德国能源深度报告：绿氢的成本应该怎么算？（长文）
德国能源网站 energie.de 刊登专栏文章，对绿氢的成本应该怎么算做了详尽分析。
绿氢在工业和交通等部分领域的去化石燃料进程中不可或缺。然而，市场的推进却陷入停滞，高生产成本是其中一个原因。关于经济性计算的假设和数据却很少公开。
在此背景下，德国环境能源法基金会和能源经济研究所（FfE）对德国绿氢的生产成本进行了细致的研究。
为此，他们考量了监管和企业经济方面的因素，并模拟了到 2040 年的潜在成本发展趋势。
在氢的生产成本中，很大一部分是电力采购成本，包括国家规定的电价组成部分（“SIP”），即电网费用、附加费、特许权税和电力税 [1]。
不过，针对这些 SIP，有各种各样的优惠政策，其中一些在氢生产过程中也可以享受。以下将介绍其中最重要的优惠条款。
电力采购的优惠政策
近年来，电网费用持续上涨。2024 年，一个普通的工业客户需支付 4.12 欧分 / 千瓦时 [2]。
但德国《能源经济法》第 118 条第 6 款规定，对于用于储存的电力（其中包括通过电解生产氢的电力）的采购，可完全免除电网费用。
不过，这种电网费用豁免期限为 20 年，且仅适用于在 2029 年 8 月 3 日之前投入运行的设施。
德国联邦网络局目前正在重新规范电网费用体系，并在其 2025 年 5 月的讨论文件中指出，未来电解槽的电网费用将更加强调其系统服务能力 [3]。
2025 年引入的所谓特殊电网使用附加费（包括《电力网络收费条例》第 19 条规定的附加费和氢附加费），在 2025 年，首千瓦时为 1.558 欧分 / 千瓦时。
对于超出部分的购电量，附加费降至 0.050 欧分 / 千瓦时，且如果电费占销售额的比例超过 4%，可限制在 0.025 欧分 / 千瓦时（《电力网络收费条例》第 19 条第 2 款第 15 项）。
2025 年，《热电联产法》附加费为 0.277 欧分 / 千瓦时。海上电网附加费为 0.816 欧分 / 千瓦时。
然而，根据《能源融资法》第 25 条第 1 款和第 2 款，对于 2030 年之前投入运行的设施，“为生产绿氢…… 而消耗的电网购电”，这两项附加费完全免除。
但在实践中，这种优惠尚未能使用，因为其关键要求 “绿氢” 的定义要依据 2023 年《可再生能源法》第 93 条即将颁布的行政法规来确定。
另一个与经济相关的电价组成部分是电力税。根据《电力税法》（StromStG）第 3 条，电力税定为 20.50 欧元 / 兆瓦时（2.05 欧分 / 千瓦时）。
不过，根据《电力税法》第 9a 条第 1 款第 1 项，如果制造业企业 “为了电解” 而取用电力，可完全免除电力税 [4]。
但对于其他电力，氢生产商可依据《电力税法》第 9b 条第 1 款和第 2 款。
据此，制造业企业为经营目的取用的任何电力，其电力税降至 15.37 欧元 / 兆瓦时。德国《电力税法》第 9b 条第 2a 款包含一项不同的特别规定（目前仅有效期至 2025 年底）。
据此，制造业企业消耗的电力，其电力税根据《电力税法》第 9b 条第 2a 款降至 0.5 欧元 / 兆瓦时。
根据基民盟、基社盟和社民党关于第 21 届立法期的联合执政协议，将力争把这一规定延长至 2025 年以后 [5]。
电价补偿收入
氢生产所支付的电费可根据申请，通过所谓的电价补偿来事后降低。这一工具的背景如下：常规电力生产设施原则上要遵守欧盟排放交易制度。
因此，电力生产过程中产生的二氧化碳排放必须通过购买排放证书来支付。电力生产商通常会将这些成本计入电价，并转嫁给最终用户，进而也转嫁给氢生产商。电价补偿旨在减轻某些符合补贴条件的最终用户的这些额外成本（即所谓的间接二氧化碳成本）。
根据欧盟委员会 2020 年 9 月 25 日的欧盟补贴指南附件一第 14 条（2020/C 317/04），生产氢的企业也有资格获得补贴。无论所使用的电力在生产过程中是否实际产生了二氧化碳排放，都可获得电价补偿，因此在采购可再生电力时也可享受。
如果除了氢之外，还生产其他不符合补贴条件的产品，在确定电价补偿金额时，必须按比例扣除用于生产这些产品的电力。此外，并非所有（可能计入的）间接二氧化碳成本都能得到补偿 [6]。
