Nature期刊发布：绿色氢能的雄心和实施差距

绿色氢能对于难以电气化的行业脱碳至关重要，但它面临高成本和投资风险。在这里，我们定义并量化了绿色氢能的雄心和实施差距，表明尽管项目和补贴的公告激增，但满足氢能期望仍然具有挑战性。在 3 年内跟踪了 190 个项目，我们发现 2023 年的实施差距很大，全球产能公告中只有 7% 按计划完成。相比之下，随着宣布的项目管道在 3 年内几乎增加了两倍，达到 422 GW，2030 年实现 1.5 °C 情景的目标差距正在逐渐缩小。然而，我们估计，在没有碳定价的情况下，实现所有这些项目将需要 1.3 万亿美元（0.8-2.6 万亿美元）的全球补贴，远高于已宣布的补贴。鉴于过去和未来的实施差距，政策制定者必须为长期的绿色氢能稀缺做好准备。政策支持需要确保氢能投资，但应侧重于氢能不可或缺的应用。

主要

科学家们之间有一个广泛的共识^1,2,3,4,5工业⁶以及越来越多的政策制定者⁷通过电解从可再生电力中生产的绿色氢气对于减少无法直接电气化的最终用途应用的排放至关重要。此外，氢气是可再生能源长期储能的有前途的候选者^8,9以及所有燃料的前体¹⁰，它们用途广泛，但成本高昂¹¹.因此，随着 40 多个国家政府已经采取了氢能战略，刺 激氢能市场增长的政策措施势头强劲^1,7.突出的例子是通过美国《降低通货膨胀法案》实施的供给侧补贴¹²和欧盟氢能银行¹³.迫切需要这样的政策支持：为了实现 1.5 °C 情景中的中位目标，即到 2030 年达到 350 吉瓦，绿色氢生产需要增长 380 倍，每年翻一番以上。然而，实施并没有按计划进行。

追随热情的汹涌^14,15 元，绿色氢市场和相关预期最近进入了整合阶段¹⁶成本高^17,18 元，需求有限¹⁹以及支持政策实施滞后¹阻碍了部署。宣布部署电解槽（绿色氢生产的关键组成部分）的不足代表了同时扩大供需和基础设施的系统性挑战。2022 年，最初宣布的 2.8 GW 电解产能最终仅按时实现了 0.62 GW（图 D）。同样，在 2023 年，在最初宣布的 7.1 GW 项目中，估计只有 0.92 GW 已实现并投入运营。与最近的这些挫折形成鲜明对比的是，宣布的绿色氢能未来增长率在过去 3 年中大幅提高，这表明项目积压以及进一步增强的雄心（图 D）。这引发了一些问题，例如最近的失败率和迫在眉睫的“死亡之谷”²⁰可以克服以满足更新的项目公告、氢在雄心勃勃的气候变化缓解情景中的预期作用是否发生了变化，以及鉴于目前宣布的氢支持政策，存在哪些合理的实施途径。

在本文中，我们通过介绍和量化绿色氢能雄心和实施差距，构建和分析了新兴绿色氢能行业过去和未来的挑战。这建立在公认的排放差距概念之上²¹以及最近向二氧化碳去除差距的扩展²².回顾过去，我们将过去的实施差距定义为 2022 年和 2023 年宣布的容量与最终实现的容量之间的差异（图 D）。展望 2030 年，我们将雄心差距定义为 1.5 °C 情景要求与已宣布项目之间的差异，并发现在过去 3 年中，大多数情景的差距已逐渐缩小（图 D）。然而，这伴随着未来实施差距的扩大，我们将其定义为 2030 年已宣布的项目与有政策支持的项目之间的差异（图 D）。分析绿色氢（和氢基电燃料）与 14 个最终用途领域的现有化石燃料竞争对手之间的竞争，我们估计，实现所有绿色氢项目至少需要十年的补贴或替代政策，例如最终用途配额，即使有雄心勃勃的碳定价并且可能无限期地没有。本文围绕这三个差距构建，并讨论了保护气候目标免受不确定的绿色氢供应的政策影响。

