1. 实现大规模、高效的可再生能源消纳在电力系统中，变动的电力供应和需求在时间上并不能很好地相互匹配（无论是日间，还是季节间）。提高间歇性的比例至目标水平（40%以上）将对电力系统的灵活性提出更高要求。逐步提高的电气化程度和电能有限的存储能力将需要更有效的储能方案。为了解决各方面的问题，我们提出了不同的解决方案，如电网升级改造和用于尽量实现短期或长期电力供需平衡的技术，如灵活性备用发电机组、需求侧管理、储能等。氢能在这方面具有独特优势，它可以避免产生CO2和颗粒物排放，可以大规模利用，还广泛适用于各种场景。氢能可以通过两种方式来提高能源系统的效率和灵活性（如图3所示）：i. 当电能过剩时，可以通过电解将多余的电能转化为氢气。产生的氢可以在电力供应不足时提供备用电力，也可以用于其他能源消耗领域，如交通运输、工业或居民等。通过这种方式可以充分利用过剩电能。如果不通过氢能技术进行补充利用，可再生能源存在丢弃的可能性将非常大。以德国为例，预计到2050年，德国可再生能源发电比例将达到90%时，预计可再生能源弃量将达到170 TWh/年以上，相当于用氢气为德国乘用车提供燃料对应能量的一半左右。这意味着可以采用约60GW的电解功率对这一部分电能进行充分利用，并产生较好的经济效益（经济性在一定程度上取决于电网互联的水平）。

氢能既可以集中利用，也可以分散利用，既可以作为主要电源，也可以作为备用电源。与天然气一样，来自氢气（或其化合物）的电能可以快速供应或中断。因此，氢能可以很好地应对可再生能源的突然中断（如遭遇恶劣天气事件时）。此外，电解装置还可以给电网提供辅助服务，如频率调节等。氢能也可以应用在工业和建筑领域的燃料电池热电联产装置中，同时产生电能和热能。这一技术将提高这些领域的发电和供热效率，并整体提高能源系统的灵活性。其潜力将在接下来的部分中进行讨论。ii. 氢能可用作长周期零碳跨季节储能载体氢能是长期性的零碳季节性储能的最佳整体解决方案。虽然蓄电池、超级电容以及压缩空气储能也有助于实现电量平衡，但它们缺乏解决季节性不平衡所需的蓄电容量和蓄能周期（如图4所示）。抽水蓄能可以像储氢一样实现大规模、长周期的储能；目前，抽水蓄能占到全球储能装机容量（162 GW）的95%以上。然而，其尚未开发的蓄能容量由于受到当地地理条件的限制，仅占全球每年能源需求的1%左右（0.3 EJ）。这还不足以应对能源需求的季节性差异。以德国为例，其冬季的能源需求比夏季高约30%以上，而冬季的可再生能源发电量通常比夏季低50%（如图3所示）。

目前，氢能仍然是一种新的储能技术，但越来越多的大型氢基储能示范项目正在全球范围内规划、推广和实施，包括丹麦、加拿大、日本和亚太地区。另外，地下大规模储氢是一种可行的技术手段，且不存在重大的技术障碍。随着可再生能源比例的增加，氢能作为一种长期性的储能方式预计会加速发展和实施。为此，盐穴储氢的成本预计将在2030年降至140欧元/兆瓦时（电转电）。这甚至低于抽水蓄能的预测成本（2030年约为400欧元/兆瓦时）。德国可用于洞穴储氢的潜在空间容积约有370亿立方米，这足以储存110 TWhth的氢能，可以完全满足德国预计的季节性储能需求。总之，氢气可以实现在能源系统中更经济有效地耦合大量间歇性能源，同时为保障能源系统的稳定运行提供必要的灵活性。

2. 在不同行业和地区间进行能量分配电力系统需要对可再生能源进行分配。以日本为代表的一些国家由于地理条件限制，无法仅由风能和太阳能提供电力供应。还有一些国家可能还需要时间来募集必要的资金。在某些情况下，进口可再生能源可能更为经济，例如，把赤道附近的低成本太阳能转移到太阳能资源匮乏的地域加以利用。由于氢气及其化合物具有很高的能量密度且易于运输，它们将有助于高效、灵活地（再）分配能源。长距离电力传输会造成能量损失，但通过管道运输氢气几乎可以达到100%的效率。这种优势使氢能在大规模和远距离运输可再生能源时非常具有经济竞争力。例如，可以通过氢能，把能量从中东等具有很高的可再生能源发电潜力的地区转移到欧洲等能源需要高的地区。作为一项长期应对策略，进口氢能将有助于我们应对可再生能源的持续增长或确保在可再生能源发电量较少的冬季能够提供充足的能源。日本计划在2020年开展首次用于国际贸易的液氢运输船的技术示范。目前，氢气管道和运输氢气或液氢的长管拖车是最常见的运输方式。随着氢能传输量的增大，氢气也会和运输的成本在未来15年有望下降30~40%。已有关于采用现有天然气管网输送氢气的测试报道，但还没有大规模应用。利兹是第一个提出在2026年之前将其天然气管网改造为氢气管网的城市。

