针对中国氢能生产成本效益高的脱碳路径的低碳政策模拟，同时考虑区域差异性

《Applied Energy》：Low-carbon policy simulation for cost-effective decarbonization pathways of China's hydrogen production considering regional heterogeneity

　　**摘要**
中国的氢能生产行业面临着高碳锁定风险和资源禀赋的显著区域差异双重挑战，这需要制定针对不同地区的低碳转型策略。现有研究缺乏对多种氢能生产途径的系统整合和定量评估，同时也缺乏在省级层面结合市场和金融政策工具的分析。为了填补这一空白，我们构建了一个高空间分辨率的“长期省级氢能生产路径规划”（LP-HPPP）模型，该模型考虑了省级资源异质性和多样化的氢能生产技术组合，并通过耦合多个政策模块来模拟中国氢能生产系统的转型路径。研究结果表明，在基准情景下，大多数省份到2035年仍难以用绿色氢能替代灰色氢能，预计到2050年全国累计碳排放量将达到14,352百万吨。碳排放交易、绿色证书和绿色信贷的协同实施显著提升了减排效果，各省份的减排率达到了25.62%至84.59%，单位成本为2.75至628元人民币/吨二氧化碳，同时将绿色氢能替代的拐点提前了5至15年。政策效果也存在明显的区域差异：对于沿海省份而言，优先采用绿色信贷更为经济实惠；而中西部地区则更适合使用绿色证书机制。这项研究为差异化的市场导向转型路径提供了科学依据，其可调整的框架也确保了其在面临类似挑战的地区之间的可行性。

**引言**
氢能是全球能源系统深度脱碳的关键组成部分，其核心价值在于为重工业和重型运输等难以电气化的“难减排行业”提供必要的脱碳途径[1]、[2]、[3]。预计到2050年，氢能将占全球最终能源需求的约22%，并贡献约11%的碳排放减排量以实现温度控制目标[4]。鉴于此，全球已有50多个国家将氢能纳入国家能源战略[5]。作为世界上最大的氢能生产和消费国，中国已通过《能源法》等顶层设计将氢能明确纳入能源管理体系[6]。在省级层面，氢能已被纳入中国23个省的政府工作报告。尤为重要的是，中国的第十五个五年规划（15th FYP）将氢能定位为低碳经济的关键新增长引擎，强调扩大可再生能源氢能的生产规模及其跨领域应用，为省级氢能发展提供了高层次指导[7]。然而，氢能是否真正清洁从根本上取决于其生产技术路径[8]。目前，中国的氢能供应结构存在明显的高碳锁定效应：煤炭、天然气和工业副产品分别占氢能生产的57%、21%和21%，而来自可再生能源电解的氢能占比不足1%[9]。这种以化石能源为主的氢能生产结构与中国“双碳”战略目标不相符，限制了氢能作为“零碳能源载体”在深度脱碳中的作用[10]。此外，中国的能源资源存在显著的区域差异，各省份的化石燃料禀赋、可再生能源可用性和核电分布差异巨大[11]、[12]、[13]。因此，单一的全国氢能生产路径无法充分满足所有地区的需求。加速氢能生产路径的清洁转型并考虑区域差异，已成为中国能源系统实现深度脱碳的紧迫任务。

鉴于这些问题的紧迫性，关于氢能生产路径规划的讨论日益频繁。Zhen等人结合学习曲线和离散选择模型预测，基于风能和太阳能的电解技术在2040年后将获得经济优势，占据主导市场份额的35%至70%[14]。Zhen等人进一步使用概率框架评估了不同的转型策略，发现更为宏大的绿色氢能转型路径会导致更高的成本不确定性，并指出碱性电解器（ALK）将在长期内主导绿色氢能生产[15]。张等人利用带有升级氢能模块的全球变化评估模型（GCAM）进行模拟，显示到2050年，基于可再生能源的电解氢能将占比34%至56%，而基于化石燃料并配备碳捕获、利用与封存（CCUS）技术的氢能将占比15%至29%[16]。这些具有代表性的国家级研究初步勾勒出了中国氢能长期转型的总体发展趋势，为国家战略规划提供了宏观参考。然而，这些研究主要针对国家级评估设计，其模型结构无法解决氢能转型的省级特定性、异质性和动态性。空间分辨率和技术表示的固有简化使得它们无法为每个省份生成独立的转型路径。

为解决这一空间差距，研究人员转向了省级层面的氢能分析。例如，张等人基于一个高时空分辨率的技经优化模型发现，尽管中国具有巨大的潜力，但基于可再生能源的氢能生产在经济上尚不可行，但从长期来看具有前景[17]。范等人通过对中国的省级优化分析指出，离网水电解氢能生产系统可以实现接近零排放，并预计在2045-2050年间成为最具成本效益的生产途径[18]。黄等人通过对两个省级案例的建模分析，揭示了风电-电网混合氢能生产模型中的经济与碳排放之间的关键权衡[19]。尽管这些研究提高了空间精度，但它们主要局限于特定技术（尤其是水电解）的静态成本或排放比较，技术覆盖范围狭窄，且对关键省级参数（如煤炭价格和CCUS成本）的异质性考虑不足。更为关键的是，即使引入了额外的技术选项或实际因素，它们的单期成本优化或确定性比较框架也无法模拟技术进步、政策反馈和长期动态演变的耦合效应。