2022 年和 2023 年绿色氢能实施的巨大差距

绿色氢能项目公告揭示了过去 3 年的两个相反趋势。首先，出现了明显的短期挫折，随着项目接近其宣布的启动年份，产能会减少（图 D）。2a）. 这种下调预期的趋势在 2022 年和 2023 年都持续存在，这表明近年来绿色氢能实施存在巨大差距。其次，这种趋势从 2024 年开始逆转，在过去 3 年中，项目公告稳步增加（图 D）。2b）. 公告的中期急剧增长主要是由欧洲推动的，到 2030 年，欧洲将占已宣布运力的最大份额，其次是澳大利亚以及中美洲和南美洲（图 D）。2d）. 这些相反的趋势提出了一个问题，即未来的承诺是否能够克服过去的挫折。在量化 2022 年和 2023 年绿色氢能实施差距之后，我们将在下一节中解决这个问题。

跟踪过去 3 年全球宣布的 2023 年 190 个绿色氢能项目（方法），我们观察到实施差距很大，因为最初宣布的 4.3 GW 新增装机容量中只有 0.3 GW 最终安装并投入运营，总体成功率为 7%（图 D）。此外，将 2021 年的公告与最终结果进行比较，发现 2021 年宣布的项目几乎没有在 2023 年按时实现，86% 的项目出现延误，14% 的项目完全消失（图 D）。同样，在 2022 年宣布的项目中，只有 3% 按时完成，76% 延迟，21% 消失（图 D）。3c）. 处于可行性研究或概念阶段的项目几乎总是成功率为零，这意味着在 2021 年或 2022 年在没有最终投资决定 （FID） 的情况下宣布的项目从未在 2023 年按时实现（图 D）。3b，c）。在所有的公告年中，即使是已获得 FID 或已经在建设中的项目，也大多被推迟或消失了（图 D）。3b-d）。成功率因地区而异，北美的项目与全球平均水平相当，欧洲项目低于平均水平，亚洲项目高于平均水平，澳大利亚项目的成功率为零（补充图7-10）。在全球范围内，这些高失败率并不能通过新宣布的项目或前几年推迟的项目涌入来弥补（图 1 中的灰色条）。3a），因此到 2023 年仍然存在近 4 GW 的巨大绿色氢实施差距。

绿色氢能项目的低成功率并不是 2023 年独有的。2022 年，总体成功率为 6%，随着时间的推移，项目延迟和消失的模式相似（补充图 D）。5）. 2022 年和 2023 年的高故障率可能归因于 COVID-19 造成的供应链中断、欧洲能源危机期间电价飙升以及全球利率上升。然而，在欧洲，能源危机也被视为加速绿色氢部署的机会，尽管这尚未实现（补充图 D）。9）. 考虑到 2024 年的项目公告，目前宣布的超过 12 GW 的项目是否能按时实现仍是个疑问（补充图 D）。6）. 尽管近 5 GW （40%） 已经实现了 FID 或正在建设中，但 2022 年宣布的 2023 年项目也是如此，其中只有 8% 按计划完成（图 D）。3c）。要确定最近的实施差距是由不寻常的全球事件引起的例外，还是不幸的常态，还需要几年时间。

在技术传播的早期阶段，新兴能源技术可能存在巨大的实施差距，因为大型项目几乎总是超出预算并落后于计划²³.然而，虽然研究发现复杂和定制技术的失败率同样高²⁴例如碳捕获和封存²⁵，这不适用于高度模块化的技术，例如太阳能光伏 （PV） 和风能^23,26 元.对于绿色氢能，最近的证据表明，虽然可大规模生产的电解槽堆栈是高度模块化的，但电解槽系统的其他组件和整个绿色氢气生产厂更加复杂，需要定制¹⁷，使他们更容易出现预算和时间超支²³.只要潜在的不确定性仍未解决，政策制定者就应避免仅依赖项目公告来评估绿色氢能的进展。

除了电解槽模块化的悬而未决的问题外，还有三个有形因素导致绿色氢能项目的成功率低。首先，由于设备和财务成本的增加，电解槽的成本估计最近激增¹，并且因为可以只设置电解槽堆栈以快速降低成本²⁴.其次，分析师观察到缺乏承购协议¹⁹，这可能是由于支付昂贵的绿色氢的意愿有限。此外，所需的氢气最终用途投资，例如将钢铁生产从高炉转变为直接还原路线，通常难以逆转，因此存在被锁定在昂贵且可能稀缺的能源载体中的风险。第三，弥合巨大的成本差距并降低投资风险需要针对氢能的支持政策和法规，即使在碳定价雄心勃勃的国家也是如此²⁷.但是，支持策略的实施滞后¹以及欧盟 （EU） 和美国绿色氢生产标准的监管不确定性，尽管这对确保气候效益至关重要^28,29 元阻碍了增长。

