胡萝卜加大棒：加速氢能及能源转型的各种手段的比较分析

《Energy Policy》：Carrot and stick: A comparative analysis of instruments for accelerating the hydrogen and power-to-X economy

　　斯蒂芬·拉希姆 | 安德烈亚斯·霍夫里希特 | 弗朗茨·鲍尔 | 莱昂·舒姆 | 米夏埃尔·斯特纳
德国雷根斯堡应用科技大学电力网络与储能研究中心

**摘要**
欧盟和德国氢能及“电力转X”（Power-to-X）经济的发展得到了多种政策措施的支持。现有研究主要关注个别支持机制或其与能源市场的相互作用，尚未对塑造氢能及“电力转X”格局的各类欧盟及国家性政策进行全面比较。本研究旨在通过系统级分析，探讨欧盟及国家性政策如何在《可再生能源指令III》（Renewable Energy Directive III）不断发展的法律框架内共同推动氢能及“电力转X”市场的快速发展。为此，本文系统地分析并比较了关键政策工具——包括欧盟排放交易系统（EU Emissions Trading System）、共同欧洲利益重要项目（Important Projects of Common European Interest）、碳差价合约（Carbon Contracts for Difference）、H2Global以及欧洲氢能银行（European Hydrogen Bank）——并评估了这些政策在氢能及“电力转X”价值链（涵盖生产、运输和消费环节）中的结构和影响。分析基于系统性的文献回顾，通过明确的标准收集、整理数据并构建数据集，从而实现政策的透明比较与进一步分析，同时为基于支出的政策工具的二氧化碳减排成本计算提供定量依据。当这些政策相互补充时（例如将H2Global市场机制与共同欧洲利益重要项目等投资补贴结合使用时），可产生积极协同效应。然而仍存在重大结构性挑战：共同欧洲利益重要项目和碳差价合约等融资工具面临较高的官僚障碍。欧盟的监管框架，尤其是对非生物来源可再生燃料的严格标准，虽然设定了明确的可持续性目标，但可能限制了可行无排放项目的资金资格，而电动汽车等其他技术则不受此类限制。此外，非生物来源可再生燃料的二氧化碳来源标准阻碍了碳基“电力转X”产品的进口，使欧盟处于不利地位。我们的计算表明，欧洲氢能银行和H2Global利用现有基础设施及绿色替代燃料，其温室气体减排成本低于碳差价合约。总之，尽管当前的政策体系奠定了基础，但其潜力受到政策不一致性、官僚复杂性和监管矛盾的限制。要充分释放新的氢能及“电力转X”经济潜力，需要加强政策间的协调、优化非生物来源可再生燃料的标准，并重新评估二氧化碳来源的相关规则。最有效的方法是将无欺诈的严格配额制度与欧洲氢能银行和H2Global等高效政策工具相结合。

**1. 引言**
德国和欧盟致力于通过气候目标减少温室气体排放（欧盟委员会，2021a；2019）。氢能（H2）及其通过“电力转X”过程衍生的产品（如电子氨、电子甲醇和电子甲烷）在实现所有行业（工业、交通）及电力领域的长期能源储存的气候中性供应中发挥着核心作用。德国计划到2030年实现10吉瓦的电解产能，其中至少50%的氢能通过多种途径进口（联邦政府，2020；2023；2024）。欧盟层面也设定了类似目标：到2030年，电解产能需增至至少40吉瓦，以生产1000万吨绿色氢能，并相应进口同等数量的氢能。根据《可再生能源指令》（RED），所有欧盟成员国需确保到2030年至少42%的工业氢能需求由非生物来源可再生燃料满足（欧盟委员会，2023a；2022a）。

当前进展显示，目标与实际实施之间存在显著差距：仅7%的氢能项目按计划完成，全球多数项目因政策法规不确定性及缺乏买家和长期合同而推迟（奥登韦勒和乌克德特，2025）。这表明需要有效的支持机制和法规来应对潜在风险。因此，本文重点研究资助工具，包括财政支持机制、市场机制及监管措施，这些工具影响氢能及“电力转X”价值链中的投资决策、生产成本和需求。在此背景下，“政策”一词指公共机构制定的广泛监管或战略框架，“机制”指具体实施方式（如拍卖、差价合约、配额或排放交易）。

大多数先前研究将个别支持工具视为独立机制进行研究，或聚焦特定国家，以提出调整和优化特定国家框架下工具设计的建议（沃尔夫，2025；格拉奇克等，2025；韦佐尼，2024；斯帕索夫斯卡，2023；里希斯坦和诺霍夫，2022；赖兴巴赫等，2023）。然而，孤立分析这些工具会忽略其在欧洲支持体系中的整体作用及不同政策间的潜在互动。一些建模研究探讨了选定政策工具与能源市场之间的相互作用（例如霍赫斯坦等，2025），指出基于生产的支持可能扭曲现货价格，而与总量控制系统的互动会影响跨行业的投资和运营决策。罗奇和米厄斯（2023）通过能源系统模型分析碳定价与可再生气体直接支持对成本竞争力和政策互动的影响，强调了设计可再生气体政策时考虑互动效应的重要性。尽管这些研究加深了对特定市场动态和政策影响的理解，但尚未对欧盟及各国现有的氢能及“电力转X”支持工具进行全面的多工具比较。

在我们参与的阿尔布谢特等（2025）研究中，分析了选定措施针对的市场失灵问题，并识别了政策工具间的潜在利益冲突，重点关注欧盟和德国层面实施的政策工具。在此基础上，本文将分析置于德国和欧盟氢能及“电力转X”市场发展的更广泛背景中，评估了选定支持工具的有效性。我们系统地识别、分类并比较了一整套支持工具（包括基于支出的、基于收入的和监管措施），使用统一的分析框架进行跨工具比较，突出系统重叠、协同效应和现有差距。本文特别强调推进对协同效应、重叠和差距的讨论，分析了欧盟排放交易系统（EU ETS）和德国国家排放交易系统（NEHS），探讨了《可再生能源指令》配额对非生物来源可再生燃料的影响，以及碳边境调整机制（CBAM）对H2Global的影响。我们还研究了《可再生能源指令III》在德国的实施情况，H2Global与欧洲氢能银行拍卖、碳差价合约及共同欧洲利益重要项目融资之间的协同效应，以及碳差价合约侧重于二氧化碳减排而非氢能增长的后果。此外，还讨论了《可再生能源指令》中关于二氧化碳来源的标准对H2Global进口的影响，以及这些标准在可持续航空燃料招标失败案例中的潜在积极作用（SAF），同时分析了其对出口国出口和国内电价平衡的潜在影响。所有这些方面都在一个矩阵中进行了综合评估。特别是分析了H2Global、碳差价合约和欧洲氢能银行所实现的二氧化碳减排量。计算的关键指标包括各工具的融资规模及具体减排量。

