• 绿色氢气政策影响概述 [page::0][page::1]

- 欧盟政策引导下的绿色氢气定义要求电解过程用电须来自新增的可再生能源，且满足时间和空间相关性。
- 新规实施预计使系统总成本比基线增长82亿欧元（2024-2048年），占总体成本的3.7%。
- 成本上升主要源自新增风电、光伏等VRES设施及电解槽资本投入的增加。

• 绿色氢气对能源系统投资结构的具体影响 [page::10][page::11]

- 电力系统资本支出增长95亿欧元，氢气电解槽投资增加15亿欧元，管网与电网传输升级投入22亿欧元。
- 化石燃料使用减少35亿欧元，运营成本减少12亿欧元，体现绿色氢气推动绿色电力替代天然气与煤炭。

- 空间上，西班牙、希腊、英国等国的风光资源优势被强化，氢气生产聚焦在这些具成本效益的区域。
- 中央欧洲国家如德国、法国减少本地VRES发电，转而依赖邻国电网供应。

• 绿色氢气生产空间分布与管网改造需求 [page::12][page::13]

- 氢气生产规模大幅转移至西班牙和挪威，后者受$90\%$可再生能源网电量豁免影响明显。
- 氢气管网改造需求上升，特别是在西欧和中欧区域，电力网传输容量也相应增加以消纳更多风光电。

• 绿色氢气政策不同要求的成本权衡分析 [page::13][page::14][page::15]

| 案例 | 绿色氢气要求内容 | 成本变化(亿欧元) | 主要影响 |
|------|------------------|-----------------|------------|
| ST90 | 不考虑额外性 | 下降75 | 允许使用既有VRES，降低新增投资，氢气更靠近工业消费地。 |
| AT90 | 不考虑空间相关性 | 下降22 | 电解槽可共享邻国VRES，容量因子提升，成本下降。 |
| AS90 | 不考虑时间相关性 | 下降28 | 年匹配替代小时匹配，氢气产地更分散，光伏优势增强。 |
| AST | 无$90\%$网电豁免 | 增加30 | 挪威产能转移，系统成本回升。 |
- 额外性要求是成本最高的约束，去除后最显著降低系统投资成本。
- 空间和时间相关性影响电解槽配置与氢气产地，灵活性提升有显著成本优势。

• 量化模型和方法论 [page::4][page::5][page::6]

- EMPIRE模型采用多阶段随机规划，兼顾长期投资与短期运行不确定性，具有31个国家及多个节点的高空间分辨率。
- 模型强化了绿色氢气产电的法规模拟，加入对电解槽用电的额外性、时间和空间关联的约束。
- 允许天然气管网改造为氢气管网并计入投资成本，实现氢输送能力布局优化。

金融研究报告详尽分析报告

报告标题：From Policy to Practice: Upper Bound Cost Estimates of Europe’s Green Hydrogen Ambitions

作者及机构：

• Erlend Hordvei, Sebastian Emil Hummelen, Marianne Petersen, Stian Backe, Pedro Crespo del Granado

- 挪威科技大学工业经济与技术管理系、丹麦技术大学风能与能源系统系、SINTEF能源研究中心、Siemens Gamesa可再生能源公司

报告发布日期及来源

• 最新欧洲绿色氢气政策应用及成本上限估算研究

- 论文结合了最新的欧盟绿色氢气法规，发表于相关期刊，结合开放数据和模型代码公开

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1. 元数据与报告概览

本报告聚焦于欧洲绿色氢气政策对能源系统成本及投资的影响，采用基于EMPIRE多载体能源系统优化模型的随机规划方法。核心论点总结如下：

• 新欧盟绿色氢气(renewable hydrogen)定义及相关法规（要求额外性、新能投资、时空匹配等）会显著增加未来能源系统总成本，估算从2024到2048年增加成本高达820亿欧元。