过去项目公告发人深省的记录对雄心勃勃的气候变化缓解情景中绿色氢的未来有什么影响？为了探索这些影响，我们接下来将重点放在 2030 年的中期展望上。首先，我们概述了 1.5 °C 情景下的电解要求，介绍了 2030 年绿色氢能雄心差距。其次，我们分析了激增的项目公告的经济可行性，并估计了实现所有项目所需的补贴量，从而导致 2030 年绿色氢能实施差距。

缩小 2030 年绿色氢能雄心差距

将绿色氢能项目公告与 1.5 °C 情景进行比较，我们发现 2030 年的绿色氢能雄心差距在过去 3 年中逐渐缩小（图 D）。4）. 由于项目管道的稳步增长，大多数情景的差距已经缩小，包括综合评估模型 （IAM） 情景 （169 GW） 和机构和企业情景 （350 GW） 的中位数。

绿色氢气要求在不同的 1.5 °C 情景中差异很大，这与之前的研究一致³⁰（图 .对于 2030 年，这种缺乏共识导致 IAM 情景的 3-1,072 GW 和 30-1,016 GW 的巨大范围（不包括 1,700 GW 的异常值），相应的四分位数范围分别为 38-375 和 203-655 GW。这种异质性是由两个关键的不确定性引起的。首先，新兴的绿色氢能价值链的规模化速度高度不确定³¹，特别是因为项目公告一直是一个糟糕的增长指标。然而，要到 2030 年达到 1.5 °C 的情景，绿色氢需要经历前所未有的增长率（扩展数据图 .1a，c）。其次，尽管有证据表明氢气和电燃料有望实现海运脱碳³²航空³³和钢³⁴，与直接电气化、生物燃料或碳捕获和储存等替代缓解方案的竞争仍然存在很大不确定性^{35、36、37 元}.从长远来看，这种结构不确定性也持续存在，解释了直到 2050 年的高度异质性（扩展数据图 .1b，d）。

尽管存在高度异质性，但在 1.5 °C 情景的一个子集中出现了一个显着的趋势：国际能源署 （IEA） 到 2050 年净零排放情景 （NZE），该情景在过去 3 年中每年更新一次^{38,39,40 元}，表明 2030 年所需电解量的稳步下调（图 D）。4b）. 这一调整反映了绿色氢能最近的挫折和竞争性缓解方案的快速进展，特别是道路运输的深度电气化以及工业和住宅供热⁴⁰.与此同时，2030 年绿色氢能项目管道从 161 GW 增加到 422 GW，几乎增加了两倍，超过了 60 个 IAM 情景中的 48 个和 15 个机构和企业情景中的 9 个的 1.5°C 要求。因此，2030 年绿色氢能雄心差距已经在 60-80% 的情景中弥合，预计 IEA NZE 情景将很快弥合。

尽管项目公告和 1.5 °C 情景的融合令人鼓舞，但过去 2022 年和 2023 年绿色氢能实施差距使人们对不断增加的项目公告的可靠性产生了怀疑。在 2030 年宣布的 422 GW 项目中，97% 仍处于概念或可行性研究阶段，过去的成功率严重不足（见上一节）。要达到 1.5 °C 情景所需的雄心水平，就必须克服这些高故障率。然而，实现所有项目公告需要多少政策支持呢？