总之，本文解决了几个关键知识空白，包括氢能及“电力转X”支持工具的有效性、缺乏跨工具的全面比较，以及对支持体系中协同效应、重叠和冲突的有限理解。本研究旨在通过系统级分析，探讨欧盟及国家性政策如何在《可再生能源指令III》的框架内共同推动氢能及“电力转X”市场的快速发展，并通过分析《可再生能源指令III》及其二氧化碳来源标准的影响，为相关文献做出贡献，提供欧盟及国家性政策共同推动氢能及“电力转X”市场发展的系统视角。

**2. 方法论与数据**
本文采用混合方法研究欧盟和德国氢能及“电力转X”经济发展的财政支持工具。分析基于系统性文献回顾，为政策工具的定性比较和选定基于支出的措施的定量评估提供了基础。该方法旨在识别和分类相关支持工具，分析其制度设计、监管要求和融资机制，并通过将财政支持与实际实现的温室气体减排量关联起来，评估公共支出的效率。该方法论部分按分析步骤组织，以确保研究方法的透明度和可重复性。首先概述整体研究方法和数据来源，然后描述支持工具的选取和分类方式，接着介绍用于计算温室气体减排量的分析框架，为后续比较和评估提供依据。附录A提供了资助工具概览，附录B描述了分析工具，附录C分别列出了项目特定的温室气体减排量。

**2.1. 研究方法和数据来源**
本研究的实证基础是系统性文献回顾，旨在识别和分析支持氢能及“电力转X”经济发展的资助工具。回顾涵盖了欧洲和国家（德国）层面的基于支出、基于收入的和监管措施，特别关注其设计特点、治理结构、融资机制和官僚要求。主要数据来源包括相关政府机构和负责工具开发、实施和监督的机构发布的官方声明、监管文件和出版物。当无法通过官方渠道获取具体信息（如融资规模或实施细节）时，也会使用新闻稿或上市公司公告等二手资料。文献回顾为后续分析步骤奠定了基础，从中系统提取分析工具的关键特征，并应用统一的分析框架进行跨工具比较。

**2.2. 分析的支持工具**
根据主要政策机制对分析工具进行分类：基于支出的工具直接为公司或项目提供财政支持，包括共同欧洲利益重要项目（IPCEI）、欧洲氢能银行拍卖（H2G）和碳差价合约（CCfD）；基于收入的工具则通过税收、费用或交易计划产生收入，用于资助气候相关措施，包括欧盟排放交易系统（EU ETS）、德国国家排放交易系统（NEHS）和碳边境调整机制（CBAM）。此外，还考虑了欧洲和国家层面的监管工具，因为它们影响氢能及“电力转X”产品的生产成本、产品特定支付意愿和整体市场需求。此类相关措施包括《可再生能源指令》（RED II和RED III）以及欧盟分类体系。此外，还评估了与行政复杂性和参与者可能面临的官僚障碍相关的标准，因为这些因素会显著影响可及性、参与率以及资金工具的实际实施情况。该分析涵盖了整个资金生命周期的结构和内部流程，包括公开公告、初步程序、协作行动、文件提交、审查和选择、进一步审查和选择、合同准备和签订、资金发放以及报告和监控要求。表A.1和表A.2提供了所选资金工具的总体概述，其中列出了工具的作用级别、实施的机制类型、资金规模、主要目标以及它们所基于的监管要求和法律框架。附录B中对所讨论的工具进行了简洁而全面的描述，并提供了相关来源。Albuscheit等人（2025年）提供了更详细的描述和进一步评估。

2.3. 分析框架和参数选择
对于所有分析的工具，无论相关信息是否公开可用，都使用标准化的分析框架收集相同的参数和数据。这些参数包括治理级别（全球、欧盟、国家）、工具类型、资金机制（例如，国家援助计划、拍卖、碳信用额交易、排放交易、配额、资金标准）、法律基础、政策目标、目标价值链环节（供应、运输/储存、需求）、持续时间以及资金规模。采用这套一致的参数集为比较提供了统一的基础，从而能够详细评估各个工具，并系统地分析它们之间的相似性、相互作用以及潜在的重叠或差距。此外，还评估了与行政复杂性和参与者可能面临的官僚障碍相关的定性标准。这一评估涵盖了整个资金生命周期中工具的结构和内部流程，包括公开公告、初步程序、协作行动、文件提交、审查和选择、进一步审查和选择、合同准备和签订、资金发放以及报告和监控要求，是工具总体评估的一部分。

2.4. 预算效率和减排成本评估
为了评估预算资源利用的潜在效率，本研究根据每吨二氧化碳减排量（以欧元计）来评估基于支出的工具。这一指标将提供的财政支持与实现的减排量联系起来，从而可以对工具进行成本效率的比较分类。鉴于支持工具的数量众多且公共资金有限，有效分配财政资源至关重要。气候和工业政策的公共预算受到限制，因此确保可用资金实现最大的减排量并支持最具影响力的技术至关重要。因此，评估资金工具的效率和效果对于评估它们对氢能（H2）和铂族金属化合物（PtX）经济促进的贡献以及指导未来的政策设计和资金优先事项至关重要。由于并非所有工具都仅限于H2和PtX产品的生产和消费，或者不采用多种减排措施（联邦经济和气候保护部（BMWK），因此比较产量并不合理（BMWK，2025a）。因此，本分析以减排量为共同标准。

