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　　摘要：2月13日，欧盟通过了可再生能源指令(RED II)要求的两项授权法案，并提出了详细的规则来定义欧盟可再生氢的构成。这两项法案是欧盟广泛的氢监管框架的一部分，将为氢气生产商和投资人提供监管确定性，促使欧盟可再生氢大规模投资和应用的新时代到来。

　　在碳中和转型背景下，各国都对氢能寄予厚望，认为氢能将给工业、交通、建筑等领域用能带来巨大转变，有助于调整能源结构，并带动投资和就业。

　　尤其是欧盟，为了摆脱俄罗斯的能源依赖，实现重工业的脱碳，更是在氢能发展上下大赌注。

　　2020年7月，欧盟提出氢能战略，并宣布建立清洁氢能联盟。目前，已有15个欧盟国家将氢能纳入其经济复苏计划。

　　俄乌冲突发生后，氢能更成为欧盟能源结构转型战略中的重要部分。

　　2022年5月，欧盟公布REPowerEU计划，试图摆脱俄罗斯能源进口，氢能更提到重要位置。该计划的目标是到2030年在欧盟生产1000万吨可再生氢，并进口1000万吨可再生氢。欧盟还创建了“欧洲氢能银行”，加大对氢能市场的投资力度。

　　但氢能的来源不同，决定了氢能对脱碳发挥的作用。如果氢能还是来自化石燃料(比如煤炭、天然气等)的提取，这被称为“灰氢”，依然有较大的碳排放。

　　所以，通过可再生能源制氢，被寄予厚望，这种氢也被称为“绿氢”。

　　为了鼓励企业对绿氢的投资，欧盟一直希望完善监管框架，制定可再生氢的技术标准。

　　2022年5月20日，欧盟委员会发布了关于可再生氢的授权法案草案，由于其对绿氢生产中的额外性、时间相关性和地理相关性等原则的阐述，一经发布便引起了广泛争论。详见：绿氢生产不能使用现有电力，欧盟新规则震惊了产业界

　　关于这项授权法案，近期又有了最新进展。当地时间2月13日，欧盟通过了可再生能源指令(RED II)要求的两项授权法案，并提出了详细的规则来定义欧盟可再生氢的构成。授权法案规定了三种可以被计入可再生能源的氢气，包括直接连接新的可再生能源发电机所产生的氢气，在可再生能源比例超过90%的地区采用电网供电所生产的氢气，以及在低二氧化碳排放限制的地区签订可再生能源电力购买协议后采用电网供电来生产氢气。

　　这意味着欧盟允许核能系统中生产的部分氢气计入其可再生能源目标。

　　这两项法案是欧盟广泛的氢监管框架的一部分，它们将确保所有“非生物来源的可再生液态和气态运输燃料”(简称RFNBO)均由可再生电力生产。

　　同时，它们将为氢气生产商和投资人提供监管确定性，使其生产的氢在欧盟内部可作为“可再生氢”进行销售和交易。

　　01 授权法案内容

　　根据欧盟委员会的声明，第一项授权法案定义了氢、氢基燃料或其他能源载体被归类为非生物来源的可再生燃料(RFNBO)的必要条件。该法案阐明了欧盟可再生能源指令中规定的氢气“额外性”原则，即生产氢气的电解槽必须连接到新的可再生电力生产。这一额外性原则现被定义为“在生产氢气及其衍生物的设施前不早于36个月投入运营的可再生能源项目”。该原则旨在确保可再生氢的产生与现有的相比能够激励电网可用的可再生能源数量的增加。通过这种方式，制氢将支持脱碳和补充电气化工作，同时避免对发电造成压力。

　　欧盟委员会预计，到 2030 年，随着大型电解槽的大规模部署，制氢的电力需求将会增加。要实现 REPowerEU 到 2030 年生产 1000 万吨非生物来源的可再生燃料的雄心，欧盟需要大约 500 TWh 的可再生电力，这相当于届时欧盟能源消耗总量的14%。这一目标已反映在委员会将 2030 年可再生能源目标提高到 45% 的提案中。

　　第一项授权法案还规定了生产商可以证明用于制氢的可再生电力符合额外性规则的不同方式。它进一步引入了旨在确保可再生氢仅在有足够可再生能源的时间和地点生产的标准(称为时间和地理相关性)。为了考虑到现有的投资承诺，并允许该部门适应新的框架，这些规则将逐步实施，并旨在随着时间的推移变得更加严格。