估计 2030 年绿色氢能实施差距

缩小绿色氢能雄心差距的另一面是 2030 年未来绿色氢能实施差距不断扩大，我们将其定义为项目公告与政策支持的项目之间的差异。在此背景下，我们估计了到 2030 年实现所有 422 GW 绿色氢能项目公告所需的政策支持。通过对按投标付费市场溢价拍卖进行建模，我们估计了项目数据库中代表的 14 个最终用途部门所需的补贴（扩展数据图 2）。我们模拟了四种绿色产品（绿色氢气，加上三种氢基合成电燃料、e-甲醇、e-煤油和 e-甲烷）和五种现有化石燃料竞争者（天然气、灰氢、灰甲醇、煤油和柴油）之间的竞争。对于每种最终用途，我们计算了绿色产品与其化石燃料竞争对手之间逐渐缩小的成本差距，考虑了更高的氢效率（如果适用）（扩展数据表 1），并考虑了特定于最终用途的运输和储存成本（补充表 2）。我们探讨了更渐进和更保守的参数值的影响，这些参数值涵盖了绿色产品（扩展数据表 2）和化石燃料竞争对手（扩展数据表 3）的广泛范围。对于后者，我们还根据欧盟气候目标评估了高碳价的影响。为了收回成本，绿色氢能和电燃料项目必须在整个投资回收期内以各自的平准化成本出售（参见扩展数据图 1 中的说明性解释）。3）. 假设承购商普遍不愿意为绿色产品支付溢价，那么成本差距决定了所需的每兆瓦时的具体补贴。为了估算每种最终用途所需的补贴总额，我们在整个投资回收期内跟踪了所有项目公告，并将这种过时跟踪与项目平准化成本与相应的化石燃料成本之间的成本差距相结合。我们的模型包括针对特定最终用途实施的需求侧政策的影响，这些政策通过提高支付意愿来降低补贴要求（补充图 D）。15 和方法），但也会产生宏观经济成本（补充说明 5）。

在所有最终用途中，竞争力分析揭示了所有绿色产品与其各自的化石燃料竞争对手之间存在巨大而长期的成本差距。绿色氢气和天然气之间的竞争就是一个例子，这与工业、电力和电网注入等最终用途有关（图 D）。5a，b），以及介于绿氢和灰氢之间，涵盖最终使用氨、精炼和一些生物燃料路线（图 D）。5c，d）。到 2030 年，这些设备加起来占已宣布的电解槽产能的 90% 以上（扩展数据图 D）。相比之下，电燃料的项目公告仍然有限，这可能是由于在各自的最终用途上与化石燃料竞争对手的成本差距更大（扩展数据图5g–l）。在没有碳定价的情况下，绿色氢气和天然气之间的成本差距为 150 美元 MWh⁻¹到 2024 年意味着绿色氢气最初的成本是天然气的七倍多（图 D）。5a），而绿色氢能和灰氢之间的成本差距仅略低，为 121 美元 MWh⁻¹2024 年（图 D）。5c）. 随着绿色氢成本的降低，成本差距逐渐缩小，但从长期来看通常也普遍存在。此模式适用于所有最终用途。根据我们的中心估计，如果没有碳定价，在 2050 年之前，没有绿色产品能够与其化石燃料竞争对手竞争。这在广泛的渐进式和保守性参数值中是稳健的（扩展数据图 .5，左列）。

相比之下，在符合欧盟气候目标的雄心勃勃的碳价格路径下⁴¹（149 吨₂⁻¹到 2030 年，吨 CO 为 246 美元₂⁻¹到 2040 年和 407 吨 CO₂⁻¹到 2050 年，参见扩展数据表 3），绿色产品逐渐实现与化石燃料竞争对手的成本平价。虽然成本平价的确切时间仍高度不确定，但可以得出氢最终用途竞争力的相对顺序（图 D）。5b，d 和扩展数据图5，右列）。在我们的中心估计中，绿色氢气首先在 2034 年与灰氢竞争（例如，在氨和炼油方面），然后是绿色氢气在 2037 年与柴油竞争（在移动性方面），e-甲醇在 2043 年与灰甲醇竞争（例如，在化学品方面），绿色氢气在 2044 年与天然气竞争（例如， 用于工业和电力）。在我们的中心估计中，到 2050 年，e-煤油和 e-甲烷勉强无法达到与化石燃料竞争对手的成本持平（扩展数据图 D）。5h，l）。因此，即使有雄心勃勃的碳定价，成本差距也会持续至少十年，具体取决于最终用途和情景。因此，作为碳定价补充的持续支持政策对于促进绿色氢能增长和降低投资风险至关重要。

绿色氢成本的主要驱动因素是电价和电解槽投资成本（图 D）。5a-d）。对于由绿色氢和可再生碳生产的电燃料，这两个因素在总成本中占主导地位（扩展数据图5g–l）。尽管电解槽投资成本最近飙升^1,17，由于边做边学和规模经济，预计这一趋势将很快逆转。再次注意，为了估计所需补贴的数量，我们考虑了这样一种情景：到 2030 年的所有项目公告都按时实现，而 2030 年之后，在 1.5 °C 情景下，电解产能中位数推动了成本降低（方法和补充图 D）。这导致电解槽成本迅速下降（补充图 1）。12）. 我们使用 15 年的投资回收期来计算平准化成本（方法），以及估计所需的补贴（扩展数据图3）;此时间段表示已实施策略支持（例如竞价）的典型时长⁴²因此，它比技术生命周期更与投资决策相关。我们 2030 年绿色氢 （LCOH） 的平准化成本与最近的研究一致（扩展数据图4）.

