2020年12月，英国新核观察研究所（NNWI）发布《核能在欧洲氢经济发展中的作用》报告。报告明确了核能在氢经济发展中可以发挥的宝贵作用，呼吁欧洲和各国制定清洁制氢行业发展政策时，应在技术上保持中立，承认可再生能源和核能都是低碳制氢的来源，并以此为基础实施其氢能战略。

01 氢能概述

氢不是能源而是一种能量载体，它与电力在许多方面都有着相似之处：二者皆是通过运用多种技术生产出来的、用途广泛的能量。

无论是氢能还是电能在使用过程中都不会产生任何温室气体，如在燃料电池中使用氢能不会产生除水以外的排放物。但是在使用化石燃料生产这两种能量的过程中，上游碳强度较高。如果能够将碳捕集、利用与封存技术（CCUS）应用于化石燃料发电厂，或是将诸如核能和可再生能源等低碳能源作为初始能源应用于生产过程中，就能避开这一缺陷。

电能与氢能之间的关键性区别在于，前者仅由电子组成，而后者则是一种由分子构成的化学能。当下化石燃料在全球范围内的运输使这一区别至关重要，因为分子的能量可存储且稳定输送。除此之外，氢的分子性质使其能够与其他元素结合以制备可用于工业的氢基燃料。在能源储量方面，以石油、天然气和煤炭为主导的全球分子能源市场规模是电力市场的九倍。因此，尽管运用电气化手段减少某些能源使用过程中的碳排放量已成为一种趋势，低碳氢显然将成为能源转型升级中的重要组成部分。

根据国际能源署（IEA）的数据，2018年全球共生产73.9吨纯氢，另有45吨的氢未与其他气体分离直接应用于工业生产，如生产甲醇和直接还原铁（DRI）。

最成熟的制氢技术是甲烷蒸汽转化法（SMR），即选用天然气同时作为原料和燃料，使其与作为氧化剂和氢原料的水发生反应。目前76％的专用氢通过这一技术制出。

在典型运行条件下，该过程中有30%-40%的天然气会作为燃料燃烧，而其余的则被分解为氢气和高浓度的二氧化碳。如今，这种方法每年在全球范围内消耗略超过2000亿立方米的天然气，占全世界天然气用量的6％。甲烷蒸汽转化法（SMR）也是碳排放密集型的，产出每吨氢气的同时会排放10吨二氧化碳。国际能源署数据显示，若将碳捕集、利用与封存技术（CCUS）应用于制氢设备，最多可减少90％的碳排放量，但生产成本会因此上升。

世界上其余的专用氢中，绝大多数是使用气化方法由煤炭制出。用这种方法制出的氢气大多产自中国，这里集聚了全球80％以上的煤气化工厂，并且是中国成本最低的制氢方法。

该制氢过程的碳排放量几乎是使用天然气的甲烷蒸汽转化法（SMR）的两倍，制成每吨氢气的同时会产生19吨二氧化碳。因此若要降低碳排放量，需要采用CCUS技术。

水电解技术制氢目前仅占专用氢产量的0.1%，且主要面向有高纯度氢气需求的小众市场。然而，由于预期基础技术成本的降低以及电解氢作为脱碳减排的驱动力在能源转型中发挥的潜在作用，电解法制氢的势头正在上升。该方法将水电解，生成氢气和氧气，每9升水可电解产生1千克氢气，效率约为60%至80%。

电解法制氢的碳排放强度取决于电源的碳强度，因此电解槽能够产生低碳氢。

如果电力系统本身是低碳的，则可以通过电解槽并网来产生低碳氢，或者通过与专用低碳电力来源（如核能或可再生能源）配对的电解槽来实现。专用电解槽方法具有更大的操作弹性，可根据系统需求和市场在发电与制氢之间切换，因此可解决高发电量时可能出现的可再生电力生产过量的问题。

电解法制氢的成本主要由资本成本、输入电价、实际转换效率和年度负荷决定，其中资本成本会随着电解技术和设备生产规模的变化而改变。随着电解槽运行时间增加，资本成本对最终生产成本（即制氢的平准化成本）的影响会减少，电价的影响则会增加。因此，最佳运行条件应为稳定的高负荷因子（依靠充足稳定的电力提供）和低电价。如下方IEA图表所示，与当今主流生产方法相比，使用可再生能源电解制氢的相对成本较高，这是由于电解槽的资本成本较高，且与可调度的基荷能源能源相比，可再生能源提供的容量因子相对较低。

