未来能源系统中的柔性电解技术——美国与欧盟的观点比较

《Smart Energy》：Flexible electrolysis in future energy systems - a comparison of perspectives in the US and the EU

　　玛丽·明斯特 | 马蒂亚斯·伯格·罗森达尔 | 埃米尔·斯科夫·马丁森 | 马格努斯·哈曼·普尔森 | 托比亚斯·K.S.里切尔 | 克莱尔·贝尔甘茨莱 | 阿诺尔德·吉约坦 | 鲁阿里德·麦克唐纳 | 德鲁·斯托里 | 布莱恩·瓦德·马蒂森 | 伊瓦·斯科夫 | 阿洛伊修斯·乌登韦泽 | 埃里克·海因斯
丹麦技术大学

**摘要**
由于多种因素的影响，氢在未来的能源系统中的角色仍不确定。本文综述了当前的趋势、技术现状以及灵活生产能源载体的未来前景，这对于难以减排行业的脱碳至关重要。本文通过比较当前关于电解技术进步的项目和研究、投资趋势及能源系统情景来进行分析，重点关注欧盟和美国这两个大区域在氢供应和政策方面的差异。我们发现这两个区域在可再生能源预期和基础设施建设方面存在显著差异。然而，到2050年，两个区域都需要大量的电解槽以实现净零排放，同时需要能够连续运行3000至5000小时的电解槽来促进可再生能源的整合。因此，已宣布的项目与未来需求之间存在较大差距，这凸显了鼓励投资的政策的必要性。例如，美国提出的固定补贴可能促进快速投资，而欧盟实施的拍卖则可能更具成本效益，但可能进展较慢。

**缩写列表**
| 缩写 | 含义 |
| --- | --- |
| AEMWE | 阴离子膜水电解 |
| ATRA | 自热重整 |
| AWE | 碱性水电解 |
| BECCS | 生物能源与碳捕获和储存 |
| BECCS-H2 | 通过生物能源与碳捕获和储存产生氢 |
| CCS | 碳捕获和储存 |
| DACC | 直接空气碳捕获 |
| EU-HBA | 欧洲氢银行拍卖 |
| FID | 最终投资决定 |
| IEA | 国际能源署 |
| IRA-45V | 2022年通胀削减法案中的清洁氢生产税收抵免 |
| NGCC | 天然气联合循环 |
| PCCS | 点源碳捕获和储存 |
| PV | 光伏 |
| PtHP | 电力制氢 |
| PtX | 电力制X |
| RFNBOR | 非生物来源的可再生能源 |
| SMR | 蒸汽甲烷重整 |
| TRL | 技术准备水平 |

**1. 引言**
氢被视为在难以电气化的行业（包括某些能源密集型产业、重型运输等）以及灵活备用电力生成中的重要未来能源载体（Hübner和von Roon, 2021；Kany等, 2022）。氢、氢基燃料与电气化之间的竞争减少了需求，但在未来的智能能源系统中，仍需要电解和氢（Abid等, 2025）。然而，关于具体的用途、预期需求以及各种生产方法的普及程度仍存在高度不确定性。本文探讨了欧美两国在氢的使用和生产方面的当前趋势和情景，并比较了它们的不同方法及相应的监管环境。

据作者所知，尚未有研究将技术经济分析、能源系统建模研究与政策比较结合起来，以全面识别灵活氢生产在未来的潜在作用，从而实现负担得起且清洁的能源供应。例如，Mucci等人（2023）回顾了基于质子交换膜水电解（PEMWE）的电力制氢系统的潜在灵活性；Marzi等人（2024）则提出了针对多个电力制氢系统的控制策略。虽然这些研究能够详细建模和分析技术约束条件，但可能缺乏大规模动态分析。多项研究对欧美未来的能源系统进行了建模，并分析了氢的潜在作用。Neumann等人（2023）发现，建设氢基础设施可以降低总系统成本，尽管效果不如大幅增加电力传输能力显著。Kountouris等人（2024）也研究了不同自给自足和生产情景下氢基础设施的未来作用。尽管欧美在电解槽和蒸汽甲烷重整（SMR）方面的研究较多，但Larson等人（2021）的研究还包括了生物能源与碳捕获和储存（BECCS）结合生物质气化制氢的路径，并指出该技术需要大量投资。因此，这些研究结果和方法存在差异，但并未对不同地区的经验进行综合分析。

**3. 方法**
本研究提供了对趋势、情景、电解潜力及促进灵活氢生产政策的全面概述，并比较了欧美两国的方法。采用跨学科方法，结合了数据分析师lemen、对电解技术现状的深入回顾以及对欧盟和美国监管环境的比较分析。分析过程可归纳为三个方法步骤：1）数据分析以明确当前趋势；2）电解技术的现状分析；3）能源系统建模研究和监管环境的比较分析。具体方法细节见补充材料和参考文献。

- **数据分析**：利用国际能源署（IEA）的数据，确定了氢生产项目的开发趋势。IEA数据库（IEA, 2025a）通过汇总欧盟成员国和终端用途类别简化了数据展示。为便于理解，某些项目的具体容量（以吨氢或兆瓦电力输入计）未在文中列出。数据库中包含27个国家的信息（注：保加利亚没有项目记录），其中包括5项欧盟成员国间的合作项目。
- **技术现状分析**：第4节对灵活电解技术的现状进行了文献综述，包括三篇独立的研究。数据来自期刊上发表的科学论文，筛选标准包括“电解”“动态运行”“灵活性”“降解”“可逆性”“不可逆性”等关键词。
- **比较分析**：对相关的能源系统建模研究和监管框架进行了比较分析，以欧盟和美国为例。这些研究分析了未来能源系统的情景，并评估了氢的潜在作用。

**4. 欧盟和美国的实施趋势**
第3节描述了欧盟和美国氢项目的当前实施趋势，第4节介绍了电解槽灵活运行的技术现状。第5节总结了大规模系统建模结果，展示了氢在未来的脱碳能源系统中的作用。第6节对比了欧盟和美国支持清洁氢生产的旗舰政策，这些政策有望推动氢项目的发展。第7节总结了进一步研究的必要性。美国在实施“三大支柱”——额外性、时间相关性和地理相关性——方面作出了规定，这些支柱决定了氢生产者的监管复杂性。最后，从总体政策目标的角度比较了每种监管环境的影响：投资激励、市场准入、减排以及公共支出控制。这一比较基于对一系列代表性政策文件和科学文章的分析：美国国会，2022年；欧盟，2018年；欧盟，2023年；欧盟，2024年；国际能源署，2025b年；Guillotin等人，2025年；S?derholm & Klaassen，2007年；Zeyen等人，2024年；Giovanniello等人，2024年。