到 2030 年实现所有最终用途的所有项目公告所需的年度补贴是钟形的，峰值的高度和时间因情景而异（图 D）。5e，f，左轴）。如果没有碳定价，所需的年度补贴将在整个 2030 年代急剧上升到每年 900 亿美元左右的平台（图 D）。5e）。在碳定价方面，所需的年度补贴将在 2030 年达到每年 440 亿美元的峰值（图 D）。5f）. 到 2030 年，所有 422 GW 的累积补贴都遵循 S 曲线（图 D）。5e，f，右轴）。在我们的中央估计中，所需的累积补贴为1.3万亿美元（不含碳定价）和0.5万亿美元（含碳定价），存在相当大的不确定性（表1和扩展数据图）。6）. 然而，这些数字仅与 2030 年项目管道有关。使绿色氢能与 2030 年后 1.5 °C 的情景保持一致将需要大幅增加的补贴，到 2050 年在没有碳定价的情况下增加到 9.3 万亿美元（4.2-17.7 万亿美元范围）（表 1 和补充图 1）。16）

1. 对于 2030 年之前的项目公告，下表显示了所需的总累积补贴（需要到 2045 年，见图 1）。5） 宣布了补贴，并在按时实现 2024 年至 2030 年所有项目公告所需的缺失补贴方面产生了实施差距。如果没有碳定价，2030 年的实施差距就会很大。即使碳价格符合实现欧盟气候目标⁴¹（149 吨₂⁻¹到 2030 年，吨 CO 为 246 美元₂⁻¹到 2040 年和 407 吨 CO₂⁻¹在 2050 年，请参阅扩展数据表 3），但实施差距仅在渐进情景中缩小。2030 年之后，我们通过使用所有机构和企业 1.5 °C 情景的中位数，对到 2050 年的绿色氢能规模进行了建模（扩展数据图 D）。1a，b）以及 IEA NZE 情景中的最终用途份额（补充图 D）。13）. 对于这种情况，该表显示了到 2050 年所需的累积补贴（补充图 1）。16） 和 2050 年所需的平均专项补贴（扩展数据图 .7，以绿色氢和电燃料为区别）。在没有碳定价的情况下，到 2050 年，绿色氢和电燃料的所有最终用途都需要补贴，这导致到 2050 年需要巨额累积补贴，甚至到 2050 年也会有大量的平均专项补贴，某些应用可能需要无限期补贴。在雄心勃勃的碳定价下，到 2050 年所需的累积补贴在很大程度上取决于情景。

由于所需补贴和宣布的补贴之间存在巨大差异，因此 2030 年绿色氢能实施存在巨大差距（图 D）。5G 和表 1）。到 2030 年实现所有项目公告所需的累计补贴超过了目前宣布的补贴，截至 2023 年 9 月估计为 3080 亿美元⁴³，在没有碳定价的情况下下降了 300% 以上，在没有碳定价的情况下下降了 60% 以上。这一估计存在抵消不确定性，因为宣布的补贴在未来可能会增加，但在实施过程中可能会出现挑战（方法）。即使目前宣布的所有全球补贴都立即可用，如果没有碳定价，到 2030 年也只能支持 61 GW（32-106 GW 范围）（补充图 D）。17）. 根据情景，实施的需求侧政策可以支持类似比例的项目公告，突显了需求侧监管在促进绿色氢能增长方面的关键作用。