　　欧盟在去年的授权法案草案中要求可再生电力供应和使用之间存在每小时关联，即生产商必须每小时证明其电解槽使用的电力来自新的可再生能源。

　　欧盟氢能贸易机构和可再生氢能委员会领导的氢能行业表示，这是行不通的，而且会推高欧盟绿氢成本，因此欧洲议会在2022年9月否决了有争议的小时关联。

　　此次，欧盟委员会通过的授权法案在这两个立场之间达成妥协：在2030年1月1日之前，氢气生产商将能够按月将他们的氢气生产与他们签订的可再生能源相匹配，此后只接受每小时关联。此外，本次规则还设定了一个过渡阶段，该法案允许在 2027 年底之前运营的绿色氢能项目在 2038 年之前不受额外性条款的约束。这个过渡期与电解槽扩大规模并进入市场的时期相对应。但是，从 2027 年 7 月 1 日起，成员国可以选择引入更严格的时间相关性规则。

　　关于地理相关性，该法案规定，可再生能源发电厂和生产氢气的电解槽处于同一投标区，该投标区被定义为市场参与者能在没有容量分配的情况下交换能源的最大地理区域(通常是国界)。欧盟委员会表示，这是为确保生产可再生氢的电解槽和可再生电力装置之间没有电网拥塞，要求两个装置在同一投标区是合适的。这些规则同样适用于进口到欧盟并通过认证计划执行的绿色氢。

　　第二项授权法案定义了一种计算非生物来源的可再生燃料生命周期内温室气体排放量的方法。该方法考虑了燃料整个生命周期中的温室气体排放，包括上游排放、与从电网、加工过程中获取电力相关的排放，以及将这些燃料运输到最终消费者相关的排放。该方法还阐明了在生产化石燃料的设施中共同生产可再生氢或其衍生物的温室气体排放量的方法。

　　欧盟委员会表示，如果RFNBO和化石燃料相比减少了70%以上的温室气体排放，那么它们将只被计入欧盟的可再生能源目标，这和适用于生物质生产的可再生氢标准一样。

　　此外，对于是否将低碳氢(由核能或是可能由碳捕捉或存储的化石燃料生产的氢)归类为可再生氢，根据授权法案随附的欧盟委员会说明，似乎也已就此达成妥协，并在2024年年底前对低碳氢作出单独裁决。据欧盟委员会的提议，到2024年12月31日，欧盟将在授权法案中规定评估低碳燃料减少温室气体排放的方法。

　　02 业界反响：欢迎与质疑并存

　　欧盟新公布的授权法案阐述了绿氢定义，它给欧盟相关公司的投资决策和商业模式带来了确定性，受到氢能行业的普遍欢迎，但与此同时，业内人士也担心其“严格规定”会增加可再生氢生产的成本。

　　欧洲可再生氢联盟影响力总监François Paquet表示：“该法案带来了急需的监管确定性，以锁定投资并在欧洲部署一个新产业。虽然并不完美，但它提供了供应方面的明确性。”

　　欧盟颇具影响的行业协会Hydrogen Europe在声明中则表示，欧盟花了三年多的时间才提供了一个框架来定义可再生氢和氢基燃料。这个过程漫长而坎坷，但该法案一经宣布就受到了氢能行业的欢迎，氢能行业一直在热切等待规则的制定，以便公司能做出最终确定投资决策和商业模式。

　　然而，该协会补充说：“这些严格的规则可以得到满足，但将不可避免地使绿氢项目更加昂贵，并将限制其扩张潜力，降低规模经济的积极影响，并影响欧洲实现 REPowerEU 设定目标的能力。”

　　相对于行业参与者的谨慎欢迎态度，气候保护者和环保组织则质疑宽松的规则会带来“漂绿”。

　　气候组织Global Witness对允许在可再生能源供应不足时将化石燃料产生的电力用于制取绿氢的规则感到特别愤怒，并将欧盟的该授权法案称为“漂绿的黄金标准”。

　　Global Witness在一份声明中表示，当可再生能源供应不足时，可利用化石和煤炭电力生产绿氢。且绿氢可利用现有的可再生能源电网电力生产，这将导致应用更多的化石燃料和煤炭电力。

　　另一个非政府组织，总部位于奥斯陆的 Bellona则表示，到2027 年底之前的过渡期，这相当于允许先行者在十年内避免对“额外性”的需求，规则延迟生效将导致短期内排放量增加。

　　这两项法案在通过之后，将被转交给欧洲议会和理事会，它们有 2 个月的时间来审查它们并决定接受或拒绝这些提案。一旦完成最终立法，可再生氢、氨和其他衍生物的大规模使用将加速欧盟能源系统的脱碳，推动欧洲气候中性大陆雄心的实现。

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