2.5. 温室气体减排成本计算
以下考虑和计算适用于EHB、碳信用额交易（CCfD）和氢能气体（H2G）工具。每个项目的预期温室气体减排量是按个体和年度确定的。德国经济事务部（BMWK，2025a）提供了CCfD项目的具体数值（总资金规模σCfD（欧元）、资金期限τCfD（年）和预期温室气体减排量δCfD（吨二氧化碳当量/年）。为了计算温室气体减排成本（MCfD（欧元/吨二氧化碳）），将补贴总额平均分配到补贴期间内每年的数量上，然后将每年的资金除以每年的温室气体减排量：
(1) MCfD = σCfD × τCfD × δCfD
对于EHB拍卖，也采用了类似的方法来计算温室气体减排成本（MEHB（欧元/吨二氧化碳）（欧盟委员会 - IF23，2023；欧盟委员会 - IF24，2024）。根据这些来源提供的补贴总额（ΣEHB（欧元/年）和投标价格（λEHB（欧元/吨）及投标数量（σEHB（吨/年）），可以计算出温室气体减排成本：
(2) ΣEHB = λEHB × σEHB
利用公式（2）中的补贴总额，可以通过将补贴总额除以预期的温室气体减排量（δEHB（吨二氧化碳当量/年）来计算温室气体减排成本：
(3) MEHB = ΣEHB / δEHB = λEHB × σEHB × δEHB
关于H2G的进一步说明是，据估计，欧洲每年的氢气产量约为8百万吨（欧洲氢能观测站，2023；2024）。其中大部分通过蒸汽重整生产，主要用于氨的生产过程。H2G的试点招标集中在氨、甲醇和电子可持续航空燃料上。目前只有氨的数据可供使用，这些数据将用于计算温室气体减排成本（MH2G（欧元/吨二氧化碳）。
迄今为止，尚未举行针对H2G的需求侧拍卖（H2Global，2025），因此必须为需求侧参考产品——即灰氨——确定开发方案。为了确定与二氧化碳减排相关的成本，需要将每年的资金总额与每年的温室气体减排量进行比较，这与EHB和CCfD的情况相同。根据来源的方法（欧盟委员会 - IF23，2023；欧盟委员会 - IF24），计算了预期的年温室气体减排量（δH2G（吨二氧化碳当量/年），并将其与欧盟委员会的ETS基准（α=1.57吨二氧化碳/吨氨）（欧盟委员会，2021b）和H2G的年投标数量σH2G（吨氨/年）进行比较。可以使用差价成本（λH2G（欧元/吨）和H2G的年投标数量来计算资金总额（ΣH2G（欧元/年）：
(4) MH2G = ΣH2G / δH2G = σH2G × λH2G × α = σH2G × (λpur ? λimp)
H2G试点拍卖为2027年至2033年期间从埃及进口的绿色氨设定了价格λpur=1,000欧元/吨（H2Global，2024）。年度销售拍卖将针对2027年及以后一年内交付的数量进行。为了计算差价成本λH2G，需要确定传统生产的（灰）氨的未来消费者价格。根据来源（Mier，2022；Humperdinck等人，2023；Gierkink等人，2022），可以估计2027年及以后天然气的价格平均值约为30欧元/MWh。从2025年的82.9欧元/MWh开始，预计未来天然气价格将普遍下降，最高为40.4欧元/MWh，最低为20.2欧元/MWh（Mier，2022）。欧洲化肥行业的发展路线图（Humperdinck等人，2023）基于“TYNDP 2022”情景报告（ENTSOG和ENTSO-E，2022）预测了天然气的价格范围，得出2030年至2040年的价格上限为40欧元/MWh。根据当前市场数据（Futures，2025），2027年及以后的天然气平均价格为14欧元/MWh至30欧元/MWh。根据上述来源，我们在计算中设定了大约40欧元/MWh的上限和30欧元/MWh的下限。
除了天然气的基本价格外，与排放相关的成本对总价格也很重要。考虑到这一点，根据来源（欧盟委员会，2024；Enerdata，2023；Günther等人，2025；Ariadne，2022；BloombergNEF，2024；KOBiZE，2023）中的欧盟ETS的发展情况，得出了相关数据。按照设计，CO2证书的价格会随时间上涨，同时分配的免费证书数量会减少（欧盟委员会，2024）。虽然在欧盟ETS市场上，排放配额的价格是通过拍卖确定的，但CBAM证书的价格反映了每周的平均拍卖价格（欧盟议会和理事会，2023）。假设在评估期间从埃及进口的绿色氨不会产生CBAM责任，因为其嵌入排放量较低。灰氨生产的ETS合规成本基于净排放量计算，即实际排放量减去免费分配的配额。基准值乘以未免费分配的配额比例后加上该数值，再乘以当时的欧盟ETS价格。根据（Günther等人，2025；KOBiZE，2023）提供的数据，欧盟ETS的价格在2027年为每吨约71欧元至165欧元，在2033年为每吨119欧元至236欧元。根据（Humperdinck等人，2023）中的天然气价格，可以确定价格发展路径，并与从埃及进口的绿色氨的参考价格进行比较，如图1所示。在确定了供应和消费者价格的最低和最高差价后，根据（H2Global，2024）中的预期购买数量，将这些差价与氨的预期购买量进行抵消，以计算年度差价成本。

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图1. 氨的最低和最高价格（欧元/吨），包括生产成本和欧盟ETS价格，以及免费配额分配。
根据所描述的方法确定的数值，可以使用公式（4）计算年度温室气体减排成本，以便进行比较分类。EHB拍卖和CCfD的恒定但特定于项目的平均值与H2G项目在资金期间的年度变化温室气体减排成本进行了比较。特定于项目的温室气体减排成本在附录中的表C.3、表C.4和表C.5中呈现。

2.6. 比较
基于上述的数据收集和分类，根据一系列旨在反映其行政、经济和政治维度的标准，系统地评估了这些资金工具。这些标准包括参与者所需的官僚工作量、相关的温室气体减排成本、价格竞争的程度以及生产是否得到有效支持。此外，分析还考虑了是否包括对新交通基础设施的投资、是否保证H2和PtX产品的收购、该工具是否有助于创建这些产品的市场以及相应机制的潜在可扩展性。这种结构化的比较有助于识别各工具的相对优势和劣势，从而为评估它们的效率、效果以及对H2和PtX经济发展的整体贡献提供了额外的分析视角和透明基础。
需要注意的是，所选标准在范围上是有意限定的，以便为包括政策制定者、经济学家和项目开发人员在内的广泛潜在利益相关者提供清晰易懂的概览。同时，标准的选择不可避免地包含一定程度的主观性，因为它反映了作者有意识地决定关注对评估这些工具的效率和实际适用性特别相关的方面。这一限制通过明确界定标准、在所有工具中一致应用这些标准以及确保潜在假设的透明度来加以解决。

3. 结果
对这些工具的分析揭示了一个复杂而多方面的图景。这些工具在基本政策目标、治理层次和设计特征上存在差异，并且涵盖了氢能（H2）和Power-to-X（PtX）价值链的不同阶段。为了系统地评估这种多样性，使用方法论中引入的标准对这些工具进行了评估和比较，其中包括将基于支出的措施的温室气体（GHG）减排成本作为其有效性的指标。

3.1. 氢能和Power-to-X价值链中的工具
基于这一比较评估，以下部分采用了贯穿整个H2和PtX价值链的跨领域视角。这种方法允许全面考察各个工具在更广泛的支持框架中的相互作用，并提供了对系统整体结构的洞察，如图2所示。

图2. 工具及其在H2和PtX价值链中的位置（欧盟委员会，2023a；德国经济和能源部（BMWi）和德国交通与数字基础设施部（BMVI），2021；德国经济和气候保护部（BMWK），2024e；德国排放交易机构（DEHSt）和联邦环境局，2024a；欧盟，2023a,b；Kuhn和Koop，2023；Bollerhey，2024；欧盟委员会，2024a；欧盟委员会，2024e,f）。H2G分为氢气采购协议（HPAs）和氢气供应协议（HSAs）。《可再生能源指令》（RED）III对所有工具都适用。修改自Albuscheit等人（2025）的图表。* 欧盟排放交易系统（EU ETS），包括国家排放交易系统。

IPCEI氢能试图涵盖整个价值链。EHB专注于生产，而德国的CCfDs则面向消费者。两者都是单边拍卖。H2G作为一种双边机制，通过双边拍卖连接生产者和消费者。由于在指定地点的交付和接收，相关合同包括使用或开发该地点基础设施的相应成本（Bollerhey等人，2023a）。

基于收入的工具，如EU ETS和NEHS，作为影响欧洲和国家H2及PtX价值链的总体上限和交易机制。像配额这样的监管框架以及RED II和III的RFNBO标准在整个价值链中施加了额外的要求。很明显，这些工具在价值链的所有阶段都与国家和欧洲的ETS以及RED标准和配额相互作用（Albuscheit等人，2025）。