我们的结果表明，从长远来看，永久补贴绿色氢和电燃料以与廉价化石燃料竞争最终可能会非常昂贵，这凸显了碳定价在缩小成本差距方面的关键作用。在没有碳定价的情况下，与 1.5 °C 情景中位数一致的绿色氢增长需要远远超过太阳能光伏和风能的历史支持（扩展数据图 D）。特别是，在没有碳定价的情况下，绿色氢和电燃料可能需要补贴，至少到 2050 年（扩展数据图7c 和表 1）。相比之下，在雄心勃勃的碳价格路径下，所需的绿色氢和电燃料补贴可以保持在太阳能光伏和风能历史上观察到的相同范围内，每 MWh 补贴将稳步下降，直到 2050 年（扩展数据图 D）。7b，d）。

讨论和结论

绿色氢能的过去和未来都存在三个差距，这反映了扩大需要专门政策支持的新型但尚没竞争力的能源载体所面临的挑战。首先，2023 年的实施差距表明，最初宣布的绿色氢能产能最终只有 7% 得以实现。其次，随着项目管道越来越多地超过 1.5 °C 情景的要求，2030 年的雄心差距在过去 3 年中逐渐缩小。然而，第三，这导致了 2030 年实施的巨大差距，因为到 2030 年实现所有项目都需要巨额补贴，而要从长远来看，绿色氢能有望实现 1.5 °C 的升温，甚至需要更多补贴。

过去的高失败率表明行业发布的项目公告的可靠性有限，这些行业可能会出于战略原因宣布绿色氢项目，例如提高关注度或吸引补贴。虽然发人深省，但这可以为绿色氢的现实放大分析提供有价值的见解³¹以及其他低碳能源技术进行可行性研究^{44,45,46 元}，其中一些⁴⁵最近因缺乏统计严谨性而受到批评⁴⁷.我们的结果对于使用不确定项目公告作为输入数据的分析特别有用^25,48 元.系统规划者、政策制定者和社会应谨慎解释最近项目公告所暗示的日益急剧的增长，重点关注扩大规模的挑战，例如缺乏竞争力和需要政策支持。

为了缩小绿色氢能实施的差距，政策制定者需要弥合与化石燃料的成本差距并降低氢能投资的风险。这需要平衡的政策组合和稳健的策略来应对以下三个关键的不确定性和风险。

首先，过去和未来的巨大实施差距表明，绿色氢能可能无法达到 1.5 °C 的情景。即使加强了政策支持，这是否足以推动必要的氢能投资仍不确定。实现当前的项目公告将需要前所未有的增长率（扩展数据图1a，c），甚至超过了历史上增长最快的能源技术，即太阳能光伏。鉴于绿色氢能技术更复杂、标准化程度更低，并且需要新的基础设施，所有这些都会减慢技术的传播速度²⁴，实现如此前所未有的增长是不可能的。

其次，当前的氢能政策工具通常旨在通过固定溢价拍卖等供应侧补贴来缩小与化石燃料的成本差距，从而刺 激氢能投资。然而，正如我们所表明的，这种方法不仅需要过多的补贴，还需要强大的毅力，因为可能需要几十年的政策支持，甚至在没有碳定价或强有力的需求侧监管的情况下无限期地需要政策支持。对近期绿色氢生产的补贴通常被框定为通过短期政策推动启动“氢经济”的叙述，之后绿色氢变得具有成本竞争力并自行扩大规模。然而，这在很大程度上取决于对技术成本降低的乐观假设，这与最近电解槽成本的增加形成鲜明对比¹.如果不雄心勃勃地降低成本，“启动”的叙述就会产生误导，并带来虚假的希望。

第三，氢在减缓气候变化方面的主要作用是在难以电气化的行业中取代化石燃料。然而，对氢能的强大政治支持往往伴随着对其潜力的过度自信¹⁵，导致对其未来角色的看法相互矛盾。许多全球气候变化缓解情景表明，氢在最终能源中的长期份额为 5-15%^2,40,49 元，专注于由于缺乏替代品而氢气非常有价值的关键最终用途⁵.与此形成鲜明对比的是，天然气、热能、工业和运输领域的现有参与者往往支持跨部门广泛使用氢气⁵⁰，即使在住宅供热等最终用途中，电气化更便宜、更高效且容易获得^{票价：2,40,49,51}.氢气在补充重型运输和工业热能电气化方面的作用仍然存在不确定性^{11、35、40 元}.

