.1 化工 8 1.2 钢铁 9 1.3 航空 10 1.4 海上货运 11 ◆ 2 氢经济 12 2.1 结果 12 2.2 结论 13 ◆ 3 氢能成本的驱动因素和可再生氢的竞争力 14 3.1 方法 14 3.2 氢能 15 3.3 钢铁 16 3.4 航空 17 ◆ 4 支持氢能竞争力的政策工具 18 4.1 政策工具对比 18 4.2 政策工具的相互依赖关系 19 4.3 具体案例中成本差距的定量分析 19 ◆ 参考文献 21 3 绿氢在部门耦合中作用图目录图 1 不同制氢途径的温室气体排放量 6 图 2 德国能源系统五大研究中H2、PtG和PtL的需求对比 7 图 3 各种潜在的动力燃料工艺、产物和应用案例 8 图 4 航运替代燃料的特点 11 图 5 部门耦合中促进绿氢使用的主要措施 13 图 6 平准化制氢成本 15 图 7 平准化钢铁生产成本 16 图 8 合成煤油的平准化生产成本 17 图 9 经济性最高和碳密集度最低的制氢技术之间的边际减排成本 20 图 10 经济性最高和碳密集度最低的炼钢技术之间的边际减排成本 20 图 11 经济性最高和碳密集度最低的煤油工艺之间的边际减排成本 20 图 12 缩小成本差距的综合政策措施对平准化电子煤油生产成本的影响 20 4 绿氢在部门耦合中作用缩略词 BF高炉 BOF氧气顶吹转炉 CAPEX资本支出 CCfD碳差价合约 CCS碳捕集与封存 CG煤气化 DAC直接空气捕集 DRI直接还原铁 EAF电弧炉 EL电解 FT费托 MAC边际减排成本 OPEX运营支出 PPA购电协议 REs可再生能源 SMR蒸汽甲烷重整 WACC加权平均资本成本 5 绿氢在部门耦合中作用除了“效率优先”和“直接使用可再生能源”这两项能源转型原则，氢能作为一种可储存、可量产且未来成本效益良好的能源，通过不同应用部门之间的耦合，可以为实现全球净零目标做出重大贡献。到2050年，气候中和型氢能有望在全球范围内减少约800亿吨二氧化碳排放，相当于将全球变暖幅度控制在1.5度所需减排量的20。只有目前的氢能需求被可再生氢所取代，并将可再生氢能引入更多应用领域，才能真正实现这个目标。预计未来几年氢能总需求将持续增加。[1] 为了满足目前全球约7000万吨的氢能需求，全世界每年需要约2050亿立方米天然气和1.07亿吨煤炭。这意味着，当前氢产能中有76来自天然气， 23来自煤炭。电解制氢的产量不到2。煤制氢的量只占全球煤炭消费量的2左右，且主要集中在中国。[2] 冶炼部门、氨和甲醇以及钢铁生产是化石氢的主要用户。这显示了氢能作为不同经济部门的基础产品的重要作用，如运输燃料、农业化肥和建筑建材。[2] 在德国，用于炼油厂的氢能约占40，由此生成的产品中有60是交通燃料。1/4以上的氢能会被用来生产氨，而氨是合成肥料的主要成分。用来生产甲醇的氢能占20，甲醇是生产有机合成塑料的原料之一。其余氢能则分布在其他各种以氢能为原料的行业中，例如冶金和玻璃生产。[3] 化工行业经常间接使用氢能与碳或氮进行合成，其使用和进一步加工的方法多种多样工业价值链中最重要的化工产品是用合成气生产的，而合成气又会在氢气、一氧化碳和二氧化碳的混合气体中发生反应。另外，在柴油和汽油的生产中，氢能可用于长链碳氢化合物加氢脱硫和加氢裂解。因此，氢能的主要需求方是氨和甲醇等化工产品以及烯烃如乙烯、丙烯，还有苯、甲苯、二甲苯等芳烃。在生产氨和甲醇的过程中，氢能是直接原料；至于烯烃的生产，目前还没有工艺具备相应的技术成熟水平。