地理范围也在工具的设计中起着作用。H2G目前鼓励从欧盟以外的地区进口氢气和PtX。CBAM也旨在作为与EU ETS对齐的补偿系统，确保国内产品和进口产品之间的公平竞争。

3.2. 工具的时间线和预算
工具的时间线在图3中展示了资金框架的复杂性。这是由于多个阶段同时存在以及这些工具的不同设计所致。潜在的申请者面临着不同的运营机制、资格要求和申请程序。同时进行的项目范围需要仔细评估和深入的知识，以识别并成功申请最合适的支持选项。这对中小企业来说是一个主要障碍（Albuscheit等人，2025）。

图3. 2020年至2033年间选定工具的时间线（Hintco，2024；德国经济部，2020；欧盟委员会，2024b；2022b；2024c；2022c；Bollerhey等人，2023a；德国经济和气候保护部（BMWK），2024e；WirtschaftsWoche，2024；德国经济和气候保护部（BMWK），2024a；欧盟委员会，2024f；德国经济和气候保护部（BMWK）和德国数字与交通部（BMDV），2022；Energienetzwerk Landkreis Mei? en，2024；tesa，2024；下萨克森州经济、交通、建筑和数字化部，2024；Janinhoff GmbH & Co KG - Klinkermanufaktur，2024；Osthessen News，2024；欧洲议会，2024；欧盟委员会，2024d）。修改自Albuscheit等人（2025）的图表。

关于各个资金数额，图4展示了分配给分析工具的预算概览。大部分可用资金用于IPCEI氢能项目和德国的CCfDs，而分配给EHB和H2G计划的预算相对较低。

图4. 选定工具的预算比较（Hintco，2024；德国经济部，2020；欧盟委员会，2024b；2022b；2024c；2022c；Bollerhey等人，2023a；德国经济和气候保护部（BMWK），2024e；WirtschaftsWoche，2024；德国经济和气候保护部（BMWK），2024a；欧盟委员会，2024f；德国经济和气候保护部（BMWK）和德国数字与交通部（BMDV），2022；Energienetzwerk Landkreis Mei? en，2024；tesa，2024；下萨克森州经济、交通、建筑和数字化部，2024；Janinhoff GmbH & Co KG - Klinkermanufaktur，2024；Osthessen News，2024；欧洲议会，2024；欧盟委员会，2024d）。该数字未包括所有项目，例如ThyssenKrupp钢铁的tkH2steel项目（20亿欧元）和BASF的Hy4Chem-El项目（1.34亿欧元），因为它们是通过国家资金支持的（德国经济和气候保护部（BMWK）和北莱茵-威斯特法伦州经济、工业、气候保护和能源部，2023；德国经济和气候保护部（BMWK），2024b；Fabian，2023；德国数字与交通部（BMDV），2021）。

3.3. 工具的温室气体减排成本
图5展示了分析工具的温室气体减排成本（左侧面板），以及H2G试点拍卖随时间的预计温室气体减排成本范围（右侧面板）。该图表包括了在EHB（创新基金2023和2024）下进行的所有投标和项目、2024年德国CCfDs的第一轮申请，以及H2G的单一试点拍卖。对于EHB和CCfDs，显示的平均值是所有获得资助项目的温室气体减排成本的平均值。

图5. 左侧面板：选定基于支出的工具的温室气体减排成本范围和平均值（以欧元/吨二氧化碳计）。该图表包括了EHB在创新基金2023（IF23）和2024（IF24）下的结果、H2G试点拍卖（绿色氨）以及2024年的德国CCfDs的结果，针对所有受支持的项目以及单独涉及使用氢气的项目。右侧面板：H2G的预计温室气体减排成本范围（以欧元/吨二氧化碳计）。这些点描述了2027年至2033年的最高和最低温室气体减排成本，其对应的数值分别为：P1 = 394, P2 = 232, P3 = 205和P4 = ?64。

在方法论（第2.5节）中，我们定义了天然气的价格范围为30欧元/兆瓦时至40欧元/兆瓦时，以计算H2G的温室气体减排成本。为了证明选定的下限的合理性，我们还考虑了一个20欧元/兆瓦时的情景，代表疫情前的价格。与30欧元/兆瓦时的情况相比，温室气体减排成本的变化仅为51欧元/吨二氧化碳。因此，H2G的上限将从394欧元/吨二氧化碳增加到20欧元/吨二氧化碳。因此，本研究选择了30欧元/兆瓦时作为下限。

EHB拍卖显示出最低的平均温室气体减排成本。特别是在2022年的能源危机中，由于化石能源价格较高，IF23受益匪浅（欧盟委员会 - IF23，2023）。图5显示的结果表明，EHB IF24拍卖的平均温室气体减排成本比IF23高出约15%，主要是由于资助项目数量更多以及IF24设计中对海运行业的单独处理。在这个类别中，HammerfestH2项目设定了温室气体减排成本的上限（欧盟委员会 - IF24，2024），这显著高于所有其他项目的数值。这表明特定行业的投标可能会导致EHB拍卖中的温室气体减排成本增加。

然而，在前两次EHB拍卖之后，许多成功的投标者退出，迫使欧盟重新分配资金并激活储备项目（Global Hydrogen Hub，2025；Edward Laity，2025；Igor Todorovi?，2025；Fuel Cells Works，2025）。因此，下限和平均温室气体减排成本都有可能增加。

EHB拍卖中较低的总体减排成本可以归因于多种因素。利用现有基础设施和流程的项目往往具有较低的温室气体减排成本。在IF23中，最低的减排成本来自一个生产电子甲烷的项目。在IF24中，三个最低投标之一也涉及生产电子甲烷和甲醇。也有可能是在IF23期间价格刚刚从2022年的峰值开始回落，这反映在投标中。技术报告（Bruch等人，2025）显示2021年灰氢的成本为1.35欧元/千克。2022年，LCOH为5.70欧元/千克，到2025年又降至3欧元/千克以下。

对于德国的CCfDs，比较了所有获得资助项目的减排成本，包括全电动项目和结合使用氢气的项目。使用氢气的项目的平均减排成本略高于所有CCfD项目的平均成本，这意味着基于氢气的项目平均成本较高。与其他工具相比，CCfD项目承担了最高的总体和平均温室气体减排成本。这通常是因为需要转换现有流程（作为资助的先决条件），而EHB和H2G可以利用现有的流程和基础设施。此外，出于对维持现有化石燃料基础设施的担忧（锁定效应），像电子甲烷这样的PtX产品被排除在外（Handelsblatt GmbH，2024）。

由于未来将举行年度消费侧拍卖，目前还无法为H2G的单一试点拍卖指定固定的温室气体减排成本。只有在最后一次拍卖结束后，才能最终评估减排成本。然而，计算出的结果提供了潜在成本范围的指示。如图5（右侧）所示，预计2027年的减排成本最高，2033年的减排成本最低。通过相应的氨生产成本和ETS价格，也有可能实现负的温室气体减排成本。H2G试点项目的温室气体减排成本将在EHB和CCfDs之间。然而，在某些条件下，年度拍卖机制可能使H2G项目实现所有工具和项目中最低的减排成本。尽管如此，由于第2节中的潜在假设和尚未进行的拍卖，仍存在不确定性。

