图片来源于European Commission

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据欧盟新的附加规则，欧盟将允许每月将绿电供应和制氢关联起来，直到2029年底，此后每小时关联一次

2023年2月13日，欧盟终于公布了期待已久的授权法案，并对可再生氢进行了定义，为氢气生产商和投资人带来了确定性-他们所生产的氢在欧盟内部可作为“可再生氢”进行销售和交易。

在没有明确的可再生氢定义前，欧盟计划中对绿氢的补贴也无法推进。

其中最具争议的关键是，如何确保通过电解槽生产绿氢而不利用可再生能源制氢，否则这些能源将被用于向电网提供零碳电力-这一概念被称为附加性。人们一直担心的是，需要利用化石燃料发电取代用于生产氢气的绿色电力，从而推高温室气体排放总量。

因此，工业界和气候活动家都普遍认为，所有用于生产绿氢的可再生电力都是新的。

附加性和时间相关性

这一附加性原则现被定义为“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”-欧盟将其定义为非生物的“可再生液态和气态运输燃料产地”，因此被广泛的称为RFNBOs。

但问题是，在没风、没阳光的时候如何进行。氢气生产商能否在这个时期使用电网电力（电网电力可能是通过燃气或煤炭进行发电的），以后将选择可再生能源电力进行联网以进行补偿？在什么情况下可这样操作？毕竟电解槽使用时间越长，生产氢气的平准化成本就越低。

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-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，从而让电网电力的使用变得极为困难。

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，这是行不通的且会推高欧盟绿氢成本。欧洲议会2022年9月否决了有争议的小时相关性，激怒了某些气候活动家和具有环保意识的公司。

欧盟委员会已在这两个立场之间达成妥协-在2029年12月31日前允许每月关联，此后只接受每小时关联。

在另一个折衷方案中，授权法案规定，成员国可从2027年7月1日起在向委员会发出通知后，开始应用每小时关联性。这可通过直接连接到电解槽的可再生能源发电，或是通过可再生能源购电协议实现，允许电网其它地方的绿电即使在没有直接连接的情况下也可计入开发商的氢气生产。

还有相关地理规则，该规则可确保意大利南部的太阳能不可用于瑞典北部的可再生氢生产。

该法案规定，电解槽必须和生产的可再生能源处于同一投标区，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）（能源从区外进口）。

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招标区是合适的。

欧盟公布的第二项授权法案，确定绿氢和捕获的碳（例如甲醇和合成甲烷或煤油）生产的RFNBOs允许有温室气体排放量。欧盟委员会表示，如果RFNBOs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。

核能制氢

就在两周前，法国和其它八个欧盟成员国呼吁欧盟委员会将低碳氢-由核能或是可能由碳捕捉或存储的化石气体生产的氢归类为可再生能源（德国强烈反对该提议）。

据欧盟委员会授权法案随附的说明，似乎已就此达成妥协，并在2024年年底前对低碳氢做出单独裁决。

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。

气候组织Global Witness已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。

欧洲议会和27个成员国现在有两个月的时间来接受或拒绝新颁布的《授权法案》。