不过，用氢能生产烯烃需要中间产物，如甲烷或甲醇。 [4] 目前的天然气制氢法和煤气化制氢法有较大的脱碳潜力，以便提高工业制程和产物的气候友好度。捕集制氢过程中排放的二氧化碳，并将其用在其他地方或长期封存，是减少排放的一种方法。在德国，这种以化石为原料并搭配CCUS所制成的产物通常叫做蓝氢，本报告使用的也是这个名称。传统的气基和煤基工艺生产的氢气是灰色的。为了说明对这种色彩观点的认识，下表列出了德国讨论度最高的三种制氢途径。除化石基工艺外，还可以用电力将水分解成氢气和氧气，这个过程叫电解。这种电解途径导致全球变暖的可能性在很大程度上取决于电力在使用中产生的温室气体排放量。然而，如果电解用电来自可再生资源，如风电或光伏，则温室气体排放可以降至（几乎为）零。在德国，这种气候中和型氢能叫绿氢。值得强调的是，只有用可再生电力电解制成的氢才是绿氢，用电网电力电解制成的氢则不是。德国的雄心和目标以及大多数支持计划，针对的都是绿氢。在全球辩论中，有时也会提到其他颜色的氢能，比如蓝绿氢，指天然气通过甲烷热解制成的氢能。本报告没有进一步讨论这方面的内容。工艺色码原料能源传统灰色天然气或煤天然气、煤炭传统工艺CCS蓝色天然气或煤天然气、煤炭可再生电力电解法绿色水可再生能源图1比较了前文介绍的几种生产途径的温室气体排放水平。与传统灰氢相比，绿氢有很大的减排潜力，除此之外，蓝氢的区间也特别引人注目。制氢法搭配二氧化碳捕集后剩余的温室气体排放量在很大程度上取决于上游链的泄漏率和捕集率，这会影响氢能的价格。这些假设和不确定性坚定了德国关注绿氢的决定。氢能的需求和使用 1 6 绿氢在部门耦合中作用图 1 不同制氢途径的温室气体排放量 0 5 10 15 20 25 30 Grey Coal Grey Natural Gas Blue Coal Blue Natural Gas Green RE Electricity 温室气体排放量 [千克 CO2eq /千克 H2 ] 注阴影区域代表不同参考文献或同一参考文献中不同情况下的排放量。实心填充区域代表引用结果的下限（依据 [2, 5, 6]）。与欧盟一样，德国也制定了远大的气候目标，到 2045年工业和能源部门以及运输和建筑部门的所有经济活动实现气候中和。虽然德国电力部门已经从可再生资源获得了近一半的能源，但其他部门仍有许多工作要做。由于合成气等可再生原料的产能有限，亟需进行跨部门耦合。德国政府正在努力实施道路运输电气化，尤其是客运电气化，纯电动汽车是重点关注对象。住宅楼供热和工业应用也可以全面实现电气化。但是，目前的技术水平无法使化工行业等其他部门，或者海运和航空等特种运输应用行业实现电气化。在这方面，绿氢提供的解决方案既可以显著减少排放，也不需要从根本上改变应用或工艺。德国2020年6月出台的国家氢能战略计划中提到到2030年，德国国内电解槽容量达到500万千瓦， 2040年达到1000万千瓦。德国政府2021年12月签订的联盟协议中，这个目标变成了到2030年，将实现1000万千瓦的电解槽容量，较原先翻了一番。如图2所示，2030年的预期需求为6401100亿千瓦时，2045年为39206570亿千瓦时。预计到 2030年，德国国内的产能只能满足约15的需求。从欧洲和其他国家进口是必然的选择。从图2可以看出，这种需求的构成范围很广。虽然一些能源方案对氢能有较高的需求，但其他方案预计对氢能衍生物，即所谓的电转X产品（简称PtX）的需求更高。欧盟2020年7月出台的氢能战略提出目标到2030年电解槽容量达到4000万千瓦，可再生氢的产量达到4000亿千瓦时。