围绕绿氢的争议在欧洲同样存在。即便如此，绿氢依然不失为碳减排和刺激经济的有效手段。

在实现碳中和的道路上，全世界都意识到了氢能发展的潜力，欧洲也不例外。8月17日，英国商业、能源与产业战略部（BEIS）发布《英国国家氢能战略》，提出到2030年，英国将成为全球氢能领域的领导者，拥有5GW的氢生产能力，可替代天然气，为300万户英国家庭提供电力。该战略预计，到2050年，英国约20%—35%的能源消费来自于氢，这一比例大大高于全球平均水平（10%）。

在欧洲，看好氢能发展的不止是英国。早在去年6月，德国就对外公布了《德国国家氢能战略》，意欲借助氢能早日实现能源转型目标。特别值得一提的是，该战略明确了绿氢是未来发展重点。德国的目标是2030年前将电解水绿氢产能提高至5GW，2040年达到10GW。而使用碳捕获和储存(CCS)的天然气制氢（蓝氢）在德国极具争议，只能“在过渡性基础上”使用。

就在德国推出国家氢能战略的一个月后，欧盟委员会在7月8日推出了欧盟层面的氢能战略。欧盟战略同样把绿氢作为未来发展的重点，并设定目标要在2030年前让欧盟境内的电解水绿氢产能达到40GW。除了化学工业，氢气也将用于钢铁工业和交通运输。使用绿色氢作为长期储能也将是至关重要的。

可以看出，欧盟内部对绿氢的发展寄予厚望。德国联邦经济事务部长彼得·阿尔特迈尔（PeterAltmaier）对外宣称：“我们必须为德国确立，在氢技术领域世界第一的道路。”欧洲各国已经纷纷开始着手布局氢能产业，力图成为相关氢能技术的全球领导者，并且将氢能源的发展纳入其经济复苏计划的一部分。

“明天的石油”

作为欧洲第一大经济体，德国政府发展氢能产业的路径很清晰——使用绿氢，支持市场的快速增长，并建立相应的价值链。“绿氢是明天的石油。灵活的能源载体对于能源转型必不可少，并为我们开辟了新的市场。”德国教育及研究部对外表示，“我们必须抓住独特的机会，利用我们的专业知识成为全球能源转型的供应商。”

发展氢能已经成为欧洲经济复苏计划的一部分。德国决定将投资90亿欧元发展氢能，其中70亿将用来壮大整个氢价值链，20亿欧元专用于氢的“国际合作”。

在近期《德国商报》举办的数字能源行业会议上，彼得·阿尔特迈尔表示，到2030年，德国实现5GW的绿色氢生产能力将是“现实的”。但是，这显然不足以满足预计的需求。这就是为什么需要一个运作良好的制氢网络来实现该国的雄心壮志。

通过提高效率和直接用清洁电力代替化石燃料，可以避免当前温室气体排放的很大一部分。但是在许多活动中这种方法不起作用。例如，目前还没有能够为大型飞机和船舶提供动力的电池技术。这一战略在许多工业部门也将失败——例如，化工或炼钢，因为当前的过程不可避免产生二氧化碳排放，所以需要全新的生产方法及流程。在这里，电解槽中制造的绿色氢已成为实现碳中和所需深度减排的主要候选者。

德国重工业已经在其长期脱碳计划中大力押注绿氢。许多能源密集型德国公司，如化工集团巴斯夫(BASF)或钢铁制造商蒂森克虏伯(ThyssenKruppAG)，已经制定了大幅减排的详细计划，但缺乏可行的商业模式来实施这些计划——不仅因为绿氢仍然太贵，还需要大量投资使其能够大规模使用。

但是，这些行业的许多公司已经启动了试点项目来测试绿氢技术。例如，钢铁制造商萨尔茨吉特(Salzgitter)提议使用氢来制造碳中和钢，但它表示无法实现其计划，因为它们将花费数十亿欧元——在不改进最终产品的情况下，钢会变得更加昂贵。行业专家表示，政府必须找到一种方法使该技术具有商业可行性——例如通过投资补贴以及廉价且丰富的可再生能源电力。

化工制造商也是如此。该行业在一项研究中表示，到2050年，如果额外投资约450亿欧元，它可能会在很大程度上实现温室气体中和。但从2030年代中期开始，每年将需要超过600太瓦时(TWh)的电力——超过德国目前的全部电力生产——主要用于生产氢和其他可再生燃料。钢铁行业还宣布将需要大量可再生电力来实现脱碳。这些数字表明，德国将不得不进口其未来绿氢需求的大部分，无法用可再生能源生产足够数量的燃料。