- 成本增长主要由新建可再生能源设备（风电、太阳能等）资本支出驱动。

• 使用已有可再生能源容量（额外性要求放宽）能大幅降低成本。

- 绿色氢气制备对电解槽的空间和时间灵活性要求更高，需更多的电解槽扩容和输氢管网投资。

• 作者构建了以欧洲52个节点为基础的多期模型，关注全范围执行欧盟政策标准的严苛情景，提供成本上限估计。

报告主要传递一个信息：落实如今欧盟绿色氢气定义和监管，会显著提升电力和氢气系统投资需求及系统总成本，但考虑GDP比例后呈可承受范围，同时对实现长期脱碳目标有积极意义。

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2. 逐节深度解读

2.1 报告引言与背景（1-2页）

报告介绍了欧盟新的绿色氢气定义（2023年生效的绿色氢气补充规则），明确绿色氢气必须使用36个月内新增可再生电力（附加性）、必须在同一时段、同一电力市场区域内生产。该定义推动绿色制氢产业，但潜在提升成本。

作者指出，已有多模型研究氢气技术及其作用，但多未严格考量欧盟正式定义的附加性及时空匹配要求。
本研究旨在计量欧盟严格绿色氢气定义直接执行对整个欧洲能源系统（含传输、储能和工业需求等）的成本及投资影响，通过高分辨率的空间（含31国和数十节点）及时间（小时级）随机规划模型，揭示关键驱动及成本分布。

2.2 方法与模型（2-6页）

• 使用的EMPIRE模型为欧洲多载体多时段能源系统优化模型，支持31个国家，集成风电、太阳能、水电、天然气、氢气及工业多个子系统。

- 随机规划特性允许模拟不同天气和需求不确定性，小时级决策结合长期战略投资。

• 模型扩展支持电解槽投产的绿色定义约束，包括严格的电解槽容量需与新增风光容量匹配（附加性约束，定义见公式1）；空间和时间匹配（公式2、3）；以及$90\%$可再生电力网格豁免。

- 管道系统建模允许天然气管线转型为氢气运输，成本以新管线建设的25%估算。

• 投资期设定为三年，总模型范围覆盖2024-2048年。

2.3 案例设计（7-9页）

• 六个案例设计区分绿色氢气定义约束组合：

- Base（无绿色约束）
- AST90（附加性、空间、时间匹配均要求且有90%可再生网格豁免）
- ST90、AT90、AS90分别去除附加性、空间或时间要求
- AST去除90%豁免，所有满载要求叠加情景

• 各案例保持氢气产量固定（使用2024-2048年每期既定产量要求，表2）以剥离需求变化影响，专注测算政策引起的系统成本与投资差异。

- 输入数据涵盖52节点、电力需求及再生能源时序实际数据等，均采用公开且权威数据源，确保结果透明并可复现。

3. 结果分析（10-15页）

3.1 总成本与构成变化

• 实施AST90相较Base，系统总成本上升82亿欧元，约占系统总成本的3.7%。

- 总成本增加主要集中在电力资本支出（增95亿，运营节省47亿），其次是电解槽资本支出增加15亿，输氢和电力传输资本支出合计22亿增加。

• 化石燃料（天然气）使用及运营成本大幅减少，绿色转型带来结构性投资变动。

3.2 电力生产变化

• 2024-2030年间，风电（尤以陆上）、太阳能和水电扩容显著，化石电厂生产下降约6%。

- 地理分布显示西南欧如西班牙、希腊、英国等地可再生投资增加，中欧如德国和法国则因传输网络优化减少本地设备。

3.3 氢气生产空间重新布局

• 因空间限制，电解槽投资集中于可再生资源优势明显的地区（西班牙、希腊、挪威、英国），挪威因90%豁免保持高产量。

- 结果呈现地理聚合效应，带动相关输氢管网扩容（特别是向中欧、东欧输送）。

3.4 参数敏感性—绿色氢气规则拆解

• 移除附加性规则(ST90)成本降低最多，系统成本较AST90下降约75亿，主要因允许使用既有可再生容量，大幅减少新增可再生和电解槽投资，提升经济性，但伴随更多化石燃料使用。