作为综合能源系统的基本组成部分，氢能和PtX的重要性将不断提高。到 2050年，氢能生产可能要消耗欧盟约四分之一的可再生电力。德国的氢能战略没有明确限制氢能的使用，其首先关注的是氢能在化工、钢铁、物流和航空业的应用，例如制定脱碳战略。不过，德国政府也正在推广燃料电池加热设备在建筑内的安装。在化工部门，目前使用灰氢工艺，如上所述，灰氢工艺将转换为低排放的替代工艺。此外，德国还设定了目标，分析哪些行业有副产氢，如何让副产氢可以被利用，以及哪些行业可能出现产能过剩的情况。目前，中国的氢能需求量占全球需求的三分之一，氢能年产量达3300万吨，是最大的制氢国。和德国一样，中国在化工、炼化和冶金行业也会用到氢能。 2022年，中国发布了“氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）”，根据规划，2025年绿氢的生产量将达到1020万吨。原则上支持氢能发展，对绿色产物的关注则要等后期再确定。由于定义不同且根本目标的差异巨大，因此很难比较中德两国的规划和潜在目标。这也是本报告主要侧重通过绿氢载体（如氢气），在工业和特定交通领域促进部门耦合的原因。 2050年，中国对可再生氢的需求可能达到1亿吨。这意味着，2050年中国的需求将占全球氢能需求的 22。为了满足这一需求，中国正在扩大电解槽容量，根据预测，2030年中国电解槽容量将达3800万千瓦左右。中国最大的氢能促进组织（中国氢能联盟）甚至发布了2030年达到1亿千瓦的目标[8]。但是，和德国一样，中国目前规划和运行的工厂数量不足以达到这些目标[9]。墨卡托中国研究所发现，为了扩大市场，中国将聚焦四大支柱 1）研发投资 2）地方和省级政策支持 3）项目开发 4）工业积累[9] 除了已知领域的应用，氢能还可以在未来的能源系统中承担更多其他任务。氢能使可再生电力可以存 7 绿氢在部门耦合中作用储更长的时间，进行更远距离的输送，使电力系统与能源系统挂钩，增加系统韧性。因存储容量大，氢能应用还可以为电网提供系统服务。通过智能控制电解槽，可以平衡峰值负荷，减少电网压力，避免可再生能源工厂停工。此外，还可以通过燃料电池将氢能重新转化为电能，平衡用电高峰。因为可以长期存储，如存储在老盐洞中，电力供需的季节性波动也可以得到平衡。然而，由于转换和再转换过程存在效率损失，所以必须认真权衡该应用的成本和技术效益。氢能及其衍生物可通过管道和海洋进行输送，这使得可再生电力生产地与消耗地得以脱钩。因此，可再生电力产品可以在全球范围内交易，而且原本无法使用的潜在可再生能源的利用也变得经济又实惠。不过，将电能转化为可再生分子，使得许多新应用实现了脱碳，例如充当燃料，与碳原子发生反应，或作为原料与氮气结合制成氨，或在钢铁生产中直接还原铁矿石。为了在全球范围内尽可能高效地发展氢经济，未来应该将价格更昂贵的可再生氢主要应用于那些无法直接实现电气化的行业。对此，工业界、科学界和其他相关部门的公共利益相关者已经探讨了多年，然而无论研究方法如何，无论成本假设有多准确，目前有四个应用领域被认为是使用氢能和PtX的安全行业将其当成基础材料的化工、钢铁、货运和所有的航空运输。在一项综合分析中，Ueckert等人指出，高温（ 400 ° C）工业过程的供应和重型道路运输是能源密集型行业，在这些行业中，电子燃料和直接电气化的成本可能相近[10]。下文对这四个应用领域进行了介绍，这些领域应该坚定信念，从现在开始向氢能或PtX部署过渡。