**当前趋势**
2020年，欧盟和美国的国内生产总值分别为21.2万亿美元和21.3万亿美元（经合组织，2024年）。能源消耗和人口数量也有所不同，分别为40艾焦耳和66艾焦耳（国际能源署，2024年），欧盟有4.48亿人口，美国有3.33亿人口，因此人均能源消耗量分别为约90吉焦耳和200吉焦耳（经合组织，2024年）。这种人均消费差异部分是由于美国的地理面积是欧盟的两倍多（980万平方公里对比420万平方公里），导致主要消费中心和潜在可再生能源生产中心之间的距离明显更远。许多氢生产项目计划从2020年代中期开始上线，尤其是在欧盟。国际能源署（IEA 2025）收集并分类了全球处于不同成熟阶段的2400多个“Power-to-X”项目。图1和图2分别展示了这些项目的计划用途和生产方法。需要注意的是，并非所有计划中的项目都有具体的用途，例如欧盟计划生产的3500万吨氢气的总量与图1中计划的20个用途案例之间存在差异。

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**图1.** 欧盟和美国具有计划用途项目的氢生产量与已通过最终投资决策、正在建设或运行的项目计划用途的对比（国际能源署，2025年）。

**图2.** 欧盟和美国的总计划氢生产能力，以及已通过最终投资决策或正在建设的项目数量。

在美国，氢生产的主要用途是氨生产和电网注入。而在欧盟，工业（钢铁等）和氨生产占最大份额。其他计划用途包括替代燃料、移动出行、精炼以及电力和热能。在欧盟，通过最终投资决策的项目中，大多数用途是精炼；而在美国，这些项目的用途主要是氨生产。与中国相比，氨生产和替代燃料生产占据了成熟氢项目需求的主体（总共1400万吨）。

如图2所示，欧盟计划项目的生产能力大约是美国的两倍。虽然大多数欧盟的计划项目将采用电解法生产氢气，但已通过最终投资决策的项目中，欧盟主要依赖电解法，而美国则主要依赖天然气（即蓝色氢气）。在美国，只有16%的 projects 依赖电解法，而在欧盟这一比例达到了66%。相比之下，中国95%的 projects 依赖电解法。

如果所有当前计划的项目都投入运营，欧盟将需要193吉瓦的电解产能，而美国需要58吉瓦，中国需要63吉瓦。仅考虑已通过最终投资决策的项目，这些产能在美国减少到1吉瓦，在欧盟减少到4吉瓦，在中国减少到10吉瓦。目前项目的进展与2050年最佳电解产能的预计存在显著差异。Kountouris等人（2024）预测欧盟将需要超过500吉瓦的电解产能，并进一步指出灵活使用电解装置（相当于约4000小时满负荷运行）的能力至关重要。Maya-Drysdale等人（2022）也预计2050年欧盟将需要超过450吉瓦的电解装置来满足氢气和电子燃料的需求。Hunt等人（2024）认为风险预期和盈利能力不确定性阻碍了投资者将更多项目推进到最终投资决策阶段。这一话题将在下一节中进一步讨论。

**先进电解装置**
可再生能源（RES）的日益普及继续对电网运营商构成挑战，无论是从电力充足性还是电网平衡的角度来看。在传统电网中，发电机通过增减功率来应对供需不平衡。然而，当电力来自风力涡轮机和太阳能光伏（PV）时，这种能力就不存在了，因为它们是间歇性电源。因此，需要寻找替代方案来缓解供需不平衡。“Power-to-X”（PtX）就是这样一种方法，它可以通过电解水将大量可再生能源转化为氢气。然后，氢气可以作为能源载体转化为其他燃料和化学品（如甲醇、氨、甲烷）（Mucci等人，2023），或者如引言中所述，用于其他应用，包括通过燃料电池或燃烧响应过多的电力需求。PtX技术的普及作为一种灵活的运营解决方案，可以显著增加氢气的供需。

存在多种水电解技术，其中最常见的有碱性水电解（AWE）、质子交换膜水电解（PEMWE）、阴离子交换膜水电解（AEMWE）和固体氧化物电解（SOE）（Nasser等人，2022年）。这四种技术在成熟度、效率和灵活性方面有所不同。AWE和PEMWE是最成熟的两种技术，其技术成熟度等级（TRL）均为9，效率也相近（AWE为68-77%，PEMWE为70-80%）。SOE成熟度稍低（TRL 7-8），但效率更高（80-91%），而AEMWE是最不成熟的（TRL 6），效率与AWE和PEMWE相当（低于74%）（Wang等人，2024年）。SOE还具有作为燃料电池运行的优势，而AEMWE结合了AWE和PEMWE的优点来弥补各自的缺点（Xu等人，2022年）。PEMWE被认为是最适合灵活运行的技术，因为它能最快地根据可再生能源产量的波动增减生产，最低运行负荷低，启动时间短（Lopez等人，2023）。PEMWE的调节速率为+10-50%/秒和-40%/秒，最低运行负荷为7.6%；其他膜电解技术的调节速率分别为AWE 0.3%/秒，AEMWE +0.47%/秒和-10%/秒，SOE 0.17%/秒；最低运行负荷分别为AWE 18%，AEMWE 60%，SOE 50%（Lopez等人，2023；Sunfire GmbH 2024）。

通常，这些电解技术的最大负荷为100%（Buttler & Spliethoff，2018），不过Lange等人（2023）报告称PEMWE可以在短时间内运行至160%。短暂中断后的启动时间（热启动）分别为：PEMWE低于10秒，AWE 1-5分钟，AEMWE 5分钟，SOE 15分钟；而完全关闭后的启动时间（冷启动）分别为：PEMWE 5-10分钟，AWE 1-2小时，AEMWE 30分钟，SOE数小时（Buttler & Spliethoff，2018；Sayed-Ahmed等人，2024；Lange等人，2023；Enapter，2024）。Lange等人（2023）还报告称AWE的冷启动时间为5-15分钟。