虽然H2G适应市场变化的能力是有益的，但也使得预测实际避免温室气体排放的成本变得具有挑战性。此外，没有考虑其他机制增加对绿色氨支付意愿的潜力。例如，在H2G绿色氨供应的早期阶段，可以合理假设其他供应商很少，从而导致高需求和相应的高支付意愿。与其他机制（如低碳能源的配额）的协同作用也无法在2027年至2033年期间进行预测。另一个影响因素是灰氨市场价格的波动。历史上，由于疫情和地缘政治局势的影响，2022年氨的价格曾达到每吨1650欧元的峰值（Eliseev，2024a）。目前的分析无法充分反映未来的危机及其影响。

3.4. 参与者的官僚障碍
参与支持计划的官僚工作流程涉及某些步骤（基于Albuscheit等人，2025），这些步骤源自IPCEI计划，该计划被证明具有最多的个别步骤。其他工具共享许多已确定的一般里程碑，但与IPCEI相比跳过了一些阶段。

1. 公开公告：通过官方渠道公开宣布资助机会。这个初始步骤适用于基于支出的工具。2. 初步程序：有兴趣的各方可以提交初步申请或表达兴趣，以评估兴趣、收集初步信息或对项目进行预选。然而，EHB和排放交易系统（EU ETS和NEHS）不要求进行初步程序。3. 协作行动：此步骤仅适用于IPCEI项目。协调员创建Chapeau文件，该文件作为项目结构的草案，并涉及所有选定的合作伙伴。4. 提交文件：这包括提交详细的项目提案、财务计划和其他所需文件。5. 审查和选择：负责机构会审查提交的文件。如果采用拍卖机制，则会启动拍卖过程，在此过程中评估投标并选择获胜者。对于ETS，此时会审查监测计划。6. 进一步审查和选择：此步骤仅适用于IPCEI项目。如有必要，将发出额外的信息请求，并将结果通知申请人。7. 准备和签订合同：准备并与选定的参与者签订概述资金或参与条件的合同。对于ETS，这包括最终注册和分配配额或证书。8. 支付、报告和监测。基于支出的工具的参与过程很复杂，有多个层次。例如，IPCEI需要多个程序阶段，包括协作活动以及预先通知和通知阶段，以便在指定的资金框架内实施项目。相比之下，基于收入的工具（如EU ETS或NEHS）的流程步骤较少，时间也较短。这主要是由于受监管实体的强制参与，消除了额外选择或招标程序的需要。然而，这些方案的参与者仍然受到全面的监测、报告和验证要求的约束（Albuscheit等人，2025年）。RED实施中对RFNBO的严格可持续性标准也造成了障碍，这将在第4.3.5节中讨论。根据结果，这些工具通过不同的标准进行比较，并在图6中进行分类。“官僚工作量”代表第3.4节中确定的参与者必须经历的步骤数量。尽管所需步骤的数量并不能说明个人和实际的工作量，但它可以给申请人一个初步印象。温室气体减排成本来自第3.3节，并应用于基于支出的工具。“确保价格竞争”指的是工具机制是否以及如何促进竞争，例如通过拍卖。“确保生产”和“保证收购”描述了工具如何通过合同确保氢气的生产和收购。这在所有各方之间建立了信任和安全性，并降低了价格和数量风险。“新的运输基础设施”反映了工具对基础设施的影响。最后，比较了工具对市场创建和可扩展性的影响。下载：下载高分辨率图片（1014KB）下载：下载全尺寸图片图6. 根据行动水平、支持类型（CAPEX、OPEX）和其他标准对工具进行分类和评估。颜色方案表示每种标准在工具中的相对表现或包含情况：红色表示未包含或表现相对较弱，橙色表示部分包含，绿色表示完全包含或表现相对较强。*应在2027年前完成。（有关此图例中颜色的解释，请参阅本文的网络版本）。图6显示了一个混合情况。官僚负担的评估表明，基于支出的工具需要最多的步骤，特别是IPCEI，而基于收入的工具需要的步骤最少。温室气体减排成本的评估仅限于第3.3节中提到的三种工具。EHB的表现最好，而CCfD的数字相对较高。H2G的值只能在收购拍卖和合同签订后确定。这取决于每次拍卖和每年的化石基准价格和CO2价格（ETS、CBAM）（见图1）。预计H2G在试点拍卖中的温室气体减排成本范围较低（见图5）。EHB和H2G通常具有较低的温室气体减排成本，因为它们被允许使用现有的流程和基础设施，而德国的CCfD则不是这样。EHB（单边）和H2G（双边）通过其拍卖机制促进供应商和消费者之间的竞争。只要有足够多的投标者参与拍卖，就能确保价格竞争。IPCEI项目在国家层面进行评估和预选，因此不会出现这种竞争。对于CCfD，只有申请CO2减排及相关财务资源的申请人之间才会存在竞争。然而，这种融资拍卖几乎不会对H2和PtX产品的价格竞争产生贡献，因为大多数项目并不实施基于H2的解决方案。此外，德国的CCfD在项目评估和选择方面不够透明，例如出于意识形态原因排除了电子甲烷。而在EHB中，所有数据都是透明和公开可访问的，电子甲烷在IF23和IF24中是允许的。排放交易系统为CO2证书创造了竞争环境，从而有利于减少温室气体排放。然而，这些工具仅部分地促进了H2和PtX产品的价格竞争，因为它们并不是专门针对H2的。生产补贴仅适用于基于支出的工具。H2G需要专门的长期供应合同（HPA），而EHB提供长期溢价，但由于高行政成本而不签订合同。IPCEI要求建立能够供应基于H2产品的生产设施，但在此工具下不签订具有约束力的供应合同。由于CCfD明确促进了消费者，因此它们不会有助于确保生产。IPCEI投资于新的运输基础设施，并部分包含在H2G的HPA中，因为将产品交付到进口国边境是合同的一部分。虽然试点拍卖中不会建造新的氨船，但从丹麦到德国等边境的H2管道可能是后续拍卖的招标对象。只有H2G与收购方签订专门的短期合同，保证H2和PtX产品的安全消费。EHB不与收购方签订合同，而是通过处罚未实现的情况来促进项目实施。IPCEI也没有专门的消费合同，但包括了潜在的收购方。CCfD和ETS通过CO2定价（ETS）和特定消费者项目的推广增加了对H2和PtX产品的需求，但两者都不是专门针对H2和PtX的。大多数工具支持H2和PtX市场的创建，并且具有可扩展性。特别是H2G通过与供应商和收购方的合同成为全球绿色市场的推动者，其机制可以扩展到任何地区和资金来源。EU ETS被设计为长期工具，用于各个行业的脱碳，覆盖整个欧盟。排放交易系统也可以扩大规模并在全球范围内应用。虽然其他工具在可扩展性或重点方面有限，但它们仍然有助于市场的创建。唯一的例外是德国的CCfD，它受到可用预算的限制，且不专注于H2和PtX项目。评估这些工具突出了选定关键领域的差异，但并未提供完整的或决定性的画面。不同的利益相关者群体（如政策制定者、行业参与者或研究人员）可能会关注特定方面，并对评估标准赋予不同的权重。尽管如此，这项分析清楚地显示了每种工具的优势和劣势，并指出了它们最有效的应用领域。4. 讨论从评估和呈现的结果来看，由于不同机制和标准的相互作用，复杂性很高。这些重叠可能会降低工具框架的有效性，或者促进协同效应。后续部分将介绍分析的关键发现，包括积极效果、协同效应、潜在的负面影响和冲突。首先讨论基于收入的工具，然后是基于支出的工具，这些工具为H2和PtX经济提供了激励。讨论了实施挑战、与排放交易相互作用产生的潜在扭曲以及基于拍卖的工具在支持投资、价格发现和市场形成中的作用。虽然这些工具提供了直接的财政支持，但其影响很大程度上受到其运作的更广泛监管环境的影响。因此，以下小节讨论了监管框架在塑造H2和PtX经济发展中的作用，重点关注限制和促进效果。此外，还利用德国的这些法规的国家级实施来说明如何将欧洲目标转化为可执行的配额、制裁和激励措施，从而推动市场的发展。讨论以对当前分析的方法论和实证局限性的反思结束。4.1. 基于收入的工具EU ETS是一种限额交易系统，对可排放的温室气体总量设定了限制。NEHS与EU ETS并行运作，涵盖了建筑和运输等额外行业。这两个系统为公司减少了排放创造了财政激励，这可能导致H2和PtX需求的增加。然而，这两个系统之间的相互作用可能导致冲突和重叠（如图6中的并排比较所示），因为公司可能受到多个具有不同规则和要求的排放交易系统的约束。随着NEHS将在2027年前纳入EU ETS II（Albuscheit等人，2025年），这个问题可能会消失。值得注意的是，与其他分析的工具相比，这些工具的官僚负担最低——通过参与者所需程序步骤的数量来衡量（见第3.4节）。这主要归因于相关行业公司参与的强制性。目前的排放证书价格似乎不足以触发大规模的H2和PtX技术投资（Bruch等人，2025年）。此外，其他技术，如工业过程或运输的直接电气化，在减少温室气体排放方面可能更具成本效益。这是通过更高的能源效率和利用现有的电力基础设施实现的，例如电炉或高温热泵。相比之下，H2和PtX技术可能需要投资新的基础设施以及潜在的生产过程或设施的转换。H2和PtX技术在ETS系统下与其他绿色技术竞争，同时必须满足严格的监管要求。这可能会减缓或阻碍H2和PtX经济的发展。4.2. 基于支出的工具IPCEI和德国的CCfD是两种基于支出的融资工具。IPCEI氢是一个欧洲资助计划，支持整个H2和PtX价值链上的项目，而德国的CCfD是一个专注于能源密集型消费者的国家资助计划。这两种工具的应用过程复杂性和官僚要求可能成为中小企业（SMEs）参与的障碍，限制了该工具的潜力（Albuscheit等人，2025年）。一方面，可能只有大公司才能参与该计划，这可能会限制所支持项目和技术的多样性。另一方面，大型能源密集型行业可能拥有成功实施大规模低碳生产过程所需的资源和能力。这可能会激励进一步的投资，并降低类似项目的成本，中小企业未来可能会从中受益。第一轮CCfD显示，大多数资助项目旨在通过电气化工业过程来减少CO2排放。因此，它们对H2和PtX经济的推动作用有限。在第二轮CCfD中，通过更新的监管框架可以解决其中的一些问题（Bundesregierung，2025a；Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)，2025；Bundesregierung，2025b）。尽管如此，由于CCfD的主要目标是减少CO2排放，且资金取决于CO2价格，因此可能与ETS产生耦合效应。这可能会导致由于ETS证书的释放而产生的扭曲。这种效应出现在CCfD支持的项目用经过验证的减排措施替代了高排放的生产方法时，相应的排放量不再被ETS（欧盟排放交易体系）所覆盖。如果不加以纠正，原本用于这些排放的配额将仍然留在系统中，这实际上会降低整体需求，并可能抑制二氧化碳的价格（Albuscheit等人，2025年）。在德国，目前正在讨论一种针对中间商的CfD工具，通过政府默认担保来确保氢气交易，该工具由公共资金资助（国家氢能委员会（NWR），2019年；2025年）。这一提案受到了批评：尚不清楚额外工具将产生哪些成本，谁来承担这些成本，以及欧盟是否会给予中间商等个别天然气交易商优惠。也不清楚这种新工具需要多长时间才能通过各个委员会。因此，进一步发展现有的并已获得批准的工具（如EHB和H2G）并在必要时调整资金标准是合理的。H2G是一种双边拍卖工具，是EHB单边拍卖的蓝本。EHB不是为生产者和消费者签订长期合同，而是向生产者提供长期溢价。对于这两种工具，RFNBO标准和欧盟分类法对H2和PtX的生产者和消费者都设定了严格的要求。一些在IPCEI或CCfD下开发的项目可以与H2G和EHB拍卖产生协同效应，因为它们提供了长期合同并传递价格信号，从而保障投资并降低风险。H2G通过与供应商和消费者签订合同，增加了行政成本。这两种工具可以相互受益，并有可能合并。

