中国储能网讯：近日，欧盟委员会公布了一个授权法草案，要求生产绿氢的电力应来自现有电力以外的可再生能源电力，以应对近期欧洲电力紧缺现状，同时规范绿氢生产真正使用绿电（可再生能源电力），能防止化石能源电力趁虚而入。草案确定的“额外性”标准等问题，一经发布就引起了业界广泛关注，也带来了诸多争议，对我国绿氢产业发展也有一定的警示作用。

一、欧盟新规则内容及影响

欧洲为继续加大碳中和力度，同时摆脱能源高度依赖进口的问题，加大了对使用绿氢的需求。乌东冲突以来，欧洲的绿氢政策和企业日益重视氢能的发展。

5月5日，欧盟20家氢能制造商签署了一份联合声明，承诺将其电解槽制造能力提高10倍，到2025年达到17.5GW。5月18日，为了加速绿色能源转型并增加能源自给率，欧盟委员会正式公布了 “REpowerEU”和“EUSolarStrategy”能源转型行动方案，将2030年可再生能源目标从40%提升至45%；在氢能方面，计划到2030年可再生氢产量达到1000万吨，再生氢进口量达到1000万吨。

但氢能的高电耗可能加剧欧洲当前存在的电力紧张问题，为此欧盟委员会起草了一个规则，以确保为绿氢提供电力的发电装置是其他用途电力的“补充”，以保证生产绿氢的能源来自新增可再生能源电力。由于原内容比较复杂，现将大致原则总结如下：

1.制氢电力满足严格的额外性要求，即制氢电力需求来自新增可再生能源电力，以避免制氢电力增长致使化石能源发电的增长。

2.为确保氢气是完全可再生的，制氢设备可以通过以下方式利用可再生能源电力：一是直接与可再生能源发电设备直连；二是“自发自用、余电上网”方式下，只能用自发电力供电并提供相应证明；三是与电力系统联结时，制氢设备用电应与可再生电力生产同时进行（发用电曲线匹配）或使用储存的可再生能源电力，或者能够证明是在供电过剩期间制氢，制氢行为有助于增加可再生能源的消纳。

草案中尽管提出了分阶段实施的安排，但草案提出的相关要求对于绿氢生产提出了很强的限制，引发了行业参与者的抗议。但该草案的相关内容，对于真正促进社会减排提供了可供借鉴的意义。

二、中国绿氢发展：资本很冲动、政策很审慎

在我国，氢能被作为“未来能源”而大加膜拜。在各种碳中和场景中，氢能是解决其它方案无法解决的碳中和死区的万能良药，如重型交通、炼钢、长时储能等，这种现象一方面体现了各界对氢能的期许，另一方也展现了当前碳中和可行方案的贫乏，可以说是“手段不够、氢能来凑”。

作为未来的万亿级市场，各大央企、上市公司纷纷加入氢能（电解水制氢）的角逐，氢能概念成为资本市场非常具有号召力的旗帜。笔者总结氢能的核心逻辑有两点，一是国外逻辑，既然欧洲、日本将氢能上升到能源转型的核心以及国家竞争力的主赛场，中国也要迎头赶上、尽多掌握话语权。二是给氢能打上灰氢、蓝氢、绿氢等可辨识颜色，以强调绿氢的重要性与发展空间。

但由于氢能在成本、技术以及需求等方面的问题，国家政策对于支持氢能发展仍比较谨慎。今年3月，国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》，提出“稳慎应用，示范先行”的原则，到2025年可再生能源制氢量达到10-20万吨/年。整体来看，可再生能源制氢发展目标低于市场预期，但随后鄂尔多斯市发布《氢能产业发展三年行动方案》提出至2024年鄂尔多斯市可再生氢产量达到20万吨/年，体现了地方政府对氢能产业发展的迫切要求。

三、绿氢发展仍需破除几个误区

绿氢发展进入加速阶段已成共识，但欧盟新规仍给我们较多启示。我国在发展绿氢的过程中，主要关注点在于电解水制氢成本，而对于绿氢真正实现碳减排方面的机制考虑较少，而欧洲在这方面理念较为先进，一方面要求制氢电力必须是可再生电力，同时要求不能因制氢带来的用电需求导致化石能源电力的增长。引申来看，绿氢的推广仍需跳过以下认识误区，才能真正找准其合理地位，促进产业良性发展和减碳作用的充分发挥。

1.“电解水制氢”不等同于绿氢

从终端能源来看，氢能无疑具有零碳、高密度、高品质等优势，但作为二次能源，氢能的灰绿之分取决于制备氢能的能源含碳量。按定义，绿氢主要来自可再生能源电力制氢，但由于电能的难以区分问题，在电解水制氢时容易混杂化石能源电力，这也是欧盟新规反复界定可再生氢的原因。

由于我国在电力消费侧一般将各类电力混同考虑，而较少考虑电力构成成分，碳排放核算时也统一计算碳排放因子，这种思维也影响到绿氢发展，产业方在投资决策和运营过程中，普遍都考虑电解槽满负荷运行，较少考虑制氢用电与可再生能源电力匹配才算真正意义的绿氢，这样就将“电解水制氢”与绿氢的概念混同。据了解，在各地实际运行的制氢项目中，为保证项目经济性，制氢设备利用小时较高，虽然制氢总电量可能跟配套新能源项目年总发电一致，但制氢设备功率大部分时段与新能源发电不匹配（配套新能源功率需远大于制氢功率），这里悄然利用了“电量置换”。

采用煤制氢，吨氢煤耗约7吨，每吨氢碳排放约为18吨。对于碱性电解槽制氢，每吨氢能耗电5万千瓦时，其中只要45%以上的制氢电力来自化石能源电力，其排放就将高于煤制氢。由于新能源发电利用小时数小，保证电解槽有效利用时市电比例一般较高，造成制氢间接排放其实很高。从这个角度，不对绿氢生产使用可再生能源电力进行要求，“电解水”制氢不但在成本上远高于煤制氢，在降碳角度上也处于劣势；而相对于工业副产氢，其劣势更加明显。

2.新能源制氢没有那么美好

诚如欧盟新规的种种限制，将对欧洲绿氢产业产生较大冲击，在我国如果要求制氢电力来源于可再生能源，其产业前景也并没有描绘中那么美好。

在国内，将“新能源制氢”甚至是“弃风弃光制氢”作为发展氢能的一个重要理由，其明显的问题有两点：一是新能源制氢成本要取得优势，新能源电价要足够低，如果利用电力系统输送的新能源电力，还需叠加输配电成本；二是如果全部用新能源电力，由于新能源发电低密度特性，必然造成电解槽利用时长大幅降低，造成单位氢能折旧、资金成本增加，按照当前电解槽成本测算，如果利用小时按3000小时，每千克氢能的其它成本（折旧、资金成本、运维）将大于5元。

3.氢储能仍需合理定位

由于氢能的可储存特性，产生了将氢能用于储能的预期，可再生能源制氢-氢气储存-燃料电池发电听起来是零碳利用的完美途径。但当前技术、成本条件下，电-氢-电全过程能源转化综合效率只有30%-40%，度电综合成本（最终上网1kWh电量）超过1元，对比现在技术路线较为成熟的电化学储能、抽水蓄能，储氢的效率、成本等各方面均无法与其他常规储能方式相竞争。尽管氢能具备长时储能特性，但氢能大规模存储依然带来较大的储存成本，相对而言，煤电、燃气电站长期储能+CCUS的方案可能更优。