表1总结了不同电解技术灵活运行的关键参数。

**表1.** 不同电解技术灵活运行的关键参数总结。
* Lange等人（2023）。PEMWE = 质子交换膜水电解，AWE = 碱性水电解，AEMWE = 阴离子交换膜水电解，SOE = 固体氧化物电解。

| 技术 | TRL | 效率 | 调节速率 | 最低运行负荷 | 热启动时间 | 冷启动时间 |
|------------|-------|------------|-------------|------------|-------------|
| PEMWE | 9 | 70-80% | +10-50%/秒 | 7.6% | <10秒 |
| AWE | 9 | 68-77% | +0.47%/秒 | 18% | 1-5分钟 |
| AEMWE | 7 | 80-91% | -40%/秒 | 5-15分钟 | 1-2小时（5-15分钟*） |
| SOE | 7 | 80-91% | -10%/秒 | 30分钟 | 数小时 |

Lopez等人（2023）特别考虑了由光伏（PV）系统驱动的电解装置用于生产氢气的案例，并指出太阳能到氢气的效率必须超过10%，才能使运营在经济上可行。Kopp等人（2017）对位于美因茨能源园区的PEMWE Power-to-Hydrogen（PtH）工厂进行了技术和经济分析，得出结论认为向电网提供辅助服务（以缓解不平衡）是最经济可行的选择。换句话说，用名义价格购买的电力为电解装置供电并不一定有利可图。Samani等人（2019）对比利时的PEMWE PtH工厂也得出了相同结论。除了生产氢气外，SOE装置还可以通过电解水和二氧化碳共同生产合成气（氢气和一氧化碳）（Zong等人，2024）。然而，关于灵活和动态共电解直接整合到可再生能源或提供辅助电网服务的研究还有限。

虽然从技术上讲灵活运行电解装置是可行的，但这可能会增加其退化速度，从而影响其盈利能力。不过，目前尚不清楚动态运行对电解装置的退化和寿命是否有正面、负面或无影响（Lange等人，2023；Lopez等人，2023）。Nguyen等人（2024）的综述指出，对于AWE和PEMWE，1）没有关于间歇运行的退化效应的标准化测试；2）关于间歇运行对退化率的影响缺乏共识。Jolaoso等人（2023）的综述则指出，退化是SOE广泛工业应用的主要障碍。

总之，多项研究表明，无论是为了应对可再生能源产量的波动还是为了提供电网平衡所需的辅助服务，电解装置的灵活和动态运行在技术和经济上都是可行的。然而，退化率尚未得到充分了解，这将显著影响灵活运行电解装置的经济性。因此，评估PtX对未来氢供需的影响并非易事，但预计这种不确定性主要会影响可再生能源生产占比高的地区。在接下来的部分，将比较针对欧盟和美国未来能源系统中氢作用的大规模系统分析研究。

**美国和欧盟的氢能未来情景**
本节比较了三项系统分析：Larson等人（2021）、Haley等人（2023）（均涉及美国），Kountouris等人（2024）（涉及欧盟），以及Mathiesen等人（2022）。为了进行比较，概述了每个情景中关于能源需求和供应技术的关键假设。这突出了实现2050年净零排放的战略，并为分析它们的相似性、差异和权衡奠定了基础。

**US E+RE-**：Larson等人（2021）的这个情景假设终端消费侧的电气化程度较高。在供应侧，将风能和太阳能的部署速率限制在每年35吉瓦。为了弥补可再生能源部署的不足，允许更高的二氧化碳存储率，从而继续使用化石燃料并结合碳捕获和储存技术。该报告未具体说明与氢进口相关的假设。该情景假设到2050年每年有13艾焦耳的生物质可用，这意味着美国不会新增用于生物能源的土地。在这一情景中，几乎所有的捕获二氧化碳都被封存起来，通过将碳捕获与储存（CCS）技术应用于自动热重整（ATR）、消耗化石燃料或生物质的电力生产、消耗生物质的氢气生产、热解和水泥生产。美国E+RE+：这一来自Larson等人（2021年）的情景也强调了需求侧的电气化，但通过在2050年前仅使用100%的可再生能源（风能、太阳能、生物质和其他可再生能源）来实现碳中和。该情景禁止新建核电站和地下二氧化碳储存设施，并在2050年前淘汰化石燃料的使用。报告没有具体说明与氢气进口相关的假设。该情景假设到2050年每年有13 EJ的生物质可用，这意味着不会有新的土地用于生物能源开发。在此情景中，所有捕获的二氧化碳都用于燃料生产。直接空气碳捕获和CCS（DACCS）技术通过消耗生物质的氢气生产、热解和水泥生产来提供碳捕获来源。

ADP23 Central：Haley等人（2023年）的这一情景代表了美国到2050年实现碳中和的最低成本路径。它采用高电气化的需求侧方法，并对可再生能源的部署和资源可用性施加了最低限度的限制。报告没有具体说明与氢气进口相关的假设。该情景没有说明总生物量潜力，但一个电气化程度较低的情景假设每年有15 EJ的生物质。技术假设提到CCS可以作为工业石灰和水泥过程的选项，以及直接空气碳捕获。关于碳捕获建模的更多细节没有提供。

ADP23 100% RE：Haley等人（2023年）的这一情景模拟了一条到2050年实现碳中和的路径，完全依赖风能、太阳能、生物质和其他可再生能源。到2050年，该情景完全淘汰了化石燃料和核能的使用。此外，它强调了替代燃料和原料生产在满足能源需求中的作用，突出了完全可再生能源系统对基础设施和资源利用的影响。报告没有具体说明与氢气进口相关的假设。该情景没有说明总生物量潜力，但一个电气化程度较低的情景假设每年有15 EJ的生物质。技术假设提到CCS可以作为工业石灰和水泥过程的选项，以及直接空气碳捕获。关于碳捕获建模的更多细节没有提供。

EU34 H2E：Kountouris等人（2024年）的这一情景研究了欧洲能源系统到2050年实现净零排放的过渡。它评估了各种氢气生产技术（包括通过电解产生的绿色氢气和通过天然气及碳捕获与储存产生的蓝色氢气）之间的竞争。允许从非欧洲国家进口氢气，将外部来源整合到能源系统中以满足氢气需求。欧洲的生物质潜力数据来自ENSPRESO数据库（Ruiz，2019年）。CCS模型的成本和总储存潜力是假设的。