关于拍卖机制，EHB已经显示出初步成果，第一轮拍卖收到了来自17个国家的132个投标，第二轮拍卖收到了来自欧洲经济区11个国家的项目的61个投标（欧盟委员会 - IF23，2023年；欧盟委员会，2025年）。然而，需要注意的是，不同拍卖轮次或项目的投标数量可能会有很大差异。投标数量和相关项目的数量会影响拍卖产品的竞争情况和价格。更多的投标可能导致更低的价格，而较少的投标则可能导致更高的价格。在最近的拍卖中，H2G扩大了其地理范围以增加竞争。在投资效率方面，根据第3.3节所述，德国的CCfD、H2G和EHB在二氧化碳减排成本方面表现不同。图5中的并列比较显示，CCfD目前的减排成本较高，而H2G和EHB的成本显著较低，因此在成本效益的温室气体减排方面具有更大的潜力。这种差异可能部分归因于CCfD方案的当前实施和资金目标，未来在拟议的监管调整后可能会有所改善（联邦政府，2025a；b 联邦经济和能源部（BMWE），2025年）。

4.3. 监管及其对资金工具的影响

除了基于支出的工具之间的成本效率差异外，监管框架条件也在塑造市场结果和竞争力方面起着决定性作用。RFNBO和CBAM标准对绿色H2和PtX的生产和认证设定了严格的要求。因此，非欧洲国家的生产者如果希望向欧洲消费者提供认证产品，也必须遵守这些规定。这可能会对生产者构成障碍，使他们决定不投资于符合欧盟规定的标准，而是向要求较低的欧洲以外地区的客户提供H2和PtX。相反，如果非欧盟供应商投资以满足这些要求，CBAM可能会像额外关税一样提高进口H2和PtX的价格，从而增加欧盟消费者的成本。欧盟分类法为可持续经济活动提供了分类系统，而RFNBO的定义则为可再生H2和PtX建立了标准。这些框架与资金工具相重叠——如第3.1节所述并在图2中说明——并作为其实施的强制性前提。它们通过认证对生产施加了严格的要求，这可能会阻碍H2和PtX经济的发展。