报告的第二部分详细分析了绿氢与相较于化石氢的竞争力，氢能在航空运输的使用未包含在内，因为该领域的技术还在不断发展，而且到目前为止没有任何类型的氢能显示出了明显优势。图 2 德国能源系统五大研究中 H2、 PtG 和 PtL 的需求对比太瓦时/ 年 1 图 2 的依据为[7]. 8 绿氢在部门耦合中作用 1.1 化工在化工行业中，氢能主要用于生产基础材料，如工业气体或化肥，以及石油化工产品及衍生品。与其他应用领域的主要区别在于，氢能在化工领域中是原料，而非能源。图3[11]展示了转化可再生氢的各种工序以及转化生成的产物，例如费托合成或甲醇生产以及随后的炼化工序可用来生产目前交通行业使用的所有常规燃料。甲醇也是制造热固性塑料、纤维、弹性体、溶剂、添加剂和炸药的原料。值得注意的是，全世界生产的甲醇有25被用来制造甲醛，用以生产合成树脂。虽然石油化工产品和大部分基础化工产品都是碳基产品，但用氢能生产氨要用到氮。如上所述，氨目前的主要作用是制造化肥，但是目前人们正在进一步研究将其变成零碳燃料，例如国际可再生能源机构（IRENA）和氨能源协会联合发布的一份报告，讨论了氨在固定发电中的应用以及作为航运燃料的可能性。本报告以及近年来发布的其他出版物也介绍了氨在国际贸易中作为氢能载体的潜力。如今，氨运输已经成为现实，但船队还需大幅扩张。另外，氨在生产过程中不需要二氧化碳的优势抵消了它的高毒性以及对水生环境的危害。[12] 德国计划在Brunsbüttel修建第一个氨进口码头。能源公司RWE希望每年进口30万吨绿氨，用于今后在易北河（River Elbe）港口生产氮肥和矿物油产品[13]。拓展信息 HySCALE100是一个大规模制氢及合成绿色甲醇的项目，旨在促进石油化工和水泥两个行业的价值链脱碳。该项目由Hynamics及其合作伙伴Holcim Germany、Ørsted和Raffinerie Heide GmbH共同负责。（Schleswig-Hol- steinischer Landtag，2022年9月5日）当地工商界和市政当局合作伙伴将共同实施这个项目，利用该地区生产的风能制造绿氢。电力可以通过这种方式进行存储，然后进入各行业的价值链中。其目的是大规模生产绿氢，并利用二氧化碳将其转化成合成原料。除了可持续水泥，用这种方式还可以生产各种各样的产品，包括电子燃料、电子化工产品和电子甲醇。这些措施将为西海岸地区创造消纳可再生能源的可能性，从而使系统中的现有产业脱碳。到2025年，随着第一批容量约50 万千瓦的电解项目建成，氢能将与二氧化碳一起被提炼成甲醇，然后再生成合成化学品。到2027年，产能将达到212.5万千瓦。Orsted，2022年9 月5日该项目可以使德国二氧化碳总排放量减少 0.5，并将为德国气候中和做出重大贡献。 IPCEI欧洲氢能项目资助计划将为其范围内的 HySCALE100和德国其他61个项目提供资金。 BMWI，2022年9月5 日图 3 各种潜在的动力燃料工艺、产物和应用案例 [11] 9 绿氢在部门耦合中作用 1.2 钢铁 2018年，德国20家钢铁厂生产了4240万吨粗钢，其中70在生产中使用了高炉和转炉，30使用了电弧炉。这导致2018年直接二氧化碳排放量（包括进一步加工粗钢的排放量）达5780万吨。要释放这一巨大的减排潜力，有三种不同的方式 1）在深加工粗钢过程中，用氢能代替煤气和天然气等化石燃料 2）提高电弧炉使用绿色电力制钢的比例，从长远来看，需要在电弧炉的天然气燃烧器中使用气候中性氢 3）使用绿氢和过渡性的富氢气体（如天然气）直接还原，再结合CCS/CCU转向一级钢生产。