02 核能对氢市场发展的贡献

尽管人们对使用先进模块堆和小型模块堆产生的热能来制氢这一方法十分感兴趣，这里我们关注的是在短期内利用核电站产生的电能来电解制氢。

这并不意味着反应堆核热制氢的方式不重要，而是意在强调后者有效地提升了欧洲氢能市场的发展速度，并且推动了欧洲氢能市场早期经济发展。

我们还应当注意到，《欧洲氢能战略》与短期和中期核能制氢的生产和交付并不矛盾，因为“低碳氢”的定义涵盖了这一点。但是由于该战略的长期目标是实现完全由可再生能源制氢，在核能制氢方面的投资将会受到影响。

因此，该战略需秉持技术中立和低碳排放理念，正如政府间气候变化专门委员会(IPCC)指出，核能与风能的全生命周期碳排放量是相似的，并且两者的排放量都少于太阳能。

A 清洁氢的生产规模

在市场发展早期，供需之间存在着紧密的关系，这种关系由监管框架和政策机制所决定。

就清洁氢而言，它的许多潜在应用都有现成的替代燃料，因此，如果要刺激需求和吸引终端用户，就必须进行大规模、高水平的生产。扩大生产规模不仅能够促进产业经济发展，继而使其成本溢价低于现有替代燃料，吸引更多的消费者和子行业使用，推动具有更强流动性和更高分配效率的清洁氢贸易市场形成。

在这种情况下，应重点确保电解槽的有效容量得到最充分的利用。但在欧洲，电解槽年总产能低于1吉瓦。下图中简化模型给出了电解槽容量因子与氢总输出量之间的关系。欧洲目前在建的最大电解槽项目容量为10兆瓦，该电解槽生产1千克氢需消耗55千瓦时电能，电效率为70%。研究人员对欧洲太阳能、风能和核能制氢的相关容量因子进行评估，得到太阳能和风能分别为13%-16%以及33%-38%（数据源自Lazard《能源与储能系统平准化成本》2020版），核能为77%-81%（数据源自世界核协会《世界核能业绩报告》2018版）。

分析显示，在每兆瓦专用电解槽容量中，使用基荷能源核能产生的清洁氢分别是使用太阳能和风能的5.45和2.23倍。就其本身而言，这并不是一个令人惊讶的结果，因为不同发电技术的相对容量因子大相径庭。因此从长远角度来看，如果仅使用可再生能源，则无法在近期内生产出足以刺激市场发展的氢，就必须在近期内使用化石燃料制出大量、经过或未经过碳捕集的氢（也称“蓝氢”和“灰氢”）来满足需求。这种路线产生的碳排放量比将核能纳入欧洲长期能源战略并用其制氢要大得多。此外，碳捕集技术尚未实现商业化和广泛应用，整个欧洲仅在挪威有两处相关设施。

另一个与容量因子差异有关的问题是不同发电技术对土地的使用要求不同，较低的容量密度（单位面积土地的装机容量）意味着更大的土地需求。例如，位于英国约克郡北海沿岸的海上风能项目霍恩西一号占地407平方公里，装机容量为1.2吉瓦，而英国萨默塞特郡在建的欣克利角C核电站仅占地1.75平方公里，计划装机容量3.26吉瓦。因此，按照每吉瓦装机容量所需土地来算，霍恩西一号的占地面积大约是欣克利角C的630倍。如果按照《欧洲氢能战略》中的目标将80至120吉瓦的可再生能源装机容量全部用于制氢，并且保持与霍恩西一号相同的容量密度，即每吉瓦占地340平方公里，那么需要的海域面积约等同于摩尔多瓦共和国的大小。此外，对土地面积的要求将进一步扩大项目对于发电而非制氢的需求。

容量因子和容量密度这两个参数的综合分析效果十分明显。对于相同电解槽容量，使用核能制氢的产量是风能制氢的2.23倍；按照单位装机容量所需面积计算，风能制氢是核能制氢的630倍。因此，假设霍恩西一号和欣克利角C都只用于制氢，那么二者若生产等量氢气，则霍恩西一号的占地面积需约为欣克利角C的1400倍，即若要产生欣克利角C的制氢量，霍恩西一号需占地约2500平方公里。