相反，根据联邦经济和气候保护部 2024 年 3 月 13 日的资助指南第 5 条 h 项（《联邦公告》2024 年 3 月 26 日 B2 版），补贴强度限制在 75%。
此外，还要采用基于 2022 年、每年下降 1.09% 的所谓 fallback 电力效率基准（80%），这会降低可考虑的电力消耗。根据资助指南第 4 条，只有在按照第 4.2 条采取某些气候保护和能源效率措施作为 “生态回报” 时，才能获得电价补偿。
绿氢在工业和交通等部分领域的去化石燃料进程中不可或缺。然而，市场的推进却陷入停滞，高生产成本是其中一个原因。
关于经济性计算的假设和数据却很少公开。在此背景下，环境能源法基金会和能源经济研究所（FfE）对德国绿色氢的生产成本进行了更细致的研究。
为此，他们共同考量了监管和企业经济方面的因素，并模拟了到 2040 年的潜在成本发展趋势。
投资和运营成本的假设
在以往关于氢市场的研究中，投资成本往往被定得很低。例如，通常只考虑物理组件的成本，而忽略了规划、采购、建设以及项目开发的成本。同时，人们对成本下降做出了非常乐观的假设，这些假设基于氢市场推进和电解生产规模效应的理想化假设 [7]。
为了进行现实的考量，在本文提出的计算中，所有相关成本组成部分都被纳入投资成本，并假设成本呈保守发展趋势（见表 1）。这些参数已由业内人士验证。
| 参数 | 2025 年 | 2040 年 |
|---|---|---|
| 电解槽投资成本 *（2025 年） | 3900 欧元 / 千瓦 | 3300 欧元 / 千瓦 |
| 典型可再生能源设施和购电协议 | 陆上风电，按产量付费，固定价格 - | |
| 电解槽满负荷小时数 | 5840 小时（月度同步） | 4610 小时（小时同步） |
| 购电协议价格 | 102 欧元 / 兆瓦时 | 62 欧元 / 兆瓦时 |
| 外购电力价格 | 61 欧元 / 兆瓦时 | 无法外购（小时同步） |
- 电解槽包括电池组、规划、采购、安装、项目开发
对于可计入可再生能源目标的绿氢生产所用电力的采购 [8]，欧盟委员会 2023 年 2 月 10 日的授权条例（EU）2023/1184（氢授权条例）允许多种方式 [9]。
就项目开发而言，通过电力购买协议（PPA）接入电网具有最大的灵活性。在这里，可再生能源发电设施可以独立于电解槽进行规划和建设，只要遵守第 4 条第 4 款以及第 5 至 7 条中规定的额外性标准以及地理和时间相关性标准。
在这些标准范围内，原则上有很多方法来设计电力采购，以优化电解槽的利用率。其中一种方法是过度建设可再生能源容量，即可再生能源组合的最大容量超过电解器的额定容量。然后，根据购电协议的设计，过剩的电力将被削减或在电力市场上出售。
在本文的分析中，假设德国的风力发电设施具有中等满负荷小时数，且过度建设系数为 2 [10]。
电力采购价格采用市场价值法确定：计算在电力市场上出售电力可能获得的潜在收入。这一收入加上绿色电力证书的溢价，被定为按产量付费购电协议的固定价格。未来的电价确定采用了 FfE 趋势情景的预测 [11]。
图 1：总结绿氢生产不同总成本的图表
绿氢生产的年金化总成本比较（1）无优惠政策，（2）有长期优惠政策，（3）现状延续。（图片：环境法基金会 / FfE）
监管框架的重大影响
氢生产成本的计算基于上述假设，阐明了监管框架对生产成本的影响。
图 1 比较了到 2040 年有和没有监管优惠政策的氢生产成本。为了评估未来绿氢的生产成本，定义了三种发展路径，描绘了不同的监管情景。
路径 1：无优惠政策的总成本
假设既没有电网费用豁免，也没有电价补偿。其余的 SIP 也全额征收，并按固定值延续。由于电解槽效率的提高导致电力消耗下降，其相对重要性会随着时间的推移而降低。此外，由于计划从 2030 年起收紧同步标准，氢生产的电力生产和消耗必须在同一小时内进行。这也会减少电力消耗。
路径 2：有长期优惠政策的总成本