与高炉途径相比，全绿氢模式可将二氧化碳减排潜力提高到95 因此，欧洲钢铁行业的氢需求在2030年可能会增加到450亿千瓦时，2050年可能会增加到1230 亿千瓦时[14]。为了使钢铁行业投资低碳制钢，需要对销售市场进行具体预测。标准和产品标签是开发绿色钢铁销售市场的重要前提。[15, 16] 作为最大的钢铁生产国和消费国，中国钢铁行业实现气候中和的潜力巨大。因此，中国针对各种减排目标建立了许多试点项目，其中有些项目已经投入运行。氢能在DRI途径中的使用在政治上获得了支持。在RMI零碳方案中，通过可再生DRI途径，一级钢的占比排在第二位，仅次于二级钢。为实现这个目标，氢能价格必须大幅下降，而煤炭价格必须上涨。[17] 拓展信息钢铁生产商ArcelorMittal正计划将其大量的钢铁生产厂改造成绿氢工厂。现有的DRI工厂主要使用天然气进行生产，其主要目的是将这些工厂转变成部分依靠绿氢进行生产的工厂。作为西欧唯一的直接还原钢铁厂，Arcelor- Mittal Hamburg GmbH利用还原气体，而非焦炭，将铁矿球团转换成金属铁。该公司称，还原气体中大约有60氢气，向全氢模式的转变是必然的。按照计划，最快在2025年氢基钢的产量将达到10万吨。到2030年，ArcelorMittal计划每年生产 100多万吨碳中性钢，每年减少约80万吨二氧化碳排放量。[13] 改造需要相当大的财政投资。德国政府表示，将出资5500万欧元（相当于总投资1.1亿欧元的一半）支持工厂建设。新工厂动工之前，欧洲委员会先审批德国政府出资意向。ArcelorMittal已在欧盟IPCEI框架下为其汉堡工厂申请了资金。未来，ArcelorMittal的杜伊斯堡生产基地将能够使用汉堡的绿色海绵铁（DRI）生产钢材，这是杜伊斯堡DRUIDE项目的一部分。在不来梅基地，ArcelorMittal计划先向高炉注入天然气，然后再用氢气来减少二氧化碳排放。电解槽有助于生产气候中性氢，其初始容量为10万千瓦，之后将增加到30万千瓦。在德国的艾森许腾施塔特（Eisenhüttenstadt）生产基地，氢能是未来战略不可或缺的一部分，从长远来看，其目标是转向用氢气直接还原铁矿石的技术；然而，在过渡阶段需要向高炉注入天然气，直到获得所需体积的绿氢并实现成本竞争力为止。[14] 10 绿氢在部门耦合中作用 1.3 航空航空业目前面临着向低排放航空运输过渡的挑战。根据欧盟绿色协议，2050年欧盟的运输相关排放与1990年相比将减少90。欧盟航空业的排放量占总排放的3.8，是运输部门中仅次于道路运输的第二大温室气体排放源，占运输相关排放量的 13.9。[18] 效率的提高，让二氧化碳排放量的增加得以与运输增长量脱钩。然而，依据目前空运服务需求，长远来看排放量将继续增加。技术上可替代的推进技术可以建立在电池动力和燃料电池动力架构的基础上。这两种技术仍在研究阶段，部分还在测试中[19]。例如Airbus宣布将在2035年推出远程氢能飞机[20]。与之相反， 2021年6月，飞机制造商Boeing首席执行官称，在2050年之前氢能不会在航空领域起到重大作用。 [21] 氢能作为最终用途能源载体，在商业航空中直接使用仍存在很大的不确定性。2021年初，行业推动形成的“目标2050”倡议公布了氢能使用的可行方案。该方案提出欧洲航空业将在2050年实现净零排放，氢能对2050年减排的贡献率将达20[22]。