国外的低碳氢能授权法案：氢能市场加速发展的转折点

2025年9月25日国外的低碳氢能授权法案：氢能市场加速发展的转折点？低碳氢委托法案28日，欧盟委员会正式发布了低碳氢授权法案(LCH2DA)，最终确定了《氢能和天然气市场指令》第9条要求的方法。目标：通过建立评估低碳燃料温室气体减排量的方法，为氢能项目开发商提供法律确定性。低碳氢能将有资格获得欧盟范围内的认证，从而完善现有的可再生氢能框架。如果氢气符合可再生能源和低碳能源（RFNBO）的标准，生产商可以获得某些优惠：这些规则同样适用于希望向欧盟出口氢气的欧盟境内和境外生产商。根据《氢气和脱碳气体市场一揽子计划》，可再生能源和低碳气体可享受网络电价折扣。清洁工业协议国家援助框架（CISAF）简化了欧盟成员国支持可再生能源和低碳氢能的流程，使其能够比标准国家援助通知程序更好地发挥作用。根据《天然气指令》第2条，低碳氢(LCH2)定义为由非可再生能源生产的氢，前提是与用于非生物来源可再生燃料(RFNBO)的化石燃料比较对象相比，其温室气体排放量至少减少70%。实际上，这意味着只有生命周期总排放量低于28.2gCO₂e/MJ（相当于每公斤氢气约3.38公斤CO₂e）的氢气才能被归类为低碳氢气。LCH2DA规定了如何计算这些排放量，确保只有达到所需减排阈值的氢气才能符合条件。定义3方法论4该方法考虑了全生命周期排放和间接排放

因此，它考虑了投入品供应、加工、运输、分销以及燃料最终使用燃烧过程中产生的温室气体排放。尤其：天然气上游二氧化碳排放：DA区分了通过以下途径运输的天然气：管道：默认值已从8.4gCO2/MJ降低至4.9gCO2/MJ。液态天然气：由于天然气的液化、运输和再气化而产生的额外温室气体排放（CO2、CH4和N2O）应予以补充。-甲烷：DA指的是欧盟甲烷法规。如果无法计算甲烷强度，则将使用默认值。与草案DA相比，最终文本修改了默认值。管道输送天然气适用较低的排放因子。国家或地区特定默认值（第3条）：欧盟委员会将于2028年7月1日评估引入国家或地区特定上游排放量默认值（2028年影响评估）。方法论5生物质或生物燃料的利用：当生物质或生物燃料用作驱动过程的燃料而不是原料，并且原料本身已经包含生物质成分时，就可以降低低碳燃料的温室气体排放强度。CCUS：实际碳捕获率+泄漏和全链排放应在计算中正确考虑。固体碳副产品的处理：如果产生固体碳，只要它被永久储存（遵循相关的欧盟规则）或以化学方式结合在欧盟委员会授权条例(EU)2024/2620所列的耐用产品中，则不视为排放。否则，假定其在生命周期结束时被氧化，必须计入CO₂排放量。方法论6电：

生产国的年度平均电网排放强度（附件C部分）。(TSO)提供的日前预测，采用统一的方法计算小时平均值。满负荷工时法：-如果电厂在可再生能源/核能设定边际价格的小时数内运行→排放量=0克二氧化碳当量/兆焦耳。-如果超过→排放量=183克二氧化碳当量/兆焦耳。-

如果选择这种方法，则必须适用于过程中消耗的所有电力，即使其中一些电力原本可以算作可再生能源。4.边际技术法：根据边际技术设定清算价格（如果由输电系统运营商公布），按小时排放量计算。LCH2DA草案比较–最终版本7话题草稿最终的方法论范围全生命周期排放。全生命周期排放。天然气管道上游二氧化碳排放量默认值：8.4gCO₂/MJ。默认值降低至4.9gCO₂/MJ（管道运输）。天然气（液态）上游二氧化碳排放量不进行特殊处理；采用一般上游因素。还必须加上液化、运输和再气化产生的其他排放物（CO₂、CH₄、N₂O）。甲烷排放提及欧盟甲烷法规+