在这里，所有 SIP 豁免长期有效。电价补偿随着 2030 年结算年度后资助指南的到期而终止。这条路径显示了长期减免情况下的氢成本，但 2031 年起没有电价补偿带来的额外收入。
路径 3：现状延续
这条路径基于现行法律状况。由于目前尚未决定进行任何修改，上述电解用电采购的优惠政策仍然有效——假设《热电联产法》附加费和海上电网附加费的豁免是永久性的。然而，电网费用豁免将于 2029 年到期。从 2030 年起，将计入电网费用，并适用更严格的同步标准。电价补偿在 2030 年结算年度后终止。
没有监管优惠政策时，生产成本为 13.7 欧元 / 公斤氢气。主要成本驱动因素是实际的电力采购成本和投资成本，其次是 SIP。
利用当前的优惠政策，成本降至 7.5 欧元 / 公斤氢气。这与目前有效的监管框架相符。SIP 几乎完全免除，这使得节省超过 4.6 欧元 / 公斤氢气；电价补偿贡献约 2 欧元 / 公斤氢气。
然而，这些收入潜力应被视为最大值。特别是为了享受电价补偿而必须采取的生态回报措施，在实践中有时难以实现。总体而言，分析显示，在理想条件下，节省潜力超过 6 欧元 / 公斤氢气。
2025 年至 2030 年间的成本下降源于电价下降以及与二氧化碳价格挂钩的电价补偿带来的收入增加。随着 2031 年电价补偿的到期，生产成本再次上升。
路径 2（长期豁免条款）最为有利。仅电网费用豁免一项，与路径 3（“现状”）相比，就能额外节省 2 欧元 / 公斤氢气。
电力成本仍是经济性的核心因素
电力成本仍然是绿氢生产经济性的核心杠杆。SIP 的监管减免以及通过电价补偿获得额外收入的可能性，可以显著降低生产成本。目前，直接用于电解法氢生产的电力在很大程度上免除了 SIP。
对于生产所需的其他（运营）电力，这仅在有限范围内适用。总体而言，缺乏长期的规划确定性：许多减免是有期限的，或者在实施过程中很复杂。监管框架的未来设计仍然是一个不确定因素，同时也是推动绿色氢市场发展的核心调控工具。
参考文献
[1] 本文是在联邦经济和能源部（BMWE）资助的 “Trans4Real—— 关于部门耦合和氢技术试验工厂的科学转化研究” 项目框架内完成的。
[2] 联邦网络局 / 联邦卡特尔局：《2024 年监测报告》，2025 年 2 月 28 日，第 23 页。
[3] 联邦网络局：《电力通用电网收费体系框架确定（AgNes）》，讨论文件，2025 年 5 月，第 43 页及以后。
[4] 仅包括施加在电极上的电力，联邦财政法院，2015 年 6 月 30 日的判决，VII R 52/13，指导原则 2。
[5] 基民盟、基社盟和社民党联合执政协议，《对德国的责任》，第 21 届立法期，2025 年 4 月，第 957 页及以后和第 1501 页及以后。另见联邦政府关于 2025 年联邦预算和 2026 至 2029 年关键数据的协议（2025 年 6 月 24 日），其中规定要稳定降低电力税。
[6] 根据资助指南第 5.2.2 条，在计算电价补偿时，采用的是平均值，而非实际的间接二氧化碳成本。
[7] 关于以往成本估算的说明以及此处做出的技术经济假设的解释，见 FfE（2025 年）：《从理论到实践：为什么绿色氢比想象的更贵》，第 7 页及以后。
[8] 此处 “绿氢” 一词与《2023 年 10 月 18 日可再生能源指令》（EU）2023/2413 第 2 条第 2 款第 36 项中的 “非生物源可再生燃料”（英文为 Renewable Fuels of Non Biological Origin – RFNBO）同义使用。
[9] 关于这些方式的说明，请参见 FfE（2023 年）：《根据欧盟授权法案，绿氢是如何定义的？》。
[10] 原则上，可以通过出售过剩电力获得额外收入。
[11] 关于这些假设的背景，见 FfE（2025 年）：《从理论到实践：为什么绿氢比想象的更贵》，第 11 页及以后。
向本文作者致谢：
B. 霍夫曼，德国环境能源法基金会科学顾问，维尔茨堡；
V. 齐姆斯基，高级研究助理，
S. 莫尔，德国能源经济研究所（FfE）高级研究顾问，慕尼黑
（以上内容由铂道翻译和校对，仅供业内或关注人士参考，报告原文可向铂道免费索取。）