EU34 SSGH2E：Kountouris等人（2024年）的这一情景通过仅依赖欧洲的电解绿色氢气生产来开发一条净零排放路径，到2050年完全淘汰对化石燃料和核能的依赖。该情景禁止从非欧洲国家进口氢气，并排除蓝色氢气的生产，强调自给自足和基于可再生能源的氢能经济。欧洲的生物质潜力数据来自ENSPRESO数据库（Ruiz，2019年）。CCS模型的成本和总储存潜力是假设的。

EU27 + UK (sEEnergies 2030&2050)：Mathiesen等人（2022年）的这些情景为欧盟到2050年开发了一个完全脱碳的100%可再生能源系统，旨在通过应用能效优先原则来最大化效率。这些情景不包括氢气进口。所有生产的氢气均为绿色氢气，用于工业和难以电气化的运输领域（如航空和航运）。欧洲的生物质潜力数据也来自ENSPRESO数据库（Ruiz，2019年）。该出版物没有说明关于CCS的假设。

在比较这些研究时，如图3所示，不同情景中对氢气的需求差异显著。与当前的总能源供应水平相比，美国2050 E+RE-和EU 2050 H2E情景中的氢气需求大约为10%。在美国2050 E+RE-情景中，最大的氢气份额用于工业；而在美国2050 E+RE+情景中，最大的份额用于绿色燃料。在这种情景下，氢气的总利用量翻了一番多。ADP23 2050 100% RE情景中的氢气需求甚至更高。在这两种情景中，绿色燃料的需求占总氢气需求的约80%。相比之下，EU 2050 SSGH2E情景中的总需求略低，仅为美国需求的约30%，绿色燃料的需求仅占总需求的约50%。没有一种情景中发现氢气在备用电源中有高使用量，特别是EU 2050 SSGH2E情景中，该情景仅允许在欧盟境内生产电解氢气。

在比较各种情景的生产路径时，如图4所示，出现了一种相似的模式。短期内，一些通过蒸汽甲烷重整（SMR）而不进行CCS的灰色氢气生产可能是可行的，但随着时间的推移，这将转变为来自ATR或SMR结合CCS以及电解的氢气生产，尤其是在天然气价格低或对减少化石燃料使用或促进可再生电力生产有有限监管的情景中。然而，市场份额有所不同。在美国情景中，基于来自合成气或生物甲烷的BECCS-H2提供了大量氢气；而在欧盟情景中，由于预计可持续生物质的可用性有限以及生物质的其他用途（如塑料、甲醇或甲烷），这种选择并不被看好。与其从合成气中提取氢气，不如将电解氢气添加到合成过程中来生产生物甲醇。

当涉及到氢气生产能力时，如图5所示，不同的研究得出了不同的结果，这使得比较变得复杂。在美国情景中，SMR和ATR的生产能力相对较高。尽管美国2050 E+RE+和EU 34 2050 SSGH2E情景中的电解生产能力几乎是前者的两倍，但实际使用时间却相差甚远（大约5000小时对3000小时）。在这两种情景中，电解器的高灵活性得到了充分利用，这突显了进一步研究灵活性对使用寿命影响的重要性。

关于氢气生产能力的比较，EU34情景中的氢气传输能力明显大于ADP23 2050 100% RE情景（见表2）。到2050年，EU34情景中的氢气传输能力更为理想，需要285-392 GW的传输容量，而ADP23情景仅为175 GW。这也解释了EU34情景中氢气储存能力是后者的2-3倍的原因，因为前者需要更多的基础设施来平衡电解器较少的运行时间。下一节将进一步探讨氢气与基础设施之间的联系。

一项针对欧洲2050年氢气需求的调查显示了类似的趋势（Abid等人，2024年）。该研究对2050年欧洲（主要是EU27和英国）在不同脱碳路径下的氢气需求进行了比较评估。研究发现，受CCS目标、生物质可用性以及可再生电力和电解器技术成本等因素的影响，氢气需求从约11百万吨到约100百万吨不等。Abid等人（2024年）预计，到2050年脱碳后的欧洲氢气需求中值为50百万吨。尽管假设和方法有所不同，但普遍认为氢气将在钢铁制造、航空和航运等行业中占据重要角色，而在发电领域的角色则较为有限，这证实了前一节的研究结果。不同研究中预测的绿色氢气生产所需的电解器容量也有所不同，介于1000 GW到99 GW之间，这受到运行时间和能源系统设计假设的影响。

影响氢气需求的因素之一是电力传输和碳捕获选项的可用性，这将在下一节中进一步探讨。

Shi（2023年）使用DOPHYN（He等人，2024年）研究了在2050年净零系统中，美国氢气供应（“H2”情景）将如何受到电力传输扩展程度（“Power”情景）、大规模DACCS、点源捕获与储存（PCCS）（“CO2”情景）以及BECCS（“Bio”情景）的影响。Shi使用Dolphyn这一多部门基础设施规划模型来成本优化不同部门组合。她首先从电力部门开始，优化投资和运营以最小化满足消费者电力需求的总系统成本，然后依次加入氢气、碳和生物燃料部门，从头开始共同优化所有部门。每个额外部门不仅需要满足自身的外部需求，还能够与其他部门内部交易商品，从而产生协同效应，降低系统总成本，例如利用氢气进行长期储存或在净负荷高期间增加天然气发电量。

如图6所示，如果仅将氢气和电力部门结合起来，美国可以安装大约200 GW的氢气电解器。如果州际传输能力增加十倍，这一数字将增加到近250 GW，因为系统在可再生电力充足时能更好地生产和储存氢气。这一大型电解器舰队需要额外的400-500 GW电力建设能力和超过1000 TWh的发电量，从而大幅增加系统整体的能源成本。如果整个美国都可以实施DACCS和PCCS，那么电力生产规模将小于独立的电力部门。DACS捕获的碳使得只需100 GW的电解器和50 GW的SMR结合CCS就能满足氢气需求，大大减少总体电力需求。假设SMR-PCCS单元的捕获率为95%，剩余排放由DACCS捕获。二氧化碳情景允许使用具有95%捕获率的天然气联合循环发电厂（NGCC）和碳捕获与封存系统（PCCS）。这使得它们能够在保持较高容量系数的同时，通过每年减少5000万吨二氧化碳排放来达到净零排放目标。如果BECCS能够大规模应用，预计其成本将低于DACCS。这将加剧DACCS所观察到的趋势，使氢电解器装机容量缩小到75吉瓦，并导致几乎20吉瓦的SMR（蒸汽甲烷重整）发电量在没有CCS的情况下产生。这种高排放的氢生产方式以及NGCC发电厂在没有CCS的情况下增加的发电量，每年会导致3000万吨二氧化碳排放。这些排放完全可以通过BECCS来抵消，其边际减排成本为每吨二氧化碳65美元，而仅使用DACCS和PCCS的成本为每吨二氧化碳250美元。与所有模型一样，结果对于假设的每个发电机、燃料、存储等成本非常敏感，由于基础模型的线性特性，优化的能源系统往往呈现出赢家通吃的结果。图7显示了不同的电力和氢气装机容量组合，这些组合的成本与图6中描述的系统几乎相同。总体而言，电力资源的装机容量变化小于氢生产和存储的变化，除了在传输扩展处于中等水平时的太阳能光伏。