电池动力飞机提供了另一种选择，由于电池能量密度有限，基于对其发展的预期，预计在2030年之前电池动力飞机不会大范围应用（[23], [19]）。2030年起，这类飞机有可能会用来提供载客量100人的短途航班服务[24]。由于投资成本高、飞机寿命长，航空业解决方案同时要考虑减少当前机型的碳排放。高能源需求与安全参数相叠加，导致航空燃料必须满足严格的要求，如体积和重量、能量密度以及特定属性。合成石蜡的化学性质与其对应的化石物质相同，并能满足所有的性能和安全规范。电子煤油可以与传统煤油混合成为即用型燃料，甚至还可以完全取代传统煤油。预计到 2050年，航空煤油可以满足航空业大部分需求。民用航空最关注的两种燃料是氢能和电子煤油。电子煤油是一种即用型燃料，用它和绿氢以及直接从空气中捕集的（DAC）二氧化碳反应生产时，其生命周期内产生的温室气体排放量比化石喷气燃料A/A-1 少90uni00A0[11]。使用电子煤油有助于缓解非二氧化碳效应，原因是其不含硫，燃烧产生的氮氧化物排放量比化石喷气燃料低[25]。不过，如果考虑非二氧化碳效应，与化石喷气燃料A/A-1相比，使用电子煤油可以使燃料温室效应减少50左右[18]。如果直接将绿氢作为最终的能源载体，可100 减少燃料燃烧产生的二氧化碳排放。即使考虑非二氧化碳效应，绿氢的性能仍然远超电子煤油。如果在燃烧过程中使用绿氢，可使燃料的热效应减少50– 75；如果将绿氢用在燃料电池中，则减少量可达 90[26]。使用航空燃料时，需要考虑的另一个因素是当前价格。航空燃料的价格明显高于传统的喷气燃料A/ A-1，从某种程度上说可能具有行业特殊性，因为航空业的需求弹性相当大，当价格上涨是非全球性现象时尤其明显。[27] 拓展信息 2021年10月，世界上第一座二氧化碳中性合成煤油工厂在德国西北部的埃姆斯兰（Emsland）落成。首先，电解厂用可再生电力和水生产氢气；然后，采用合成装置使氢气和碳进行反应，由于二氧化碳是从当地沼气厂废气中提取以及从空气中直接捕集而来的，所以形成了一个封闭的碳循环，让电子煤油转化成了二氧化碳中性产物。据经营方atmosfair介绍，该工厂今年运转正常，每天可产8桶粗石蜡，工厂用卡车将其运往汉堡北部的海德炼油厂，并在那里将合成原油提炼成喷气飞机燃料A1，再运往汉堡机场。Lufthan- sa Group是欧洲可持续航空燃料（SAF）的最大买家，也是这个项目的第一个试点客户。生产成本在每升5欧元以上，但atmosfair 基本以成本价将产品卖给客户[24]. 11 绿氢在部门耦合中作用图 4 航运替代燃料的特点 1.4 海上货运 2018年，航运业温室气体排放量约占社会总排放量的2.89，每年消耗的石油约占全世界年供给总量的8。虽然自2008年以来，航运的碳强度有了明显下降，但20122018年期间，温室气体排放量仍然从9.77亿吨上升到了10.56亿吨。海运是全球贸易的支柱，在全球货运中占比超过80。[28] 目前海运船只主要采用单一燃料柴油机燃烧低硫燃油和瓦斯油作为动力，大多数新船订单都在继续使用这种技术。目前唯一的商用替代燃料是液化天然气，可以减少高达25的二氧化碳排放。但是，由于化石液化天然气在减少温室气体排放方面的潜力非常有限，而且甲烷不完全燃烧排放的风险很高，故而只能将化石液化天然气作为过渡燃料。[29] 航运业要摆脱对化石燃料的依赖，需要完全向其他燃料过渡，这对航运公司、港口、燃料供应商和政策制定者来说是一个挑战。航运业未来会使用什么样的燃料组合，存在着很大的不确定性，然而可以肯定的是基于电力的可再生燃料将发挥重要作用，并作为生物燃料的补充。