目前，低排放氢气的生产成本高于未减排量的化石燃料，而这是导致全球生产份额有限的一个关键因素。
电解水制氢产生的碳排放
到目前为止，已经宣布了大量的水电解器项目，如果所有项目都能实现，到2030年全球装机容量将达到240吉瓦。这一部署水平与满足各国在APS中的气候目标所需的水平非常相似。其中一些项目直接连接到可再生能源，另一些项目连接到电网，或者使用专用可再生发电厂和电网的混合电力。
在使用直接连接的可再生能源发电厂的电力的情况下，假设排放为零，而使用电网电力的排放影响取决于电力系统及其运行中的技术和燃料组合(见图1)。如果只使用电网电力，达到氢的低排放强度也需要电网的低排放强度。例如，将制氢的排放限制在2 kg CO2-eq/kg H2，则要求电网电力的排放强度为40 g CO2-eq/kWh或更低。例如，在欧盟内部，目前只有瑞典的电网排放强度如此之低，为10 g CO2-eq/kWh。对于1 kg CO2-eq/kg H2，阈值降至20 g CO2-eq/kWh，没有任何G7成员国达到(如果不考虑瑞典作为欧盟的一部分)。
图1 电网电力的排放强度以及电网和专用可再生电力的混合对氢排放强度的影响
在高峰负荷时段使用电网电力可能意味着天然气发电厂可以满足制氢的额外电力需求，导致排放量为24-32 kg CO2-eq/kg H2(取决于天然气供应的上游和中游排放)，比不使用CCS的天然气直接制氢排放量高出两倍多。如果水电解的电力需求在基本负荷时段得到满足，电力需求可能来自直接排放几乎为零的发电厂，如水电或核电，但也可能来自排放量较大的发电厂，如燃煤发电厂的排放为50-57 kg CO2-eq/kg H2。如果在太阳能光伏或风能电力供应过剩的时候使用电力，那么使用这些被削减的电力将导致直接排放为零。
对氢认证系统的建议
考虑到使用电网电力的不同结果，许多认证系统和法规都包括了一些条款，以确保氢气生产的额外电力需求不会导致化石燃料发电的增加或削弱电力系统的运行。这可以通过附加要求以及作为监管链的一部分施加与时间和地理相关性相关的条件来实现：
附加性是指用于制氢的电力必须来自新发电能力，而不是依赖现有工厂的可再生电力，这些电力已经被用于其他部门的脱碳电力消耗。电力购买协议可以将氢气生产的电力需求与新的可再生能源(或核能)发电联系起来。
通过施加进一步的限制来平衡特定时间段(例如每小时、每月、一年的季度)的需求和发电量，可以实现氢气生产和可再生能源(或核能)发电之间的时间相关性或同步。
地理相关性应避免在供需地点之间的电网中产生潜在的瓶颈。例如，在预先存在电网拥堵的情况下，可再生电力装置和氢气生产工厂应该位于潜在瓶颈的同一侧。
例如欧盟在可再生能源指令II修正案中的一项授权法案中，详细说明了用于生产氢和衍生燃料的电力的附加性、时间和地理相关性的要求。其他系统例如德国H2Global，英国低碳氢标准，气候债券标准和认证计划，GH2绿色氢标准，T?V S?D标准CMS 70。
国际能源署情景下氢气生产的排放强度和成本
随着各国努力实现其气候承诺，低排放氢气在全球总产量中占比将会不断提高，低排放制氢技术也将更广泛部署，氢的排放强度也将逐步得到降低。支持采用低排放氢的政策措施也将导致低排放氢的成本进一步降低，例如，通过降低电解槽和可再生电力的成本来推动。以下各节利用国际能源署的情景说明排放强度和成本的这些潜在发展。
氢生产的排放强度
目前全球制氢的平均排放强度为12-13 kg CO2-eq/kg H2。在国际能源署的既定政策情景(STEPS)中，由于天然气供应的上游和中游排放减少以及低排放氢技术的部署，到2030年，氢气生产的全球平均排放强度略有下降，为11-13 kg CO2-eq/kg H2，到2050年为10-11 kg CO2-eq/kg H2(见图2)。