图7强调了在可变的可再生电力生产和相对稳定的氢需求之间平衡的竞争手段——将能量储存为电力或氢气。陆上风能、传输、电解器和氢储存之间呈正相关，而与电池储存呈负相关。陆上风能是美国最便宜的发电方式之一，但最佳选址遍布全国。如果陆上风能的成本下降，美国更有可能拥有一个高度互联的电网，其中能量以氢气的形式储存；否则，可能会形成一个更孤立的系统，主要依赖电力储存。太阳能光伏与传输略呈负相关，但与陆上风能呈正相关，表明这不是一个简单的二选一动态。

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图7. [a] 2050年美国净零能源系统中“电力 + 氢 + 二氧化碳 + 生物”情景下的电力生产和氢气生产技术的装机容量。蓝点表示全球最优能源设计中的装机容量。条形图显示了年成本在全局最优值5%范围内的能源系统中的装机容量范围。每个子图中的四个条形图对应于相对于2022年美国电力网络的传输扩展限制，分别为0倍、2倍、5倍和10倍。[b] 近优能源系统中电力生产和氢气生产技术装机容量之间的相关性。改编自Shi（2023年）。

这项敏感性研究表明，需要进一步研究更广泛的美国和欧盟电力及氢能系统将如何应对更大的部门间耦合或更小的部门间耦合、特定区域的可再生能源发电限制或二氧化碳封存限制（Armstrong等人，2024年），以及扩展传输和管道基础设施的可行性。来自合成燃料的清洁电力和氢气的下游需求（Cybulsky等人，2024年；Brown等人，2023年）可能会改变氢气的生产和消费地点和时间。传输扩展限制不仅会改变氢气的地区生产方式，还可能影响氢气信用的有效性，因为最近的研究表明，当地传输拥堵可能意味着当无法交付时，电解器仍会被认定为使用了清洁电力（Sofia & Dvorkin，2024年）。在欧盟，Kountouris等人（2024年）和Neumann等人（2023年）也发现电力传输是一个敏感参数，但他们将分析扩展到了包括对氢传输的投资，并发现了一些竞争。Neumann等人（2023年）进一步发现，对氢基础设施的投资可以消除对带有CCS的SMR的需求，而Kountouris等人（2024年）则展示了来自欧盟外的氢进口与欧盟内部电解器容量之间的反比关系。

总之，在欧盟和美国，都重点关注替代燃料、化学品、运输和工业的应用。然而，美国的未来情景和当前计划更倾向于依赖通过ATR（空气热转化）或SMR（蒸汽甲烷重整）从天然气或通过BECCS（生物质能转化）生产氢气，而欧洲和中国则更侧重于电解氢气生产。在欧盟和美国，预计电解器将灵活运行，其满负荷运行时间在3000到5000小时之间，以促进可变可再生能源的整合，这可能会对电解器的使用寿命带来挑战。在欧盟和美国，都认为扩大氢的使用和生产是可行的，但已批准的项目远未达到计划的生产水平，因此问题在于是否有必要的法规来确保投资。下一节将比较欧盟和美国的氢能法规。

6. 欧盟和美国的监管环境

欧盟和美国已经实施了一系列激励措施，以支持氢能市场的快速发展和生产，这些措施符合总体脱碳和能源安全目标。尽管大西洋两岸都采用这些公共政策工具来促进氢能的采用，但使用了非常不同的监管方法，预期结果也不同（见图8）。

图8. 监管框架和支持计划之间的联系

在欧盟，氢能发展的政策努力体现在2023年启动的旗舰项目“欧洲氢能银行拍卖”（EU-HBA）中，该项目为可再生氢能制定了融资条件。在美国，2022年的《通胀降低法案》（US Congress，2022年）创建了“清洁氢能”生产税收抵免（IRA-45V），根据氢的碳强度提供基于价格的支持，最高抵免额为每千克氢3美元（见图8）。自这两种监管措施实施以来，政策环境迅速发展。在欧盟，2024-2029年的委员会正在讨论放宽可再生氢能规则（EU，2023年），同时实施了补充性的低碳氢能法规。美国国会在拜登政府最后几天发布最终规则后五年就提前终止了IRA-45V。未来，一些激励措施可能会重新引入。因此，这些框架的未来仍不确定。

6.1. 定义和资格

世界各地已经制定了各种监管框架，拥有国家氢能战略的政府数量从2021年的23个增加到2025年的65个（IEA，2025b）。虽然本文的重点是美国和欧盟，但日本的对差合同计划、中国的省级支持和国有企业推广以及印度的财政支持也是重要的氢能政策。每个地区的清洁氢能监管框架在四个主要方面存在差异（表3）。前两个差异在于氢生产的标签及其上限排放。在欧洲，监管将可再生氢能与非生物来源的可再生燃料（RFNBO）联系起来，最大排放量为3.38千克二氧化碳当量/千克氢，並有可再生含量要求（EU，2018年）。在美国，没有这样的来源要求，但支持条件取决于排放强度。2022年的IRA将合格清洁氢能定义为生命周期温室气体排放率低于4千克二氧化碳当量/千克氢的氢，并进一步分为四个排放阈值，对应不同的税收抵免水平。欧盟的RFNBO框架严格限制氢能来自可再生来源，排除了生物质能源，因此直接支持电解。相比之下，美国的方案更具包容性。合格清洁氢能可以来自可再生资源、核能或蓝氢（化石甲烷的蒸汽甲烷重整加上碳捕获）。