- 取消空间匹配(AT90)和时间匹配(AS90)分别降低22亿和28亿成本，均改善电解槽运行灵活性，提高容量因数，降低单位容量投资需求。

• 移除90%豁免(AST)则导致成本增加30亿，挪威耦合优势消失，氢气生产由挪威迁移至西班牙等高性价比节点。

3.5 关键图表深度解析

图2 成本差异柱状图（第10页）

• 展示了各成本类别（发电机、电解槽、输电、氢气管道、天然气、运营等）在AST90与Base间的差额。

- 其中发电机资本开支增加最大，氢气和电力输送管道投资明显增多，反映系统为配合绿色氢气需求大规模布局新能源资产和基础设施。

图3 预期发电量差异（第11页）

• 图3a显示不同投资阶段内各类发电方式（太阳能、海上风、陆上风、水电、化石等）的年累计差异。

- 早期内陆上风和太阳能大幅提升，化石发电量下降，晚期海上风逐渐兴起。

• 图3b揭示空间差异，西欧和南欧的风电扩容显著，德国和法国化石和新能源发电减少配合电力跨境传输。

图4 氢气产量区域分布对比（第12页）

• 双环图显示原始(Base)模式下氢气产量在西欧多个国家较均衡；而AST90中产量显著聚焦西班牙、挪威等风光资源极佳国家。

图5 输氢管道和电力传输容量差异地图（第13页）

• 地图清晰标示重要管道容量变化，北海区涉及挪威、英国的输电明显增多，中欧与西南欧输氢管线扩张突出，支持绿色氢气广泛输送。

图6 不同规则拆解的系统成本差异（第13页）

• 所示各规则移除后相对AST90的成本变动强化了附加性是最贵且最关键约束的结论。

图7-8 氢气产量和电力生产年度差异地图和柱状图（第14-15页）

• 色彩直观表达不同国家氢气生产规模及电力发电量增减趋势，支持文本结论。

4. 报告限制与模型假设（15页）

• 电解槽未考虑规模不经济，有可能低估成本。

- 不含生命周期排放分析，未考虑水资源限额。

• 90%网格豁免存在数据及政策解释模糊，不考虑已规划容量，仅依据模型输出预先设定。

- 仅考虑固定氢气需求，未模拟氢气价格对需求弹性的反馈影响。

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3. 估值与成本分析

本报告的成本估值体现在系统投资与运营费用的最小化。关键参数和假设包括：

• 折现率设为5%，计算净现值。

- 投资成本基于权威公开数据，包括氢气电解槽、风电、光伏及输电管道。

• 天然气管道改造为氢气传输管道成本按新建管道的25%估算，容量调整为80%。

- 电力价格外生，依据历史数据及模拟。

• 绿色氢气的附加性要求通过限制电解槽容量必须与新增可再生发电容量相匹配，从而驱动额外的可再生能源项目投资。

- 空间和时间匹配要求通过数学表达式确保氢气生产与当时空间内可再生发电的匹配，限制“绿色”氢气生产。

• 90%可再生能源网格豁免允许部分区域放宽约束，体现现实多样性。

估值结果总结：

• 强制执行绿色约束使得发电机资本支出增长95亿欧元，表明可再生发电资产大幅扩张。

- 电解槽和相关输氢/输电基础设施投资合计增加37亿欧元，反映适应氢能空间时序特点的设施需求。

• 总体82亿欧元成本增加对应约3.7%系统成本，合理反映绿色能源上升期的结构性成本变化。

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4. 风险因素评估

• 技术创新速度及成本下降的不确定性：电解槽和可再生技术未来成本变化可能影响投资必要性和经济性。

- 政策调整风险：欧盟绿色氢气定义和激励措施可能随政治经济环境变化而调整。

• 数据及模型假设风险：诸如氢气需求预测、氢气消费价格弹性等假设简化可能导致结果偏差。

- 空间分布限制和传输能力瓶颈风险：电解槽不能完全依赖邻近地区电力，可能增加本地投资和系统成本。

• 资源限制风险，尤其是水资源在部分区域的可持续性。

- 碳市场政策不确定性，水床效应及碳价格未来走势均影响绿色氢气推广效果。

报告中有所缓解策略的讨论有限，但明确指出未来需要动态成本、政策与技术不确定性研究。

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5. 批判性视角与细微差别