最后，氢气产量及其使用将对相关基础设施的发展产生影响。特别是包括存储、运输和供应在内的交付网络。应当注意的是，当前的工业需求中有很大一部分是通过现场生产和/或使用生产过程中产生的副产品来满足的，因此并没有形成清洁氢市场所需的综合交付网络。

B 清洁氢的生产成本

除了可供消费的清洁氢外，市场发展速度以及监管和财政两方面的政策支持力度还取决于清洁氢与常规氢之间的成本差异以及将该差异最小化的程度。

无法获得竞争力同样有可能造成上述情况，即由于化石燃料的持续使用，氢生产不能完全脱碳。

为了衡量不同低碳发电技术的相对制氢成本，需调整容量因子模型以反映不同技术的电力成本，该成本是最终输出成本以及电解装置资本成本的重要影响因素，此处单位装机容量的资本成本为每千瓦1,400美元。根据Lazard《能源及储能系统平准化成本》（2020版）可得出在高容量因子和低容量因子下安装新风力发电设施的电力成本。

分析结果清楚地表明，在这四种制氢方案中，利用在运核电站空余装机容量是成本最低的选择，其成本是其余三种风力制氢的45%、57%和 21%。

在对生产成本进行分解后，核能的高容量因子影响更加明显。核能制氢电解槽的安装成本是其生产成本的60％，而对于其他能源来说，电解槽的安装成本分别是其生产成本的66%、73%和100%（与上述顺序相同）。

在氢市场发展方面，生产成本具有双重意义。首先，与常规氢相比，清洁氢的成本溢价较低，这将减少在现有工业用户中增加其使用量的政策成本。正如在前文中指出的那样，这是发展清洁氢需求的重要早期步骤。其次，清洁氢的生产成本越低，与运输和供热等领域的替代性低碳脱碳剂相比，燃料的竞争力就越高，进而将刺激需求的增长，并促进生产经济性，扩大基础设施网络建设的投资规模。

C 当前机遇

与2019年同期相比，新冠疫情的出现及其引发的经济衰退使2020年第一季度全球发电量下降了2.6%，核电的降幅更大，约为3%。然而，使用核电机组的空余装机容量成为增加制氢量的一种强有力的手段，并因此推动了整个欧洲市场的发展。

如果用全球核能发电量下降3％代表欧盟的情况，那么照2018年的总装机容量111吉瓦计算，目前大约有3300兆瓦处于闲置状态。如果按欧盟五年的平均容量因子77%来运行，则能够发电22500吉瓦时。如果用于制氢，根据前文中的电解槽性能参数来计算，该电量可用于生产286000吨清洁氢；如果按照目前流行的方法，即在没有碳捕集装置的情况下使用天然气进行生产，则会排放出286万吨二氧化碳。如上文所述，使用在运核电站的空余装机容量生产清洁氢将比使用新的、专用的可再生能源工厂制氢的成本更低。

然而，这种生产规模不太可能在2020年底之前实现，因为欧洲的电解槽产能仍低于1吉瓦，新冠疫情和经济放缓的抑制效应、不可能在2020年底前消失，因此这一目标也许在接下来的几年中才能实现。

03 结论

氢已被确定为能源系统脱碳的重要工具。它提供了一种手段，使诸多部门能够从各种工业过程如运输和供热中消除碳排放。

在欧洲，欧盟以及一些国家将发展氢市场的长期政策着眼于可再生能氢。这忽略了其他低碳发电技术，例如核能——不仅可在短期内刺激生产和需求，且具有在长期内将其纳入政策中的优势。法国提出的国家氢能战略将核能制氢纳入，有效减少了对进口氢的依赖，从而规避了运输成本并有助于能源安全，实现更广泛的工业战略。

这份报告进一步探讨了政策承诺对核能制氢的好处。研究表明，与可再生能源相比，核电站能够为氢市场提供更大的生产规模，从而为潜在的最终用户提供更大的刺激，并促进综合氢能网络的发展。同时明确了依赖可再生氢在土地需求方面的后果。最后，尽管可再生能源制氢是市场发展早、中期的另一个重要决定因素，但研究表明，在短期内使用核能制氢会更具成本优势。