图2 2021-2050年各情景制氢排放强度
在APS中，到2030年全球平均排放强度降至约9-10 kg CO2-eq/kg H2。到2050年，排放强度降至2.7 ~ 3.0 kg CO2-eq/kg H2。在NZE情景中，到2030年全球平均强度达到6-7 kg CO2-eq/kg H2，到2050年达到0.8-0.9 kg CO2-eq/kg H2。在所有情况下，这些值应理解为不同产氢路线的平均强度。例如，在NZE情景中，到2050年平均为0.8-0.9 kg CO2-eq/kg H2反映了生产加权平均值，这在很大程度上受到电解制氢(2050年排放强度为零)和利用CCS从天然气制氢的平均强度为1.8 kg CO2-eq/kg H2的影响。
制氢成本
今天，低排放的氢气生产仍然比未经减排的天然气和煤炭生产更昂贵。例如，没有CCS的天然气制氢成本约为1-2.5美元/kg H2(取决于天然气价格)，而在拥有良好太阳能光伏或陆上风能资源的地区，利用可再生电力制氢的成本在3-4美元/kg H2之间，较高的成本阻碍了低排放氢的使用。
目前化工行业现有制氢工厂的年龄约为10-15年，与30年的技术寿命相比相对较短，这可能进一步减缓低排放制氢技术的采用。然而，用CCS改造现有的SMR工厂可能是近期的选择。即使出于成本原因，这些改造只关注SMR工厂的高浓度、与过程相关的二氧化碳流，与未减排量的工厂相比，它们也可以减少约50%的排放量，而生产成本仅增加约18%。这种部分捕获的二氧化碳排放仍然导致6 kg CO2-eq/kg H2的排放，但在向清洁能源系统过渡的过程中，将允许继续使用一些较年轻的现有工厂。
到2030年，与使用CCUS从化石燃料生产氢和氨相比，由于可再生能源电力成本的进一步降低，以及电解器技术和成本的提高，可再生能源生产氢和氨的成本预计将大幅下降。然而，利用可再生电力生产氢气和氨的成本在不同地区和国家之间将有所不同，这取决于当地可再生资源的特点和潜力。氢和氨的低排放生产和供应方案将取决于当地的情况和机会，同时考虑到排放强度、供应量和负担能力等因素。
在拥有丰富的低成本可再生电力资源的地区，或拥有廉价化石燃料和二氧化碳储存的地区，使用低排放技术生产氢气可以在短期内与有增无减的路线相竞争。STEPS反映了迄今为止已采取或宣布的政策，在该情景中，到2030年，全球氢需求仍主要由未减少的化石燃料生产所覆盖(见图3)。低排放制氢技术的采用仍然有限，在部署这些技术的地方，它们主要取代了炼油部门和化学工业现有的未减少的生产。
图3 2021年和2030年全球和G7制氢成本概况，以满足氢需求
在APS中，假设每个国家宣布的所有气候承诺都能按时全额实现，现有应用的氢需求最初继续由有增无减的化石燃料生产来满足，这可以在许多地区(主要是七国集团成员国以外)实现最低的生产成本。
然而，随着时间的推移，在一些地区，随着低排放生产成本的下降，使用低排放技术生产氢气的成本将比基于化石燃料的生产成本更低，从而导致一些排放密集型生产资产的更换。此外，低排放的氢和氨满足了钢铁生产或长途运输等新用途日益增长的需求。由于可再生能源和电解槽成本的快速下降，以及二氧化碳定价等政策的推动，NZE情景中的使用量甚至更大。在APS和NZE方案中，在脱碳目标的推动下，新应用中的氢需求几乎完全由低排放技术生产的氢来满足。一小部分氢气需求由电网供电的电解产生的氢气来满足，用于补充专用可再生发电的电力供应，并增加电解槽的运行时间和负载系数。