附加性、时间和地理相关性对于RFNBO而言，绿色PtX产品的生产要求必须满足RED（减少排放）的附加性、时间和地理相关性标准，这限制了仅部分满足这些标准的项目的融资机会。一个简单的例子是一个项目，该项目计划利用现有太阳能电站提供的能源通过电解生产绿色H2。地理和时间相关性得到了满足，因为太阳能电站位于电解器旁边，H2的每小时产量可以与可再生能源的可用性相匹配。然而，附加性标准没有得到满足，因为太阳能电站已经建成并投入使用。即使太阳能电站的可再生能源专门用于H2和PtX的生产，所得产品也不能被归类为RFNBO，因此不符合EHB、H2G或IPCEI的资助条件。在其他气候保护技术（如电动出行）中，几乎没有类似的情况，因为在如此严格的RED标准下，这些技术的发展会受到很大限制。因此，严格的法规限制了可以支持的项目数量。因此，德国政府的国家氢能委员会要求在发展阶段采取更务实的方法，并延长过渡期或取消附加性标准以及时间和地理相关性的截止日期（国家氢能委员会（NWR），2025年）。

RFNBO标准也可以对出口国产生积极影响。我们使用摩洛哥的部门耦合能源模型研究了H2和PtX出口、国内能源转型和时间RFNBO监管之间的相互作用。应用时间RFNBO标准发现，H2和PtX出口通过国内可再生能源的过剩发电降低了国内电价（Schumm等人，2024年）。

欧洲法规使得进口基于碳的PtX产品极为困难，使得欧盟作为出口地区相对于世界其他地区缺乏吸引力（国家氢能委员会（NWR），2024年）。然而，没有碳，欧盟就无法实现气候中和。除了航空、航运和基础材料行业的碳基衍生品外，即使是气候中和的钢铁也需要碳。因此，“去碳化”这一术语比“脱碳”更为准确。这些监管限制对于依赖国际供应链进口PtX产品的市场创建工具（如H2G）尤为重要。

这一挑战的一个原因是二氧化碳点源的会计处理不一致。根据气候物理学、技术和会计标准，评估二氧化碳来源的方式很重要。对于PtX产品的温室气体效应来说，无论使用的碳来自点源还是DAC（直接空气捕获）工厂并在燃烧PtX产品时重新释放到大气中，只要存在没有碳捕获和储存（CCS）的二氧化碳点源，这都是有害的。图7说明了这种关系：只要使用化石甲醇并且点源（如水泥厂）排放二氧化碳，两者都对气候有害。一旦二氧化碳用于PtX产品（如电子甲醇或电子甲烷），则只有一部分二氧化碳被释放到大气中。如果碳来自直接位于二氧化碳点源旁边的DAC工厂，那么基于碳的RFNBO将具有相同的效果。然而，欧盟的规定指出，只有来自具有有效碳定价（ETS）国家的DAC来源的碳才符合RFNBO标准，因此被视为绿色PtX产品。然而，欧盟之外几乎没有这样的国家，这就是为什么H2G的SAF拍卖未能找到投标者的原因（Hintco，无日期）。

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图7. 化石甲醇和未捕获的工业二氧化碳排放（例如来自水泥厂）都会导致二氧化碳全部释放到大气中。相比之下，当二氧化碳用于PtX产品（如电子甲醇）时，只有一部分二氧化碳被排放。使用与点源共位的DAC系统的二氧化碳可以达到相同的气候效果，尽管技术和财务成本更高。问题在于：只有来自DAC的二氧化碳才被视为RFNBO。

进一步发展这些针对二氧化碳来源的会计机制和监管框架非常重要，需要区分工业和生物源点源以及DAC，并对其进行标准化，同时解决可能的使用冲突（CCS vs. CCU - 碳捕获和利用）。由于化石燃料的逐步淘汰，点源在长期内将只能以有限的数量提供，因此这是一个限制因素。此外，这些碳源可以在市场发展阶段发挥作用，从而支持H2和PtX经济。

RED标准作为ETS和CBAM的推动力

RED标准也可以成为市场发展的加速器和驱动力。新的RED III计划到2030年显著增加可再生能源在欧盟总能源消费中的份额，并促进所有行业的脱碳。运输和工业部门为RFNBO指定了配额，各成员国实施这些配额的力度各不相同。此外，FuelEU Maritime倡议规定从2030年起航运领域至少使用2%的可再生燃料，并要求到2050年排放量减少80%（欧盟，2023c）。计划逐步取消ETS配额的免费分配将显著提高2026年之后工业产品和化石燃料的成本。更高的二氧化碳价格将改变化石产品和RFNBO之间的成本平衡。因此，二氧化碳成本负担最高的行业将有更大的动力转向RFNBO，特别是当RED III要求到2030年可再生氢的投入比例达到42%，到2035年达到60%时。CBAM将进一步加强对进口化石燃料和原材料的二氧化碳成本要求。

德国政府关于将RED III纳入国家法律的草案清楚地说明了监管设计如何影响市场发展。该法案将欧洲目标转化为具有约束力的国家要求，并在德国运输部门引入了两种直接的、可量化的需求侧RFNBO工具。通过结合强制性配额、对不合规行为的处罚以及对合规行为的激励，该法规创造了可执行的RFNBO需求，增加了生产者和项目开发商的投资确定性，从而对市场发展产生了显著的杠杆效应：

1. 强制性配额：第37号BImSchV规定所有燃料的RFNBO最低份额分别为：2026年为0.1%，2030年为1.5%，2034年为3%，2040年为12%。鉴于德国设定了到2045年实现气候中和的目标，这一配额并不特别雄心勃勃。例如，芬兰设定的配额为2030年为4%。尽管如此，即使这些配额并不雄心勃勃，但由于1.5的乘数效应，仍然会产生影响。

2. 处罚规定：对于未能达到RFNBO配额的每单位能量缺口，将处以70欧元的罚款。作为参考：1吨电子氨的热值为18.7 GJ，因此2030年及以后的罚款为1300欧元。如图1所示，这远高于化石氨的成本以及H2G试点拍卖中的电子氨参考价格。

4.4.严格执行配额、排放交易系统（ETS）和碳边界税（CBAM）以长期稳定市场，同时将氢能发电（H2G）作为市场创造的关键工具。正如第4.3节所描述的，交通和工业领域的可再生能源配额（RED）及其国家层面的实施可能是确保需求的关键手段。然而，投资公司和银行对此缺乏信心，因为这些配额也可能受到欺诈的影响，就像德国交通领域的温室气体配额事件一样。当中国的棕榈油燃料被重新分类为废燃料后，上游减排证书被计入从未建成的工厂的配额中，导致配额制度失去意义（德国环境联邦局，2024年）。对于可持续航空燃料（SAF）配额和工业配额也存在类似的担忧。为了使配额制度有效，必须严格执行配额并防止欺诈行为。此外，氢能发电可以创造供应并满足由配额、ETS和CBAM驱动的需求。从中长期来看，由于CBAM的实施，氢能发电可能会变得不再必要，从而成为一种无需后悔的选择，在市场加速发展阶段发挥重要作用。相比之下，氢能债券（EHB）只需支付固定溢价，无论氢气和铂碳（PtX）产品的市场价格如何变化。