表3. 欧盟和美国清洁氢能框架概述

| 指标 | 欧盟 | 美国 |
|---------------|-------------------------|------------------------|
| 氢标签和燃料要求 | 可再生非生物来源燃料（不包括来自生物量的电力） | 合格清洁氢能（无可再生含量要求） |
| 排放强度上限（千克二氧化碳当量/千克氢） | 3.38 | |
| 四个二氧化碳当量排放等级（相关税收抵免） | •4（20%） | •2.5（25%） | •1.5（33.4%） | •0.45（100%） |
| 排放强度计算范围 | 上游排放 | 生产设施排放（包括发电） | 生产燃料运输过程中的排放 |
| 合格标准 | 在欧洲经济区内生产的氢或从第三方国家进口的氢 | 在美国领土内生产的氢 |
| 第三，欧盟和美国在排放计算方面有所不同，欧洲采用“从井到门”的范围，包括美国发电过程中的间接排放，而欧盟采用下游处理范围（氢运输和消费排放）。 |
| 第四，适用的不同资格条件。欧盟的EU-HBA仅适用于在欧洲经济区内生产的RFNBO氢，而从欧盟以外进口的RFNBO氢则适用不同的方案（H2Global）。美国的生产税收抵免仅适用于在美国生产的氢。 |

6.2. 融资条件

除了监管标准外，欧盟氢能银行拍卖和美国IRA-45V融资方案在提供的融资条件和支持价值上也存在多个关键差异（见表4）。

表4. 欧盟和美国清洁氢能融资方案概述

| | 欧盟氢能银行拍卖 | IRA-45V |
| ------- | ------------------------- | ------------------------- |
| | 通过按出价支付的方式授予 | 生产税收抵免 |
| | 拍卖溢价 | | |
| | 第一次拍卖：4.5欧元/千克氢 | | |
| | 第二次拍卖：4欧元/千克氢 | | |
| | 如果氢生产的排放强度低于…… | | |
| | •4千克二氧化碳/千克氢 | 进价：0.12美元/千克氢 | |
| | •2.5千克二氧化碳/千克氢 | 进价：0.15美元/千克氢 | |
| | •1.5千克二氧化碳/千克氢 | 进价：0.20美元/千克氢 | |
| | •0.45千克二氧化碳/千克氢 | 进价：0.60美元/千克氢 | |
| | 持续时间 | 十年 | 十年 |
| | 授予的溢价不随通货膨胀调整 | 税收抵免价值随通货膨胀调整 |
| | 其他标准 | 为确保电解器制造和氢回收的前提条件 | |
| | 工资和学徒制标准（如果满足，税收抵免值增加五倍） | |

欧盟进行按出价支付的拍卖。到目前为止，已经为欧洲经济区内的RFNBO氢生产者举行了两次拍卖，第三次拍卖计划于2025年底举行。第一次拍卖拨款8亿欧元（9亿美元），在2024年完成；第二次拍卖在2025年5月完成，拨款9.92亿欧元（11.32亿美元）。两次拍卖都设定了出价上限（分别为4.5欧元/千克和4欧元/千克氢），成功出价平均分别约为0.44欧元/千克和0.52欧元/千克。第二次拍卖还为重点考虑海上回收项目的预算，并对中国组件的含量设定了25%的上限。最后，获胜项目面临许多同时支持计划的累积限制，包括从补贴的可再生能源获取电力。在需求方面，欧盟要求到2030年，国家工业和交通部门的能源消费中必须包含最低份额的RFNBO氢。相比之下，美国提供的生产税收抵免根据排放强度等级不同，范围从每千克氢0.12美元到0.60美元不等。任何在2033年之前投入使用的氢生产设施都可以申请税收抵免。欧盟的拍卖还包括针对电解器制造和氢回收承诺的预资格标准，而美国还提供额外的工资和学徒制标准，可以将税收抵免的价值增加五倍。两种方案都提供十年的财政支持；然而，只有美国的税收抵免与通货膨胀挂钩，而欧盟的溢价保持固定。在来源方面，欧盟方案下的合格氢必须是欧洲经济区内生产的RFNBO氢，而美国的税收抵免适用于国内生产的合格清洁氢。

6.3. 运营要求

从运营角度来看，欧盟和美国的监管机构都旨在确保氢生产不会导致温室气体排放增加。因此，两种法规都实施了一组称为“三大支柱”的运营要求：追加性、时间相关性和地理相关性。追加性通过确保电解器所需的额外电力需求由新的清洁能源容量满足，而不是依赖现有的发电能力来防止更高的排放。时间相关性要求可再生电力在与电解器消耗的同时产生，从而反映电力使用的实时碳足迹。地理相关性将合同发电量限制在与氢生产相同的区域内，避免了所谓的清洁电力实际上无法服务于电解器的情况，例如，由于电网拥堵。虽然两个司法管辖区都提出了某种形式的“三大支柱”方案，但它们的实施方法在关键点上有所不同（表5）。目前，时间相关性在两个地区都不如每小时匹配严格（欧盟为每月匹配，美国为每年匹配），但从2030年开始，两者都将转向每小时匹配。然而，欧盟允许成员国早在2027年就强制实施每小时匹配。尽管这一规定在纸面上增强了雄心，但在实践中可能难以实现，因为不均匀的执行可能会给某些国家的生产商带来不成比例的负担。

表5. 欧洲和美国氢能监管“三大支柱”的实施情况。

**欧洲** **美国**
- **额外性**
- 合同发电能力在电解器投入使用前三年内投入运行。
- 不符合条件：接受公共支持的可再生能源项目产生的电力
- **时间相关性**
- 2030年之前：每月匹配；
- 2030年之后：每小时匹配（2028年重新讨论）；
- 成员国可以选择早在2027年就单独实施每小时匹配。
- 2030年之前：每年匹配；
- 2030年之后：每小时匹配。
- **地理相关性**
- 同一国家或竞价区。
- 平衡机构的相同分组（由美国能源部定义）。

在两种方案中，生产商最初都受益于宽松的时间相关性，欧盟为每月匹配，美国为每年匹配，直到2030年之后实施每小时匹配。由于个别政府可能会对生产商施加不对称的压力，欧盟允许成员国早在2027年就单独实施每小时匹配的规定在实践中将具有挑战性。

