《风能》专栏|张树伟：电解氢要贴“绿”标签有多不容易？——谈欧盟绿氢法令定稿
《风能》专栏|张树伟：电解氢要贴“绿”标签有多不容易？——谈欧盟绿氢法令定稿
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电解氢要贴“绿”标签有多不容易？
——谈欧盟绿氢法令定稿
文/张树伟
在2022年7月的专栏文章 中，笔者讨论了欧盟的一项涉及非生物质可再生燃料的法案草案，主要内容涉及如何认定为“绿氢”的操作性要求。2023年2月底，该草案正式定稿，成为法令（directive），作为对《可再生能源指令II》（Renewables Energy Directive II）的补充。
相比草案，定稿放宽了对额外性（additionality）的部分要求认定，尤其是对于短期内时间相关性的高分辨率要求。然而，它仍 规定了一套非常繁复的程序来确保生产燃料的电力是可再生能源。总体上，发电设施与电解槽在地理上需要相距不远，在时间上同时开动。“不远”与“同时”，都是需要额外界定的。 有专业学者根据这个程序，画了一大张纸的判断流程图 [1] 。在最多的情况下，足足需要13个步骤才能判断是否符合绿氢的要求。
本期专栏文章将围绕这一法令，谈谈为何有如此多要求的背景信息、电力系统与地区间外溢影响等。重点关注地理上的相关性（geographical correlation），这涉及电力潮流在目前的市场中是如何流动及应该如何流动的问题，而它与未来海上风电的发展方式息息相关。
条款4：为何实时平衡阶段电解槽开动从电网取电仍可能被认定为绿氢？
条款4设定了两个条件，使得实时平衡阶段 [2] 从电网取电制氢依然能够被认定为绿氢，分别是：
第一，制氢设备对应的物理项目（仍是联网的）参与了电网向下调节，因此减少了发电出力。通俗地说，就是由于网络阻塞等原因，整体平衡面临“过供应”（over-supply），供给大于需求。此时，调度机构下调（称为再调度，re-dispatch）了对应项目的发电量，从而减少发电。
第二，对应的可再生能源项目减少了再调度的需求。如果可再生能源是增加发电的，证明此时电解与配套项目对应；如果是减少发电的，就回到了第一种情况。因此，这个要求是合理一致的。
上述两个条件无疑增加了电解槽从电网取电，而不是当对应的可再生能源项目物理发电才能开动的灵活性，并且保证了这种电力消费行为是更加有助于电力系统平衡的。
那么，有没有可能带来负面影响？当发电与制氢位于同一个平衡区时，在维持目前区域定价的模式下，笔者没有想不到任何可能的负面影响。如果两个位于不同的平衡区，法令设定了更加严格的条款。
条款5：为何有财政补贴的可再生能源项目不被认可？
理由很简单，因为产出的绿氢是有补贴支持的。因此，再利用享受补贴的电力投入，存在重复补贴的嫌疑。
这可能会在一定程度上限制投资者的热情。因为，即使两者均存在补贴，只要补贴是通过竞争机制（如招标）确定的，这种投入的节省会自动被纳入绿氢补贴招标的决策中，并不存在重复补贴的风险。
条款7：海上风电可以直接被认定
配套的海上风电，即使与电解槽不在同一电力平衡区，只要与电解槽价区存在物理连接，同样可以直接被认定为可再生能源电力。
此前的专栏文章提过，由于跨平衡区网络交换容量存在限制，阻塞是常有的。为了减轻而非加重阻塞，高价区的电解槽是不能被认定低价区可再生能源发电量的。那么，海上风电的独立价区价格是否会一直很高，还是存在其他的可能？
海上风电价区（offshore biding zone）的价格不可能一直居高不下，这是明确的。且由于显而易见的原因——本地没有需求，海上风电价区的价格在大部分时间内应该比陆上风电低。可能的原因是，项目设计容量与电网送出能力是匹配的。即使风电大发的时段存在阻塞，结果也是被弃掉，并不会体现在任何可再生能源电量的认定上。因此，放宽海上同一平衡区限定要求并不会导致额外性受损的漏洞。
当然，对于海上风电而言，这并不算是好消息。海上风电送出如何避免阻塞是一个重要的问题。欧盟在文件中使用了“海上风电价区”的术语 [3] ，专用于能够发电且具有联网功能的海上风电项目（称为混合项目，hybrid project）。它们同时接入不同区域实现联网功能，在海上构成互联电网的一部分。例如，通过北海海上风电项目将荷兰电网接入英国电网，美国PJM电力区域通过海上风电进一步加强交换容量（图1）。风电自身同样需要这种灵活安排，从而规避任何单一地区价格与市场可得性/充分性风险。
图1 海上风电发电与联网混合项目 [4]
法令影响：认定与否有何后果？
只有通过上述规则生产的氢能及其他衍生物，才能被认定为绿色非生物质燃料（RFNBO）。那么，其他生产氢能的方式会因未获得认可而被禁止吗？
当然不会如此简单粗暴。传统的用氢行业一直存在，并且是稳定的，大部分是通过天然气重整或其他方式制备的。按照法令规则进行的认定更多地起到标签的作用，以区分是否为绿氢，从而将同一功能的燃料划分为两个完全独立的市场。
这种“分割”有没有代价？当然有。它的产品无法区分，必须追踪上游产业链，这对监管提出了更高的要求，相应增加了工作量。如此，绿氢市场或许只能是一个自愿性小市场，由那些愿意以价格之外的原因采购成本更高绿氢的企业来创造需求，如它们享受显性或隐性补贴，更注重企业形象，等等。
当然，考虑到欧盟绿氢法令的前瞻性极强，规定了2029年前后的安排，从“终点”（ends）——完全脱碳，化石能源制氢行业完全消失——来看是没有问题的。从这个角度而言，就不存在多个无必要的分隔市场了。
此外，值得指出的是，欧盟绿氢法令有一个非常雄心勃勃的安排：认定规则不仅适用于欧盟区域，也适用于其他主权地区。这将是对其他国家和地区造成外溢影响，特别是那些希望未来向欧洲出口氢能的国家，如目前与欧盟签订了绿氢合作协议的北非、非洲南部国家。
小结
总体而言，欧盟绿氢法令是繁琐甚至烧脑的，也存在很多笔者主观上认为并无必要的内容。它在努力规避氢能这个即将享受补贴的耗电大户没有刺激新的可再生能源建设，反而带来电力系统价格抬升、供给紧张的可能。在现实中，如何实施核查将是一个问题。这在一定程度上反映出欧盟各主体在日益繁重的短期决策考验面前，决策质量可能有所下降。
好消息是，如果欧盟碳市场的价格像预期那般升高，化石能源的外部社会成本将被彻底内部化，是否为绿氢其实并不重要。至于电解槽何时开动，多长时间停下，业主会根据市场环境进行考量，这应该是一个经济决策。电力价格及氢能价格，同样可以给业主带来足够的纪律约束。环境决策会与经济决策结果高度一致。
回到中国，对于已建成与在建的绿氢项目如何在时间与空间尺度上“捆绑”可再生能源发电，以及海上风电如何同已存在的电网交互，仍旧缺乏清晰的规则。
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