3. 充当能源缓冲载体以提高能源系统的韧性氢能有助于将全球的能量储存与不断变化的能源需求相关联。由于其能量密度高、可长期储存以及用途广泛等特点，氢能非常适合作为能源缓冲载体和战略储备。如今，全球能源约有90 EJ（占每年终端用能的24%）的能源储备，几乎全部以化石燃料的形式存在。氢能理事会认为，未来能源储备量不太可能大幅减少。然而，随着能源消费者和电力部门开始转向替代能源，以化石能源存在的储备量可能会缩减，因为消耗化石能源的应用场景是有限的。最有效的能源缓冲载体将会变得多样化，它们可以直接用于（或转化为）终端用能场景。这样的能源缓冲载体将包括化石燃料、生物燃料/生物质/合成燃料，还有氢气。

4. 降低交通运输过程中的碳排放燃气电池电动汽车（FCEVs）在降低交通运输过程中的碳排放中具有重要意义。当前，石油在全球交通运输消耗的燃料中占绝对地位，汽油和柴油占纵然了消耗的96%和全球碳排放量的21%（如图5所示）。混合动力汽车（HEVs）和插电式混合动力汽车（PHEVs）等高效混合动力汽车已经有效地降低了汽车尾气排放。但是，为了完全实现交通运输过程中的零排放，需要采用氢驱动的燃料电池电动车（FCEVs）和蓄电池电动车（BEVs），或者二者的混合形式。交通出行领域的技术进步和新的发展趋势（如车联网、自动驾驶技术、共享汽车）将对新技术的应用和转型速度水平产生影响。

两种电动车采用了类似和互补的技术，且分别适合不同的细分市场和用户。除了降低CO2排放，它们还能有助于改善当地空气质量和减少噪音。燃料电池车在多个方面有重要好处。首先，它能在不中途加注燃料的情况下长距离行驶（已经超过500公里），续航里程是消费者非常关注的一个方面。其次，类似于目前的汽油/柴油车，给燃料电池车加注燃料也非常快捷（3~5分钟），这给消费者提供极大的便利。第三，由于储氢系统的能量密度非常高（与蓄电池相比），燃料电池车动力系统成本和重量受储能容量（kWh）的影响不大。这使得该技术受到了需要存储大量能量的车辆类型的青睐（如重载能力和/或长距离/高频使用的车辆类型）。最后，燃料电池车的基础设施可以建立在现有的汽油分销和零售基础设施之上，形成成本优势并保留当地就业和资产投入。燃料电池车将出现在多个细分市场领域。考虑到上述有点，该技术将对降低碳排放的交通运输领域尤为重要，包括乘用车（如中、大型小汽车、运输车、出租车）、中型运输车、公共汽车和非电驱动列车。目前，还有研究致力于将氢气制成的合成燃料用于船舶和航空领域（如图6所示）。在乘用车领域，燃料电池车的总拥有成本（TCO）目前还高于内燃机（ICE）车，但在日本其行驶成本（每公里氢能费用）已经接近混合动力车（HEVs）。当燃料电池车达到大规模商业化的时候，我们相信两种技术在中、大型乘用车的总拥有成本（TCO）方面可以达到相当的水平。

燃料电池运输车和公共交通配套的基础设施部署往往更简单、成本也更低，因此特定的运输车和公共交通将更快地实现平价推广。主要汽车企业正在寻求零碳排放汽车的解决方案。三家领先的汽车制造商已经率先推出了商业化应用的燃料电池车，而其它制造商也已经宣布有意尽快推出自己的燃料电池车。燃料电池车正在逐步实现商业化，日本和美国的燃料电池车保有量已超过一千辆，欧洲也有几百辆。多家代加工厂商（OEMs）拥有燃料电池车生产线，每年可生产几千辆燃料电池车。到本世纪20年代初，预计将出现大幅增长，代加工厂商将有能力每年商业化生产几万辆乘用燃料电池车。这与多个国家发展燃料电池车的目标是相一致的。例如，中国的目标是到2025年在路上行驶的燃料电池车达到5万辆，到2030年达到100万辆。日本预计到2025年达到20万辆，到2030年达到80万辆。燃料电池车开始进入公交和货物运输领域。虽然目前燃料电池公交车的市场份额仍然很小（全球上路的约有500辆），但最近的投资数据显示，公交领域开始应用燃料电池车方案的势头越来越猛。例如，连云港海通公交公司（中国）计划投入1500辆燃料电池车，欧洲已宣布到2020年将部署总共600~1000辆燃料电池车，韩国也计划在2030年前替代2.7万辆CNG公交车。目前，几个代加工厂商将目标锁定在商业化的重型车辆上。德国还宣称他们将投入使用一批氢燃料电池列车。燃料电池列车与燃油机车相比已经具备价格竞争能力（从总拥有成本的角度来看）。在该领域领先的西方和亚洲国家计划在未来十年内大规模建设氢能基础设施。在欧洲，加氢站预计每两年就翻一番，到2023年尽在德国就会有400座加氢站，美国加州到2020年的目标是拥有100座加氢站。日本投入运营的加氢站已经超过了80座，韩国和中国计划建立一个氢能网络，目标到2025年总共达到830座加氢站。预计到2025年，全球将有超过3000座加氢站来满足约200万辆燃料电池车的永清需求。经过这一阶段的发展后，加氢基础设施将实现自然增长。