欧盟和美国框架之间的一个主要区别在于它们对“三大支柱”的例外情况（表6）。欧盟的主要额外性例外包括来自重新配备的可再生能源装置的电力、早期投入运营的电解项目签订的合同，或位于低排放或高可再生能源竞价区的项目。欧盟框架还根据现货市场状况放宽了时间相关性要求。相比之下，美国通常将例外情况限制在可再生能源产能升级、防止核电站退役或在额外性方面的碳捕获与封存（CCS）改造。因此，欧盟以可再生能源为导向的制度相对更为灵活，而美国的低碳方法与其基准要求保持更严格的一致性。

**表6. 欧盟和美国对并网电解器基准运行要求的例外情况**

**欧盟** **美国**
- **额外性例外**
- 早期投入运营的项目：从2038年开始强制要求额外性。
- 重新配备：对于重新配备的可再生能源产能（不包括生物质能）的发电，其重新配备成本至少相当于新产能成本的30%。
- 低排放：对于发电平均排放强度低于18克二氧化碳当量/兆焦耳的国家的电解器。
- 产能升级：来自不超过三年内建造的产能的发电。
- 核能：来自最多200兆瓦的核反应堆的发电，其继续运行与电解器投资相关联。
- CCS改造：来自已进行不超过三年内CCS改造的现有化石燃料电厂的发电。
- 州政策：在具有强劲温室气体排放上限的州的发电。

- **时间相关性例外**
- 对于现货价格低于以下水平的时间段：
- 电价：20欧元/兆瓦时；
- 碳价：欧洲排放交易系统（EU-ETS）价格的36%。
- **地理相关性例外**
- 对于来自电解器所在竞价区相邻竞价区的电力：
- 海上竞价区：发电竞价区是海上竞价区；
- 竞价区价格差距：发电竞价区的现货价格等于或高于电解器竞价区的现货价格。
- **跨区域交付**：
- 对于来自其他平衡机构组别的电力，其交付到电解器通过NERC验证的传输权利确定。

**6.4. 比较分析**
美国的框架为投资者提供了比欧盟框架更清晰的激励措施，促进了清洁氢生产的更快部署。它关注任何类型的清洁氢能源，只要其排放量低于某个阈值。通过直接将排放阈值与支持挂钩，美国的清洁氢生产税收抵免为潜在投资者提供了更简单的框架，同时主要关注排放量而非可再生能源。相反，欧盟框架对氢生产者的“可再生”能源 Access 施加了限制。特别是，排除了生物质能或已获得支持的可再生能源作为 electrolyzer 的合格能源来源，这大大限制了 RFNBO 认证的氢生产潜力（欧盟，2024年）。

欧盟和美国实施的融资条件也导致了非常不同的市场激励，主要影响市场采纳的速度以及行业和纳税人之间的风险分配。在系统层面，谨慎的欧洲框架及其相对较小的拍卖规模可能会限制氢市场的规模扩张能力，限制规模化速度，可能对学习效果产生不利影响，从而延缓强大生态系统的建立。然而，欧洲框架通过预先定义的预算提供了更好的成本控制，并具有总体较低的政策风险。欧洲的支持拍卖旨在促进透明度，并减少关于未来清洁氢生产成本的信息不对称性。美国的生产税收抵免实施最大限度地降低了投资者面临的可回收支持金额的风险，是扩大创新技术部署的有效手段，正如风能价格支持的情况所证明的（S?derholm & Klaassen, 2007）。然而，在这种情况下，信息不对称仍然存在问题，如果管理价格设定得过高，可能会给社会带来额外的支持成本。

关于“三大支柱”实施的独特影响，最近的文献提供了有用的基础，以预测对两个市场的潜在影响（Guillotin et al., 2025）。早期实施时间相关性（每月匹配 vs. 每年匹配）在大西洋两岸不会导致氢的平准化成本出现显著差距。截至2030年，受到每月匹配而非美国每年匹配的欧盟项目所失去的成本优势并不显著（Zeyen et al., 2024）。在两个司法管辖区，转向每小时匹配将增加清洁氢的生产成本，这取决于合同电力组合，因为这可能会限制生产模式。然而，这种成本增加应保持在支持能够弥补与灰氢成本差距的范围内。普遍认为，严格应用“三大支柱”足以避免排放增加，但关于更宽松的例外情况的影响，研究结果并不一致。欧盟和美国法规的例外使得额外性非常宽松，短期内可能会成为间接排放增加的显著来源。研究表明，随着电力系统脱碳，宽松“三大支柱”下的电解操作间接排放将会减少（Zeyen et al., 2024; Giovanniello et al., 2024）。

**7. 讨论**
欧盟和美国对氢能未来的规划存在很大差异。这些差异主要涉及：
- 资源潜力和地理布局
- 现有能源系统
- 计划中的氢能使用
- 监管

然而，可以从每个司法管辖区学到经验教训，两个地区也存在类似的研究挑战。欧盟和美国的政策在排放核算要求方面有一定的相似性，但也存在显著差异。欧盟和美国的氢能框架都通过财政激励（拍卖 vs. 税收抵免）和“三大支柱”来实现难以减排部门的净零脱碳，提供10年的支持和灵活的运营需求。在这两种情况下，这些框架旨在平衡气候目标与实际部署路径。然而，一个关键问题是两个地区观察到的巨大投资缺口，这表明需要更有力的信号来降低投资风险。此外，跨大西洋在定义（RFNBO vs. 合格清洁氢）、排放核算和资格方面的差异导致了市场碎片化。统一和稳定的标准、透明的规则制定以及双边协调可以减少投资者的不确定性，同时促进在技术上能够满足共同清洁要求的电解器和工厂的设计方面的协同效应。

政策框架的分析基于理论和模型比较，对这些政策的经济和环境效果的事后评估将是至关重要的。特别是，欧盟和美国的“三大支柱”（额外性、时间和地理相关性）对于遏制电解器电力需求的间接排放似乎至关重要，为清洁电解氢的监管方法树立了一个里程碑。然而，规则当前的灵活性（例如欧盟的每月匹配 vs. 每小时匹配）似乎与电力生成排放减少的轨迹不一致。

在进一步的研究需求方面，可以确定类似的主题，涉及需求、转换、能源来源和基础设施以及系统集成。氢能需求存在许多不确定性。其中一些不确定性与其他选项所能提供的灵活性有关。例如，大规模的电力传输建设可以降低整体系统成本（Brown 2021, Tr?ndle 2020），从而减少对氢动力的备用发电能力的需求。电池价格的最近降低也可能产生类似的效果（EMBER 2025）。但本文提供的概述表明，难以减排的部门仍然是未来氢能最重要的消费者。与电气化或使用带有 CCS 的化石燃料的竞争尚不清楚，尤其是在重型运输和工业领域。共同努力澄清这些竞争将有助于更准确地预测未来的氢能需求。需要多少氢能？用于哪些用途？在哪里以及何时？