• 成本估计为最大上限：报告直接应用严格且即时生效的绿色规则，无过渡期假设，成本为最严苛情境估计，利于政策规划的风险评估，但现实应用中可能略低。

- 90%可再生能源网格豁免量化方法：基于预估结果固化，可能未充分反映未来动态电网建设和政策变动带来的灵活性。

• 模型未显式考虑电解槽规模经济递减，可能低估长期投资效益。

- 没有考虑氢气价格对需求的响应，未来需求弹性研究可完善动态系统响应。

• 政策、技术复杂性高，模型对特定区域氢气生产优劣势外推能力存在一定局限。

- 数据时间序列较短，随机情景代表性依赖历史气候数据，极端气候事件影响需进一步分析。

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6. 结论性综合

本报告提供了迄今为止针对欧盟绿色氢气法规实施的最高成本摩擦估计，显示：

• 绿色氢气定义（附加性、时空匹配）严格实施，将推动欧洲能源系统显著转型，尤其是陆上风电和太阳能投资大幅提升，以满足高洁净度氢气生产需求。

- 系统增量成本82亿欧元，相较整体能源系统运行成本为小幅增加，表明经济层面具备承受力，且绿色氢气有助于欧洲实现长期碳中和目标。

• 附加性约束是成本最高的政策因素，灵活放宽已有资产使用可显著降低成本，支撑政策制定中考虑阶段性过渡方案。

- 空间和时间匹配约束影响氢气生产地理布局，投资向优质可再生能源区域集聚，带动跨国输电和输氢管道网络升级。

• 90%网格可再生能源豁免对部分国家（如挪威）成本优势明显，是否保留此豁免将影响投资流向和整体系统成本。

- 绿色氢气促进能源安全，减少对化石燃料依赖，技术及产业政策配合将是推动产业链发展的关键。

• 当前模型及数据限制提示需持续关注技术进步、政策调整、需求弹性、区域环境约束等因素。

总体来看，报告通过高精度模型、详实数据及严格设定，系统地评估绿色氢气政策驱动下欧洲能源系统成本结构的广泛变化，为政策制定者提供了宝贵的经济影响基准和科学验证。

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7. 图表一览（附Markdown嵌入示例）

• 图1 Energy flow in EMPIRE

描述模型中能源从源头（太阳能、风电等）到能源载体（电力、氢气等）再到终端能源需求的流动结构。

• 图2 系统成本变动（Base与AST90差异）

突出展示成本增加主要在发电设施资本开支，及电解槽、输电与输氢管道。

• 图3 发电量差异分时间和空间

描绘投资期内风电、太阳能等新能源的明显扩增和化石燃料减少；国家间呈现西南欧发电上升态势。

• 图4 氢气产量地理分布对比

显示绿色氢气产向高效可再生能源区集中，政策豁免影响显著。

• 图5 输氢与输电管网差异地图

重点区域增容，反映能源与氢气跨国流动需求。

• 图6 不同绿色约束拆解的成本效应

揭示不同规则移除对系统资本与运行成本的贡献差异。

• 图7 各国氢气产量分布

反映政策调整带来的区域产量重新布局。

• 图8 各年电力生产差异细分

示意各绿色规则调整后，电力结构的年度变化。


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参考文献溯源

• 主要结论、模型定义及数据基础详见报告正文第1-18页摘要、方法及结果讨论部分 [page::0,1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18]。

- 图表数据解读根据报告中插图及对应页码提供，详见对应页码标注。

• 数学模型详细推导附录见25-27页 [page::25,26,27]。

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【总结】本分析依据报告原文逐节深度剖析，重点解读了绿色氢气政策定义、民用能源系统模型结构、数据假设、成本估算与驱动因素、空间时序约束带来的投资和产出变化、不同政策折衷影响，以及相关风险与限制。通过详实数据及模型支持，明确绿色氢气推进虽带来较高初期资本投入，但对欧盟调碳承诺及能源安全具有关键战略价值，投资回报具备合理经济性。

报告