如果没有甲烷强度数据，则B部分默认值增加40%。与欧盟甲烷法规（2024/1787）相关：采用生产商/进口商报告；如果无法计算甲烷强度，则采用默认值。生物质或生物燃料的利用仅提及“当低碳燃料（不包括再生碳）与生物质一起加工时，应区分不同的加工工艺”。更多详情：生物质/生物燃料用作工艺燃料或原料包含生物质成分时，可以降低温室气体排放强度。碳捕获、利用与封存简要提及CCS/CCU。必须考虑整个产业链中的实际捕获率、泄漏和排放。固体碳副产品未提及固体碳处理。如果永久储存或封装在耐用产品中（法规2024/2620），则视为不排放。电三种替代方法：默认值、满负荷小时数、边际单位。四种归因方法：年度平均值、每小时竞价区平均值、满负荷小时数、边际技术小时价值。国家/地区特定值未提及区域差异。欧盟委员会将于2028年7月1日前评估引入国家/地区特定上游默认值的影响（影响评估）。关键问题——授权法案最终版本的DA仍然过于限制/复杂——没有做出重大实质性修改欧盟的LCH2项目可能面临无法获得银行贷款的风险，从而阻碍最终投资决策和早期供应投资，而如果第三国生产商的认证更加灵活，他们可能会获得竞争优势。默认值仍然适用，而不是项目特定的值。能够证明实际排放量更低的生产商无法从中受益，这反而惩罚了那些表现最佳的项目。这会削弱创新，阻碍效率提升。通过购电协议（PPA）采购低碳电力仍被排除在外。欧盟委员会将于2028年7月1日前评估其他途径的潜力，包括利用核电站提供的低碳电力。错失的项目机会尽管液态甲烷（LCH2）比再生氮氧化物氢气（RFNBOH2）便宜，但目前的碳价还不足以使液态甲烷比灰氢更具竞争力。制定政策支持机制，例如差价合约、氢能银行或国家援助框架下的有针对性的资本支出/运营支出补贴，以弥合成本差距并确保LCH2的部署。关键问题-商业模式LCH2的战略作用：氢能技术的测试与开发。实现不间断、大规模氢气生产（全天候24/7），有助于技术摊销并降低资本支出。这为扩大氢气生产规模并在短期内以可承受的价格提供一定数量的氢气以满足难以减排行业的需求创造了可能——在可再生氢气供应增加之前弥补缺口。经认证的低碳氢化合物（LCH2）通过降低二氧化碳排放量来降低碳成本，从而减少对碳信用额或排放配额的需求，这可以带来显著的成本节约→需要强有力的认证体系+碳成本必须足够高LCH2可以增强欧盟的竞争力，但市场准入壁垒仍然是一个政治选择。我们需要采取包容性的方法：所有低碳技术解决方案都应该通过简单、透明的机制进行考虑。金融工具融资需要建立低碳氢能机制（供需关系）。私人融资在发展低碳氢能商业模式中的作用生命周期温室气体排放量（二氧化碳当量）每公斤氢气的生产税收抵免投资税收抵免（%）每公斤氢气温室气体排放量低于0.45公斤，价格为3.00美元。30%每公斤氢气排放0.45至少于1.5公斤温室气体，价格为1.00美元。10%每公斤氢气排放1.5至少于2.5公斤温室气体，价格为0.75美元。7.5%每公斤氢气排放2.5至不足4公斤温室气体，价格为0.6美元。6%每公斤氢气产生超过4公斤温室气体，价格为0美元-欧盟与英国

欧盟英国低碳氢能立法框架欧盟制定了氢能战略，但没有为低碳氢能设定具体目标（目标仅针对可再生氢能）。-氢气和脱碳气体市场一揽子计划（已批准）-低碳燃料授权法案欧盟议会和理事会有两个月的时间来接受或拒绝该提案。-英国氢能战略，到2030年实现10吉瓦低碳氢气生产能力（5吉瓦电解氢气，之后任何符合温室气体排放阈值的技术均符合条件）-英国低碳氢标准（LCHS）

整合后的框架下，未来可以发布LCHS的新版本。低碳氢定义关于低碳氢能的授权法案碳排放强度限制为28.2克二氧化碳当量/兆焦耳(3.4千克二氧化碳当量/千克氢气)可再生氢和低碳氢是两个不同的类别。“从油井到车轮”方法——全生命周期评估英国低碳氢标准（LCHS）：碳排放强度限制为20.0克二氧化碳当量/兆焦耳(2.4千克二氧化碳当量/千克氢气)低碳氢的定义包括可再生氢。“从油井到生产大门”的方法——生命周期评估低碳氢MRVMRV已纳入欧盟排放交易体系（但存在缺口——例如，上游甲烷排放未被涵盖）MRV已纳入英国低碳氢标准(LCHS)低碳氢能财政激励创新基金-欧洲共同利益的重要项目-不签署核电购电协议（至少到2028年）尽管一些低碳技术融资工具已经到位，但大多数氢能融资工具都集中在可再生氢能上。-净零氢能基金（NZHF）-氢气生产商业模式（HPBM）-差价合约（CfD）-净零创新组合下的融资工具现有的低碳氢能融资工具低碳氢化技术的关键差异导致了不同的商业模式美国总体方针《通货膨胀抑制法》（IRA）第45V条生命周期温室气体排放量（二氧化碳当量）每公斤氢气的生产税收抵免投资税收抵免（%）

每公斤氢气产生的温室气体少于0.45公斤3.00美元

30%

每公斤氢气产生0.45至少于1.5公斤温