绿色氢能（30-40元人民币/千克）与灰色氢能（8-12元人民币/千克）之间的显著成本差异构成了限制氢能系统深度脱碳的瓶颈，亟需采取紧急有效的政策干预以加速转型[20]。因此，越来越多的研究开始探讨在多样化政策工具下的氢能发展路径。一些研究探讨了监管目标如何影响氢能的生产和利用。例如，杨等人使用与中国2060年碳中和愿景相一致的集成TIMES基础能源系统模型（China-MAPLE）建立了清洁氢能部署路径，展示了行政气候目标在指导难减排行业氢能规划和部署中的作用[3]。同样，Hamid等人使用北美TIMES能源模型（NATEM）分析了魁北克向氢能转型的过程，强调了净零目标和2025年后化石燃料氢能的强制淘汰如何指导技术选择[21]。然而，这些研究主要依赖自上而下的行政指令，缺乏探索更能灵活推动氢能转型的自下而上的市场机制。一些研究还将碳成本纳入了氢能平准化成本（LCOH）分析。项等人发现，在光伏资源丰富的地区，到2050年，碳定价将使传统氢能生产的LCOH高于高温气冷反应堆（HTGR）和质子交换膜（PEM）电解[22]。然而，Quarton等人认为碳税可能会促使技术选择偏向配备CCUS的化石能源[23]。值得注意的是，中国建立了基于总量控制与交易框架的国家碳排放交易（CET）体系，而非碳税机制，这意味着这些研究的政策含义可能不直接适用于中国的实际情况。许多研究还探讨了政府财政激励对氢能发展的影响。范等人的研究表明，特定政策（如投资激励或生产补贴）可以使离网水电解氢能生产在5-15年内成为最具成本竞争力的方法[18]。Odenweller等人指出，如果没有碳定价机制，实现全球宣布的绿色氢能项目将需要高达1.3万亿美元的补贴[24]。虽然这些研究强调了财政激励的潜力，但也揭示了补贴给政府带来的巨大财政负担。

除上述政策外，中国还建立了多层次的低碳政策体系来推动清洁能源的发展。其中，碳排放交易（CET）[25]、可交易绿色证书（TGC）[26]、[27]和绿色信贷政策（GCP）[28]是共同支持国家低碳转型过程的核心市场和金融工具。作为清洁能源系统的关键载体，氢能的发展路径与这些政策工具密切相关。然而，现有研究很少系统地评估这些政策对省级氢能生产转型的影响，特别是缺乏不同政策组合的比较成本效益分析。

总之，现有文献在国家层面的宏观指导和省级动态决策之间存在显著差距。国家级方法受模型结构的限制，未能充分反映资源禀赋和能源结构的区域差异，难以直接应用于省级层面。省级研究受静态和部分分析框架的限制，无法全面评估多种技术的动态演变及政策组合的效果。此外，多种市场-金融政策工具在异质省份之间的相互作用尚未得到揭示。这些差距（详见附录表A1）构成了开发省级长期动态优化框架并系统比较不同政策组合成本效益的研究基础。

为填补这些空白，本研究旨在解决两个关键科学问题：1）如何在中国各异质省份优化部署多种氢能生产技术以实现低碳转型？2）不同市场-金融政策组合的成本效益如何，它们如何影响绿色氢能替代的时空动态和省级减排？因此，本研究做出了三个主要贡献：首先，我们开发了一个综合评估框架，明确考虑了省级资源异质性，涵盖了21种氢能生产路径，并整合了三种市场-金融政策工具，直接解决了省级层面技术评估不完整的问题；其次，我们构建了“长期省级氢能生产路径规划”（LP-HPPP）模型，这是一个高空间分辨率的动态优化工具，能够在多种政策情景下模拟2025至2050年31个省份的氢能转型；第三，基于模型输出，我们评估并比较了不同资源禀赋省份间不同政策组合的成本效益，填补了异质地区市场-金融政策组合比较分析的空白。这为设计适应区域特点和具有成本效益的低碳转型策略提供了定量依据。

本文的其余部分结构如下：第2节介绍研究方法和数据基础；第3节展示主要研究结果；第4节进行详细讨论；第5节提供结论和政策建议。

**模型边界定义**
如图1所示，本研究构建的氢能生产系统整合了当前主流和新兴的氢能生产技术路径，并纳入了三种政策机制。对于基于化石能源的氢能生产，系统包括煤炭气化（CG）、蒸汽甲烷重整（SMR）和工业副产品提取（IBE）；对于水电解氢能生产，涵盖了碱性电解器（ALK）、质子交换膜（PEM）和固体氧化物电解器（SOEC）。这些氢能生产技术的演变趋势见图3。在S1情景下，2040之前，基于化石燃料的氢能生产仍将占据主导地位，其中CG占比最高（达到65%）；2041年后，绿色氢能产量将超过化石燃料氢能。在绿色氢能技术中，ALK将发挥主导作用，预计到2040年产量将达到22.96百万吨，满足全国40%的氢能需求。更重要的是，与现有的省级研究相比，本研究开发了一个高空间分辨率的LP-HPPP模型，用于模拟中国省级氢生产系统从2025年到2050年的转型路径。主要研究结果如下：1）在没有政策干预的情况下，大多数省份将在2035年之前难以实现绿色氢能替代，全国累计碳排放量将达到14,352百万吨。氢能负荷中心和依赖化石燃料的地区将成为减排的关键区域。2）政策干预可以显著促进氢能产业的发展。

作者贡献声明：
王秀辉：撰写初稿、数据分析可视化、软件开发、方法论构建、概念化设计。
王波：数据验证、项目监督、资金筹集。
王昭华：项目监督、资金筹集。
王申：撰写审核与编辑、数据整理。
李静：实地调查、正式数据分析。
崔立新：数据整理、概念化设计。

利益冲突声明：
作者声明没有已知的可能影响本文研究工作的财务利益或个人关系。

致谢：
本研究得到了国家自然科学基金（项目编号：72533002、72321002、72243001、72141302）的支持。

作者列表：
王秀辉 | 王波 | 王昭华 | 王申 | 李静 | 崔立新
北京工业大学管理学院，北京 100081，中国