忽视这些不确定性和风险，转而专注于供应侧补贴，期望未来有大量低成本的绿色氢能，可能会排挤现成的、更经济的选择，从而延迟减缓气候变化。为了最大限度地降低这些风险，同时保护绿色氢能的规模化，我们得出了两个关键的政策结论。

首先，降低电解项目投资风险的供应侧补贴应辅以需求侧政策，通过提高氢能的支付意愿来引导氢能进入其最有价值的用例。欧洲氢能银行最近的首次拍卖说明了需求侧措施的好处，该拍卖导致 0.37 至 0.48 公斤的低中标⁻¹（参考。⁵²），相比之下，英国的类似拍卖仅收到了相当于 9.40 欧元的高价⁻¹（参考。⁵³).除了地区异质性之外，这种明显的差异可能归因于欧盟的需求侧配额，例如根据可再生能源指令 III，到 2030 年，绿色氢能在工业使用的所有氢气中必须占 42% 的份额（参考文献。⁵⁴）和 ReFuelEU Aviation 对氢基电燃料的要求⁵⁵和 FuelEU Maritime⁵⁶法规。虽然需求侧政策会产生宏观经济成本（补充注 5），但可以减轻供给侧补贴的压力，有助于缩小实施差距。

其次，政策制定者应该规划从补贴到市场机制的过渡。从短期来看，实现近期氢能的快速增长对于实现 1.5 °C 的情景至关重要。这需要强有力的政策，例如补贴，以直接弥合成本差距，最大限度地降低投资风险并启动氢能市场。然而，随着氢能技术和市场的成熟，政策支持应转向市场化机制，以 （1） 降低政策成本，（2） 向市场和消费者披露全部氢能成本，以及 （3） 为其他缓解方案创造公平的竞争环境。最重要的技术中立战略是雄心勃勃的碳定价。然而，由于目前的碳价格太低且未来不确定性太强，因此需要补充工具来降低剩余不确定性的风险。其中包括碳合同的技术中立差价合约拍卖⁵⁷，通过覆盖减排成本和碳价格之间的差额，以及低碳材料等可交易、技术中立的配额，来对冲投资者不可预测的价格，从而培育绿色铅市场。

总之，绿色氢能的综合政策战略应包括有针对性的需求侧措施和从补贴到市场机制的逐步过渡。在短期内，这将以可控的成本降低早期投资的风险，将氢能引导到其最有价值的用例中。从长远来看，这会将投资风险和氢能和其他缓解方案之间的竞争转移到市场上，从而为缓解气候变化建立可信的承诺，同时刺 激绿色氢能增长。

可再生 CO 的价格₂，可以来自生物来源或直接空气捕获，是生产碳中和电燃料的一个不确定但重要的成本组成部分（扩展数据图 D）。5g–l）。虽然生物碳最初可以便宜到 30 吨一氧化碳₂⁻¹，它可能面临可用性限制，因此随着需求的增加，它可能会很快变得更加昂贵（例如，参见参考文献中的图 6.3。⁶³).相比之下，直接空气捕集的可扩展性更强，但目前面临 500-1,000 吨 CO 的非常高的成本₂⁻¹，这可能减少到大约 300 美元 tCO₂⁻¹一次规模为 1 GtCO₂年⁻¹实现长期目标⁶⁴，尽管这同样受到很大不确定性的影响。在我们的中心估计中，我们将可再生碳的平均成本设定为 200 吨 CO₂⁻¹，它反映了不同的 CO₂来源，而渐进式和保守敏感性情景涵盖了 30-300 吨 CO 的广泛范围₂⁻¹.

化石燃料竞争对手的价格

我们收集了 2024 年、2030 年和 2050 年竞价付费市场溢价模型中代表的所有化石燃料竞争对手的价格协调数据（有关参数，请参阅扩展数据表 3），在两者之间使用线性插值。对于天然气，我们的成本估算是欧盟交易点荷兰所有权转让设施和美国交易点 Henry Hub 的平均值，使用 2024 年的现货市场价格和 2030 年的未来价格。对于 2050 年，我们使用了 IEA NZE 1.5 °C 情景的天然气价格⁴⁰.对于由天然气生产的灰氢和灰甲醇，我们首先收集了 2024 年的当前价格。为了确保与天然气价格的内部一致性，我们随后计算了 2024 年相应的特定固定成本，这反映了与合成厂相关的每兆瓦时资本成本。假设这些保持不变，对于 2030 年和 2050 年，我们通过添加相应的可变成本（即天然气价格除以效率）来推断灰色氢气和灰色甲醇的价格。我们对煤油和柴油采取了类似的做法，分别使用原油现货价格和期货价格作为 2024 年和 2030 年的参考，而对于 2050 年，我们再次使用 IEA NZE 1.5 °C 情景的油价。这种校准确保了化石产品的价格在内部保持一致。