5. 降低工业用能领域的碳排放如今，工业过程中大量消耗天然气、煤炭和石油等化石能源，产生了全球20%的二氧化碳排放。工业领域亟需提高能效（包括余热回收利用），从而减少能源消耗。水蒸汽电解技术可以帮助将废热转化为氢气。不论是低品位，还是高品位的用热，工业领域都需要针对其工艺用热进行脱碳处理。为了减少低品位热的碳排放，工业领域可以选择的技术方案有很多。热泵和电锅炉在一些地区有供热优势，而当氢能是来自于化工副产品或者特定工业需要配备不间断电源和热源（可由燃料电池提供）时，氢能显然具有更大的优势。氢气可以在氢燃烧器中燃烧，也可以用于燃料电池，是一种零排放的供热方案。对获取高品位热能（高于400°C）的过程进行碳减排更具挑战。根据当地条件，燃氢锅炉可以对电加热进行补充，以产生高品位的热能：考虑到电加热系统在设计方面的限制，一些地区和领域更倾向于使用氢技术。当前低品位用热领域氢气已经得到了应用，如工艺加热和干燥等。未来，随着氢气燃烧器和燃料电池的应用，工业领域从低到高不同品位的用热负荷均可以通过氢能来满足。燃料电池与燃烧器相比效率更高，且能同时提供热量和电力，但是部署燃料电池初投资较大。而燃烧器只需要对现有设备进行改进。

6. 将捕集的碳用作原料氢基化学可以作为碳汇，降低石化价值链的碳排放，并成为其中的一部分。当前，原油（衍生物）被用作化工产品、燃料、塑料和医药产品的生产原料。几乎所有这些产品都含有碳和氢。如果碳捕集和利用（CCU）技术实现大发展（作为循环经济和替代碳存储的一部分），该技术将通过利用（绿色的）氢能把捕集的碳转化为可用的化学品，如甲醇、甲烷、甲酸和尿素等。氢的这些应用使得碳捕集和利用（CCU）技术成为其他难以实现脱碳的行业（如水泥和钢铁）中可行的实施方案，将有助于降低部分石化价值链的碳排放。使用氢和捕获的碳来生产化工原料的技术目前处于研发阶段，正在开展初试验证。冰岛有一座正在运营的地热电站，该电站利用产生的电能制氢，并和CO2结合制取甲醇。据称这种甲醇共产方法在电价为30欧元/兆瓦时的条件下具有成本竞争力，不同的当地条件可能会导致不同的结果。瑞典已计划开展一个类似的项目，将对钢铁行业中捕集的CO2加以利用。德国将钢铁生产中排放的碳与来来自过剩电力的氢结合，以生产化学品。该项目仍处于概念阶段，预计将在15年内达到规模发展。

7. 降低建筑采暖的碳排放采暖和生活热水约占居民住宅能耗的80%。每年大约50 EJ的能量用于全球住宅供暖，贡献了全球碳排放量的12%。氢能将成为降低建筑采暖碳排放方案中的一个重要选项。当地条件决定了方案的选择。建筑采暖可以通过直接燃烧氢气或者氢能利用技术来满足，甚至可以将二者相结合：氢能利用技术有燃料电池微型热电联产等。这一技术可以高效地提供热能和电能（效率大于90%）。氢气本身也可以作为燃料使用（纯氢或与其他气体混合使用，部分降低气体管网的含碳量）。对于那些与天然气管网相连的住宅，改用氢气燃烧供热将有可能继续使用现有的气网。通过一些小的投资改造，现有气网可安全地输送氢气和天然气的混合气体。要想实现完全脱碳，需要全部转向氢气，也就是像英国利兹天然气管网的发展目标一样。在全球范围内，大约19万座建筑已经使用了氢基燃料电池微型热电联产系统来供热。大多数的这种热电联产系统（效率高于95%）位于日本，其中大约一半是用甲烷与重整器相结合的方式产生氢气。该项目表明了这种微型热电联产系统足以满足居民用热和用电需求。预计到2030年，将有约530万户的日本家庭使用这种微型热电联产系统。规模经济已经让这种设备的价格降低了50%以上，从2009年的2.4美元/瓦到2014年的1美元/瓦。