国际海事组织（IMO）2019年的温室气体战略提出目标，到2050年航运排放量较2008年减少 50[30]。2021年，欧洲委员会通过了“Fit for 55”一揽子减排计划，旨在调整欧盟监管框架，以适应2030年减少55排放的气候目标，另外该计划还针对海运制定了具体目标。温室气体减排目标必须定得足够高，才能反映出气候变化行动的紧迫性，同时也要让利益相关者有能力达到目标。随着可再生能源指令的修订，欧盟规定了将新燃料推向市场的义务。在这种情况下，为了保证市场对可用燃料的需求，与FuelEU海事法规目标保持一致很重要。在可再生能源指令II（REDII）及其授权法案中，欧盟规定了评估替代燃料实现温室气体减排的方法，并确立了可持续性标准。不同燃料对温室气体排放的影响必须是透明的，从而确保真正实现温室气体减排。REDII谈判会目前还在讨论非生物来源可再生燃料的标准以及排放系数的计算方法。除FuelEU海事法规外，欧盟还致力于推动综合措施的落实，以便制定类似的国际性框架，这体现在欧盟就国际海事组织的温室气体低排放燃料标准和燃料全生命周期评估指南提出的建议中。针对温室气体确立全球燃料标准才是最终的目标，如果在全球范围内通过并实施国际温室气体燃料标准，欧盟框架将退居其次，优先考虑全球行动。高能燃料被视为本世纪航运脱碳最可行的选择。如图4所示，目前的双燃料船用发动机可以使用合成甲烷或液态费托合成（FT）燃料作为替代燃料，而且市场上已经出现了甲醇燃料发动机，以氨为燃料的新型发动机目前正在开发当中，燃料电池也为直接使用氢能提供了可能，然而高能燃料还没有商业化，也无法与化石燃料竞争。很难从各种替代燃料中找出合适的优胜者，要考虑的因素包括燃料的可用性、基础设施和存储、技术成熟度（燃料和动力传动系统）、能量密度、价格以及环境友好性。由于船只通常的服役期为二十至三十年，而且改装船舶燃料系统的成本很高，所以海运燃料的未来存在很大的不确定性。这种不确定性抑制了投资，因为有资产搁浅的风险。[31] 12 绿氢在部门耦合中作用目前，绿氢的成本仍明显高于化石能源的成本。可再生氢的竞争力取决于供应成本和最终用户的支付意愿水平，供应成本包括生产成本和运输成本。可再生氢的生产成本主要由电力成本、其他运营支出和电解厂的资本支出构成[32]。运输成本取决于运输方式，即管道、船舶、卡车等，根据生产和消费地点之间的距离长短，成本差异较大。对可再生氢的扶持可以推动向零排放和低排放能源的转变，从而降低供应成本，也可以通过提高化石产品的使用价格来提高用户的支付意愿。要降低可再生氢的成本，除了对各种成本构成予以补贴，如电解槽补贴或电力补贴，还需要激励措施，例如强制性使用配额。另外，碳定价提高了温室气体排放量较高的化石产品的使用成本，可再生能源越来越有吸引力。 [33] 措施分为三大类国家支付津贴或补贴，国家处以罚款以及配额制这种国家既不花钱也不赚钱的办法。宽松的融资环境总会伴随公共资金使用过多的风险，会对市场流程产生不必要的干涉，或者延迟技术或经济发展，例如应用部门的优先等级。因此，当务之急是不断评估政策措施的效率和效果，并在必要时作出调整。国际氢能委员会在2021年发布了一份政策工具清单，确定了有效政策的六个支柱 1）利用本地优势，从跨境合作中获益 2）利用目标和承诺创造确定性 3）在整个价值链中提供专门针对氢能的支持 4）支持稳健的碳定价 5）采用统一的认证方案 6）考虑社会价值和价值观[34] 德国公布了氢能战略并遵循欧盟层面的各种进程，已经具备对支柱1和支柱2推出多个措施的能力。