在氢能生产方面，电解的应用潜力巨大，特别是在欧盟，该地区正试图减少天然气的使用以提高供应安全性并减少气候影响。短期内，蓝色氢可能更具经济吸引力，但如果电解成为长期主导技术，蓝色氢生产者的锁定效应可能存在风险。需要进一步研究以更好地了解大规模工厂的成本、效率、寿命和排放，以及电解器灵活使用的运营挑战。

氢能基础设施的未来可能主要以本地电网和储存来支持特定需求，或者可以设想一个区域性的氢能传输系统和大规模储存来减轻对电力基础设施扩张的压力。在欧洲，正在研究翻新现有天然气电网的可能性，目标是在靠近良好可再生能源来源的地方生产氢能，然后将其作为氢能长距离运输。在美国，大多数人预计氢能将仅限于更局部的解决方案。需要进一步研究以评估不同氢能基础设施选择的成本和效益。同样，也需要进一步研究价值链的时间视角和瓶颈。建立基础设施和扩大完整价值链需要时间，以便提供电解器和相关的清洁能源及基础设施。因此，了解潜在挑战及其缓解方法非常重要。

灵活使用电解器（它们只在一半的时间内满负荷运行）可能通过储存氢能或衍生燃料来整合大部分风能和太阳能。然而，这也是一种成本密集型的解决方案。通过高效的系统集成，其他设备（如电动汽车或结合热储存的热泵）也可能提供灵活的需求。通过研究不同行业中和投资及运营的协同优化，可以探索潜在的协同效应和竞争。此外，还应研究电解或合成过程中产生的多余热能的利用，以提高未来能源系统的整体效率。不同的能源系统设计在安全性（包括鲁棒性、韧性、自给能力和稳定性）方面会产生不同的影响，这也是需要进一步研究的课题。在技术层面，新型的热化学、光化学或生物氢生产方法（Mohammadi, 2025）可能成为长期性的变革因素，这些方法需要进一步分析。然而，如果氢气的生产依赖于化石燃料且缺乏高效的碳捕获与封存技术（CCS），或者依赖含有高比例化石燃料的电力，又或者氢气的排放导致严重的间接气候影响，那么增加氢气的使用可能会带来不利于环境保护的问题。所有这些问题都应得到研究，并制定必要的法规和措施，以防止其在整个生命周期中对环境、气候和资源造成重大影响。

8. 结论
氢能在未来能源系统中的作用尚不确定。通过观察当前的氢生产和使用趋势，结合对现有技术能力和政策框架的评估，可以为氢能的未来发展方向、目标和计划提供参考。在政策制定者试图影响能源转型并塑造氢能未来的过程中，应特别关注欧盟和美国提出的氢能政策框架可能带来的影响。根据其主要目标——快速扩大规模还是揭示信息——政策制定者可能会选择欧盟或美国的相关补贴方式。美国引入的税收抵免政策为基于排放性能的价格提供了更高的确定性，而欧盟的氢能银行拍卖则面临累积规则和预资格门槛的挑战，这可能会限制投资者的信心。因此，类似美国的框架可能更有利于推动电解技术的发展，而欧盟的拍卖方式则可以通过更严格的资源管理来促进氢能的应用，尽管这种方式在一定程度上会增加可再生能源投资的不确定性。

政策制定者应优先推动电力生产的脱碳，并通过严格的监管来控制电解过程中的间接排放。同时，短期内有针对性地使用蓝氢可以帮助平衡供需，避免长期依赖化石燃料。虽然带有碳捕获与封存技术的生物能源在生物质利用方面仍存在不确定性，但氢能政策应与电网规划紧密结合。欧盟的预测表明，氢能网络可以在一定程度上替代电力传输系统的扩展需求；而美国的分析则指出，输电能力会影响电解技术与其他竞争技术之间的最优组合。因此，需要制定协调一致的规划，将氢能的部署与可再生能源的选址和储存需求相匹配，以最低化系统成本。

总之，欧盟和美国都重视氢能在替代燃料、化工、交通和工业领域的应用。然而，美国的未来规划和当前计划更倾向于开发多样化的氢生产途径，包括使用天然气和生物能源；而欧中两国则更侧重于电解氢的生产。无论是在欧盟还是美国，预计电解装置将具有较高的运行灵活性（3000至5000满负荷小时），以便更好地整合不稳定的可再生能源。虽然这对先进的电解技术来说是技术和经济上都可行的，但其经济效益高度依赖于设备的使用寿命，因此技术发展至关重要。

作者贡献声明：
Arnauld Guillotin：写作——审稿与编辑、初稿撰写、形式分析
Claire Bergaentzlé：写作——审稿与编辑、初稿撰写、形式分析
Drew Story：写作——审稿与编辑
Ruaridh MacDonald：写作——审稿与编辑、初稿撰写、形式分析
Brian Vad Mathiesen：写作——审稿与编辑
Eric Hines：写作——审稿与编辑
Marie Münster：写作——审稿与编辑、初稿撰写、项目管理、方法论、概念设计
Aloysius Udenweze：初稿撰写、形式分析
Emil Skov Martinsen：写作——审稿与编辑、初稿撰写、形式分析
Mathias Berg Rosendal：写作——初稿撰写、可视化、软件开发、方法论、形式分析
Tobias Kasper Skovborg Ritschel：写作——审稿与编辑、初稿撰写、形式分析
Magnus Hamann Poulsen：写作——审稿与编辑、初稿撰写、形式分析

未引用的参考文献：
Abid等人，2023年4月；Brown和Hampp，2023年；Brown和Botterud，2021年；丹麦能源署，2023年；德勤，2024年；欧盟能源总司，2024年；Haley等人，2023年；Hunt和Tilsted，2023年；Hübner和von Roon，2023年；国际能源署（IEA）；Kany等人，2023年；Kountouris等人，2023年；Marzi等人，2023年；McNaul等人，2023年；Mohammadi等人，2023年；OECD，2023年；S?derholm和Klaassen，2023年；巴西环境与能源部，2023年；Tr?ndle等人，2020年；美国能源部，2023年。