随着新冠疫情对全球经济造成影响，国家的支持变得更加紧迫。毕竟，随着各大公司利润的下降，它们对昂贵、低排放项目的兴趣也会减弱。但这场危机也提供了机会，以“绿色刺激”计划的形式，低排放氢能项目将被纳入政府使经济重回正轨的投资一部分。

成本压力

为了寻求全球绿色氢能的领导地位，德国启动了三个旗舰绿氢示范项目。在征求意见后，该国研究部表示将提供总计约7亿欧元的资金支持这些项目。“H2Giga”致力于使电解槽的批量生产具有竞争力并最大限度地减少生产错误；“H2Mare”将研究使用海上离网风力涡轮机生产氢气和下游产品，如甲烷、氨和燃料，以最大限度地降低成本；“TransHyDE”致力于研究短距离、中距离和长距离的氢传输。

绿氢由电解槽产生，电解槽使用可再生电力和水来生产氢和氧。有两个主要成本要素，电解槽安装的资本成本(capex)和运行、维护成本(opex)。而其中最大的运营成本（大约95%）是电力成本。电解槽制造商估计资本支出/运营支出比例约为20/80（一年内满负荷的利用率为40%）。这意味着80%的成本归因于运营支出和电力，20%归因于资本支出。

现在，大部分氢气都由天然气生产，成本为1.4欧元/公斤，如果添加二氧化碳成本约为每吨50欧元，则为1.80欧元/公斤。增加碳捕获和储存环节，以避免75%的CO₂排放，将增加化石能源制氢成本，约为2.2欧元/公斤。相比之下，可再生能源制氢的成本在3.4—6.6欧元/公斤之间。因此，化石能源制氢和绿氢之间的平均成本差距约为3欧元/公斤。

虽然对未来全球可再生氢生产能力的估计在33GW到90GW之间，但项目开发商预计在没有政策支持的情况下，绿氢没有经济性。可再生能源制氢的成本主要取决于：(1)可再生电力的成本；(2)电解槽的年运行小时数，或所谓的容量系数；(3)电解槽系统成本。

可再生电力是最大的成本组成部分，已经有望变得更便宜。从2010年到2019年，公用事业规模太阳能光伏发电、海上风电和陆上风电的成本（LCOE）分别下降了82%、47%和39%。这些趋势预计将持续下去。

而电解槽需要相当大的投资成本。将这些成本分摊到尽可能多的年度运行小时数上，可以降低总体制氢成本。以620欧元/千瓦的电解槽系统成本计算，每年需要超过5400小时的运行时间才能使生产成本低2欧元/公斤，如果二氧化碳的价格为50欧元/吨，那么在使用化石能源制氢的情况下，无论有没有碳捕获，都可以达到收支平衡。考虑到规模经济，电解槽的成本将下降。目前全球电解槽的产量约为每年135MW，其中最大的制造商年产量约为10-20MW。增加生产规模通常会降低单位生产的成本。每年1GW产能，也就说产量增加50到100倍，将释放可观的规模经济。

同样，将电解厂的规模从1MW增加到100MW或更高将大大降低成本。增加可再生氢将需要额外的政策支持。虽然可再生电力已经走上降低成本的轨道，但电解槽系统成本也需要降低。更便宜的电解槽将通过规模经济实现，然而，可预测和稳定的氢气需求是电解槽制造商扩大生产和改进技术的先决条件。

由此可见，绿氢仍然比具有碳捕获和储存(CCS)的蓝氢贵2-3倍。最大的成本驱动因素是用于将水分解为氢气和氧气的电力。然而，对于具有竞争力的绿氢生产来说，低电力成本本身是不够的。如果绿色氢要与基于化石燃料的低碳替代品竞争，还需要降低电解设施的投资成本。

正如欧盟委员会发布的2020年氢战略所言，今天，即使是创记录的碳价背景下，可再生氢生产在经济上没有竞争力。简而言之：市场上对完全脱碳氢没有过多的需求，预计这种需求也不会在这十年内实现。

即使二氧化碳价格为100—200欧元/吨，欧盟排放交易体系也不会充分激励可再生氢的生产，因此需要额外的政策支持。彼得·阿尔特迈尔承认，不可能在德国用可再生能源生产足够的氢气，必须从风能和太阳能密集型国家建立进口产业，以实现二氧化碳排放目标。

尽管围绕绿色氢气大肆宣传，但去年国际可再生能源机构(Irena)的一份报告称，由于生产成本的原因，这种燃料“不应被视为灵丹妙药”。因为德国政府完全致力于一种变体，即绿色氢，给自己带来了沉重的负担，德国一位能源专家警告道。蓝色氢可以为越来越多地用于绿色氢的氢基础设施铺平道路。“不利用这个机会是有风险的”。