另外，欧盟目前正在修订和扩大其监管框架，例如将海事部门纳入排放交易体系（支柱4），同时欧盟也在制定低碳和可再生氢的认证方法（支柱5）。德国采取了各种措施和支持手段，这些措施包括促进科学贡献和技术开发与测试，为使用氢能的工业厂房建设或改造直接提供补贴，支持国际市场发展以及允许进口氢能及其衍生品（支柱3）。相较于德国，中国对国家级应用领域和部门目标的依赖较少，更多地是依靠省级具体措施。因此，中国主要依靠的是支柱1以及地方优势，例如2021年出台了78项涉及氢能或燃料电池的省级政策，而在国家层面仅有11项政策提到了这些内容。尽管如此，中国仍为实现碳中和设定了严格而远大的目标，可再生氢是重要基石。例如碳定价机制的实行（支柱4）使得转向绿氢变得越来越有吸引力。此外，中国希望减少化石燃料进口，尤其是对天然气进口的依赖，而这也可以通过发展可再生能源制氢来实现。 2.1 结果如上所述，对氢能的扶持已经实施了第一阶段内容，第二阶段仍在设计阶段。在本报告的第二部分，科隆大学能源经济研究所（EWI）对中德两国可再生氢的成本竞争力进行了定量研究,比较了化工、钢铁和航空三个应用行业的电解氢与化石替代品的平准化成本。结果显示，三个行业为了确保尽快实现向电力基氢能的转变，有必要采取一些支持措施。然而，结果也显示航空业的成本差距明显大于另外两个重工业行业。报告的第二部分还评估了五种不同的支持措施对可再生氢竞争力的影响。评估者得出的结论是碳定价与特定部门的运营支出和/或资本支出补贴的组合对市场的积极影响最大。尤其是，必须对电子煤油的直接运营开支和资本开支给予非常高的补贴，才能与化石石蜡的成本持平。氢经济 2 13 绿氢在部门耦合中作用 2.2 结论总而言之，通过定量研究可以得出结论德国到 2030年，中国到2035年，在化工和钢铁行业建立稳健的碳定价机制，将缩小使用化石能源的传统方法和使用绿氢的绿色生产途径之间的成本差距。要实现这个目标，德国将碳价定在80美元/吨CO 2 左右，中国将碳价定在20美元/吨CO2 以下即可。即使没有政府的进一步干预，只要碳价生效得越早并且定价足够高，就有可能越早转向低排放。航空部门的情况明显不同。要缩小成本差距，碳定价必须达到几百美元，但可能性较小，而且会给消费者带来沉重负担。无论是中国还是德国，即使对电解槽的投资成本进行全额补贴，也不足以达到化石煤油的价格水平。不过，为了减少排放，最有效且惯常使用的办法是设定一个较高的电子煤油配额。这个配额的限制性可以刺激其他技术的发展，但不会增加公众的成本。较高的消费价格可能会导致运输方式的转变，减少航班总量，达到减少温室气体排放总量的目的。为了加速向可再生能源载体的转变，图5介绍了三项措施建议。图 5 部门耦合中促进绿氢使用的主要措施 0cÃ N´{DLôóóó,´ .ã.ãÊÊ éx J¸GL ¼2 jÎK¯Lfå,´ CtCt\\__**CdCdÈF¯}Ct\ö Lö »ÅCt Li, Shuyi; Li, Xiangyi; Li, Ye 2021Pursuing Zero-Carbon Steel in ChinaA Critical Pillar to Reach Carbon Neutrality.RMI.Available online at http//www.rmi.org/ insight/pursuing-zero-. 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