最后，我们区分了没有和有雄心勃勃的碳定价的情景。对于后者，我们在欧盟排放交易体系所涵盖的行业（如工业和能源供应）中使用了符合欧盟气候目标的碳价格路径⁴¹.The CO₂化石燃料竞争对手的每兆瓦时成本是排放强度的乘积，包括天然气、灰氢和灰甲醇的上游甲烷排放²⁷和每吨 CO 的碳价格₂.我们将总成本表示为 p^化石，其中包括 CO₂费用（如果适用）。此外，对于天然气，我们考虑了 5 美元 MWh 的电网费用⁻¹基于 ref.⁶⁵（补充表 2）。

局限性

作为 IEA 氢气生产和基础设施项目数据库的数据质量⁵⁸可能有限，我们进行了全面的数据验证（参见“数据质量验证”部分，补充说明 1，补充表 1 和补充图。1-4）。尽管如此，一些错误可能仍然存在，特别是对于未检查的较小项目。一般来说，存在与项目公告相关的抵消不确定性。一方面，数据库可能低估了项目，因为我们只验证了现有的条目，没有进行研究来识别可能缺失的项目。另一方面，数据库可能包含不再活跃的项目，因为通常不清楚项目是否以及何时被废弃。

由于来源异构和报告所附情景数据的数字报告有限，1.5 °C 情景中电解需求的数据质量受到限制。在一些情况下，我们不得不从绿色氢气生产值中推断电解容量，对于 IAM 场景也是如此。因此，图 .4 和扩展数据图1 仅显示使用公开数据对电解容量的估计值，不应解释为数字精确。

对按投标付费市场溢价进行建模以估计补贴需要进行几次简化。首先，尽管我们区分了 14 种最终用途应用、4 种绿色产品和 5 种化石燃料竞争对手，但我们没有考虑制氢成本的地区差异。我们的估计值可以解释为跨区域平均值。请注意，我们的敏感度范围足够大，可以包含在基于 GIS 的分析中发现的区域成本异质性⁶⁶.其次，我们忽略了额外的最终用途改造成本，这些成本通常很小，甚至为零，例如，对于即用型燃料。一些应用可以简单地用绿色氢气代替灰色氢气，而无需额外成本（例如，氨生产），而与化石燃料应用（例如，直接还原铁基钢厂或氢气锅炉）相比，其他应用的额外投资成本较低。第三，我们使用恒定电价计算平准化成本，假设绿色氢项目需要新的专用可再生能源工厂或以稳定价格提供电力的长期合同购电协议。同样，对于电燃料，这意味着专用电解槽或以恒定价格提供绿色氢气的长期合同。第四，我们没有考虑项目在未来相对于化石燃料竞争对手有利可图后可以偿还部分收到的补贴的选项，因为这需要一份允许这种选择的差价合约。第五，我们没有包括影响项目实现的成本以外的因素，因为这超出了本分析的范围。第六，我们没有将绿色氢与蓝色氢和其他缓解方案的竞争纳入其中，我们将在补充说明 4 中讨论。最后，我们假设需求侧政策直接转化为电解产能，而无需额外补贴。

彭博新能源财经 （BNEF） 宣布的全球氢能补贴数据的质量可能有限，并且可能很快就会过时。由于《通货膨胀削减法案》的生产税抵免，对美国补贴的估计尤其不确定¹²没有上限，因此 BNEF 将其美国补贴估计基于氢能项目公告。此外，跟踪的补贴不仅涵盖绿色氢，还涵盖其他低碳氢来源，我们乐观地将其与仅针对绿色氢项目公告的补贴要求进行了比较。因此，截至 2023 年 9 月，全球低碳氢能补贴额为 3080 亿美元，仅作为快照。虽然这个数字很快就会过时，但它仍然提供了一个有价值的参考点。然而，应谨慎解释，因为这些补贴的实施将严重取决于未来政府对促进氢能市场增长的承诺。