4.5 氢能的发展
从全球到本地
氢能发电最初是为了发现价格而设计的（见第4.2节）。这一目标已经实现。批评者指出，尽管氢能发电由德国纳税人资助，但在德国几乎没有任何价值创造。这并不是由于双边拍卖机制本身的问题，而是因为拍卖标的的设计。氢能发电也可以重新设计为“氢能本地化”（H2Local），以便在全国范围内将氢气生产者和消费者联系起来，从而抵消成本差异。未来的拍卖可以基于以往拍卖得出的参考价格，以更高效地使用资金。相关标准（时间范围、预算、产品类型、地理范围、交付抵押品、目标行业）可以灵活定义。德国钢铁行业正在推动这一发展（德国经济和气候保护部，2025b）。

4.6 局限性与进一步研究
未来的研究应包括欧盟内部及外部国家实施的各类工具，以及新的法规，如《低碳氢能授权法案》。本文主要关注欧盟和德国的相关工具，特别是碳信用额（CCfDs），仅研究了德国版本的CCfDs及其影响。其他国家的CCfDs也是一个例子，因为它们基于相同的机制，但在目标、监管框架和实施方面有所不同。由于数据不足或范围有限，本文未涵盖国家层面的工具，如绿色气体配额或领先市场。此外，本文未明确评估哪些工具能够解决特定的市场失灵或潜在的差距。对官僚程序步骤的分析也较为有限，不能直接反映参与者的实际行政负担。本文对程序工作量的评估是定性的，不同程序类别之间的工作量可能有很大差异。

本文中开发的工具评估受到所选关键方面的限制，但未来可以扩展以涵盖更多利益相关者关心的方面。评估本身也可以通过将关键标准细分为更细的类别并采用更细致的方法来改进。本研究中的比较主要是定性的，这限制了分析的严谨性。类似地，需要一种详细且标准化的方法来对各种工具进行稳健的定量比较。此外，负责实施的机构（如部委、监管机构或拍卖平台）提高透明度将显著改善未来的分析。如果这些机构能像EHB那样公开研究所需的数据，未来的定量比较将更加全面。

5. 结论与政策建议
欧盟可持续氢能和铂碳经济的发展受到复杂且相互交织的收入和支出基础工具、严格的监管框架以及重叠实施机制的影响。分析揭示了影响能源转型效果的协同效应和矛盾之处。欧盟的ETS和净零排放目标（NEHS）为减少温室气体排放发出了重要价格信号，从而可能促进对氢能和铂碳的投资。然而，监管重叠和障碍（如严格的RED配额标准、较低的二氧化碳价格和高投资成本）阻碍了市场的快速扩张。相比之下，其他脱碳方法（如电气化）通常更具成本效益和效率。只要基于氢能的解决方案成本更高且受到更严格的监管，投资意愿可能会较低。因此，加速氢能和铂碳经济的发展需要更高的二氧化碳价格、明确的监管规定、可实现的可持续性标准以及有针对性的支持，以促成最终的投资决策。

基于支出的融资工具（如IPCEI和CCfDs）对市场扩张做出了重要贡献，它们促进了整个价值链的投资，但高官僚障碍可能阻碍小型企业参与。CCfDs主要支持成本效益高的电气化解决方案，迄今为止对氢能和铂碳需求的贡献有限。此外，氢能债券和氢能发电可以利用现有流程和基础设施，而CCfDs由于需要转换现有流程而成本较高。氢能发电和氢能债券通过长期合同和溢价稳定了供需。当投资补贴（如IPCEI和CCfDs）与这些市场机制结合使用时，会产生协同效应。然而，欧盟严格的RFNBO（可再生能源信用额）标准使得非欧洲生产者难以进入市场，可能导致成本增加和市场多样性降低。对于基于碳的RFNBO，由于使用了二氧化碳点源，目前甚至无法进口这些燃料。总体而言，通过简化流程、加强协调和提供更多支持性法规，有优化潜力。

欧盟对RFNBO的附加性、时间和地理相关性要求旨在确保绿色氢能和铂碳产品的可持续性，但实际上带来了诸多限制。许多项目（如已有可再生能源发电的项目）尽管无排放，但仍不符合资助条件。其他气候保护技术（如电动出行）则不受此类限制。因此，在市场扩张阶段需要更加务实的做法，例如设置过渡期或取消附加性要求。同时，模型计算（例如摩洛哥的案例）表明，RFNBO标准对出口国也有积极影响，例如通过增加可再生能源使用降低电价。总体而言，需要在生态完整性和实际可行性之间找到平衡。

欧盟关于二氧化碳来源的规定阻碍了基于碳的铂碳产品的进口，使欧盟在全球竞争中处于不利地位。然而，没有碳的支持，气候中和的行业是无法实现的。尽管来自点源的二氧化碳在未采用碳捕获与封存（CCS）技术的情况下具有相同的气候效应，但对DAC（直接捕获与封存）的单一偏好既昂贵又在技术上不成熟。在过渡阶段，需要更加务实的规则和对所有二氧化碳来源的统一、科学合理的评估。

RED III不仅可以减缓氢能和铂碳经济的发展，还可以加速其增长。交通和工业领域的强制性RFNBO配额，以及从2026年起免费ETS证书的取消导致的二氧化碳成本上升，将使成本结构向可再生能源燃料倾斜。此外，CBAM增加了对进口产品的压力，从而为RFNBO投资提供了强烈激励，尤其是在二氧化碳密集型行业和难以减排的交通领域（如海运和航空）。重要的是，这些配额不能再次受到欺诈的影响，就像德国的温室气体配额事件那样。

本文的研究结果表明，当前的政策框架在工具的一致性和实际应用性方面需要改进。在氢能和铂碳经济发展的加速阶段，政策制定者应重点关注工具之间的更好协调、简化行政程序以及既保持环境完整性又在实践中可行的具体标准。

**作者贡献声明**
Stefan Rahim：撰写——初稿、可视化、验证、方法论、调查、数据整理、概念化。
Andreas Hofrichter：撰写——审稿与编辑、可视化、验证、方法论、调查、概念化。
Franz Bauer：撰写——审稿与编辑、可视化。
Leon Schumm：撰写——审稿与编辑。
Michael Sterner：撰写——审稿与编辑、验证、监督、项目管理、资金获取、概念化。

**写作过程中使用的生成式AI和AI辅助技术**
在准备本手稿的过程中，作者使用了DeepL和ChatGPT（OpenAI）作为语言和表述辅助工具，以提高文本的清晰度、结构和可读性。AI工具并未用于生成科学内容、数据、分析或解释。所有输出均经过作者仔细审查、编辑和验证，作者对发表文章的内容负全责。