面向欧洲氢能市场设计：传输系统运营商视角下天然气市场机制的可转移性与网络代码挑战

《Energy Policy》：Towards European hydrogen market design: Perspectives from transmission system operators

　　

对七家欧洲天然气传输系统运营商（Transmission System Operators, TSOs）围绕五个领域的氢市场设计进行调查；进入-退出系统（entry-exit systems）、虚拟交易点（virtual trading points）和场外交易（over-the-counter trading）由天然气市场迁移而来；平衡需求需要重新设计，三个成员国选择了三种不同模型；费率需要采用跨期成本分摊（intertemporal cost allocation），以保护早期网络使用者；在网络互联之前，需要一项氢平衡网络代码（hydrogen balancing network code）。

**研究背景与问题**
欧洲向气候中和转型过程中，低碳与可再生氢被视为难减排行业脱碳的关键。REPowerEU提出2030年1000万吨可再生氢和40 GW电解槽目标，欧洲氢能骨干网（European Hydrogen Backbone, EHB）由33家未来氢传输系统运营商（Transmission System Operators, TSOs）推动，欧盟可再生非生物源燃料（Renewable Fuels of Non-Biological Origin, RFNBO）授权法案规定时间与地理相关性、额外性和生命周期排放阈值。严格约束带来成本权衡；投资未跟上，仅25%的预期2030年可再生氢容量达到最终投资决定（Final Investment Decision, FID）。市场设计不确定性影响项目可融资性；氢网络代码（Network Codes, NCs）由欧洲氢网络运营商网络（European Network of Network Operators for Hydrogen, ENNOH）起草、能源监管合作署（Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER）监督，流程长且多阶段。氢（H₂）与天然气在密度、体积能量密度、管存（linepack）灵活性、网络成熟度和储存可用性上存在差异，早期网络呈碎片化区域集群，不能直接复制天然气市场。既有研究多停留在设计原则、政策工具或单一监管领域，缺少跨国家、跨领域汇集TSO立场的出版研究。该研究提出两个问题：未来氢设计在多大程度可适配或复制当前欧盟天然气市场；氢市场设计须考虑哪些挑战。其贡献为五领域可转移性评估和TSO咨询的运营与监管挑战分析，服务于ENNOH网络代码起草。

**关键技术与方法**
采用三阶段结构化调查：问卷设计、TSO咨询、结果处理。问卷37题，分五部分：市场与监管设计、交易框架、容量分配机制网络代码（Network Code on Capacity Allocation Mechanisms, NC CAM）、费率结构网络代码（Network Code on Tariff Structures, NC TAR）、平衡网络代码（Network Code on Balancing, NC BAL）；题型为开放题与是/否题。2024年8月以Energinet试点后修订。向欧洲天然气传输系统运营商网络（European Network of Transmission System Operators for Gas, ENTSOG）43家成员发送，2024年9月至2025年2月联系；获7份回复，来自比利时、丹麦、法国、德国、立陶宛、荷兰6国；匿名至国家层面。样本覆盖约45%的2040年欧洲计划氢管道长度、50%的EU-27 2024年氢产消、67%的欧洲经济区截至2025年5月约束性氢承购承诺、57%的欧洲在运及在建电解槽容量。数据处理按组件编码，无立场记为未解决；变化分类为无变化、参数或程序变化、结构变化，并取最严格水平；不同国家设计或无既定安排归为重大修改；未设多数阈值。

**研究结果**
**3.1 市场与监管设计**：通过调查与欧盟《氢与脱碳气体市场一揽子计划》对照，进入-退出系统（entry-exit systems）由欧盟一揽子计划自2033年1月对氢网络强制；氢日与氢年未由该计划定义，6个回答中5个支持采用日历日与日历年，1个处于可行性阶段的市场期望沿用天然气结构；网络使用者/托运商（shipper）实体保留，角色随市场成熟从一体化托运商到商品托运商再到投机托运商与交易商；配气系统运营商（Distribution System Operators, DSOs）合作框架保留，但早期有限，氢先经高压传输、后经低压配气，并主要服务大型工业用户。
**3.2 交易框架**：该部分回复较薄，每组件约3—4/7；受访TSO认为虚拟交易点（Virtual Trading Points, VTPs）是功能市场基础；场外交易（Over-The-Counter, OTC）先行，交易所交易随市场成熟跟进；价格成熟后跟随交易所价格，早期OTC透明度低；VTPs支持管道内所有权转移和双边交易。
**3.3 容量分配机制网络代码**：调查显示容量产品、分配、提名与重提名可少量调整迁移；早期偏长周期年度或多年合同，丹麦计划最长15年、0.5 GW至少10年以支持投资；德国标准年度产品并保留至少10%短周期产品；年度产品与日历年对齐；早期偏好先到先得，德国在需求超容量时转拍卖；提名和重提名保留，但截止时间（gate closure）需适配电力市场；4/7回答提名截止时间，丹麦建议日前电力出清后开放提名并对提名错误收费，时间单位未定；德国要求小时级进出提名、统一截止，2026年10月实施；允许日内重提名；平衡周期缩短至1小时以下，早期不预期约束性拥堵。
**3.4 费率结构网络代码**：调查显示容量费率（EUR/MWh/h）是TSO收入流，需回收监管资产基础（Regulatory Asset Base, RAB）；若沿用天然气经典费率，低运量导致高单位费率，由早期用户承担，可能抑制参与。EU Regulation 2024/1789第5条引入跨期成本分摊，允许早期低于完全成本回收、将收入缺口后移；机制产生监管债务，先欠收后超收偿还；6个回答中1个直接采用、1个称欧盟层面讨论、4个描述监管定费率或RAB回收但未提该机制；德国和丹麦已提出基于跨期分摊方案；ACER于2025年7月咨询认可该机制但称不足，需国家风险分担、仅反映剩余风险、可信且可适应监管；机制转移而非消除风险，德国摊销账户2055年平衡、网络2032年完成；拥堵管理因早期利用率低仍多处于开发。
**3.5 平衡网络代码**：3/7已有可运行平衡方法；因氢及基础设施特性需重大改变；丹麦、德国、荷兰有初步设计。平衡机制通过分配管道压力组分保持安全：支撑管存、储备管存、系统管存灵活性（System Linepack Flexibility, SLF）、流动管存；关键在SLF用于平衡。指定管存灵活性（Designated Linepack Flexibility, DLF）将SLF部分指定分配给个体用户，非DLF为系统集体管理。德国WasABi为完全非DLF，设平衡区、系统平衡至少每15分钟发布、绿黄红区、helper-causer机制、红区采购平衡能量或非商业措施、成本按致因者分摊，未采购时用EEX HYDRIX指数罚金并再分配给helper；丹麦混合DLF/非DLF，DLF按预订容量比例分配、允许无罚不平衡、可交易，剩余为非DLF共享缓冲，超总SLF触发致因者成本，最终选择未定；荷兰初期完全DLF，后期转向非DLF平衡区；日内义务（Within-Day Obligations, WDO）德国15分钟平衡更新，丹麦与15分钟市场区间对齐重提名，荷兰未定。
**4 未来氢市场设计挑战**：通过TSO咨询归为运营与监管七项；运营包括供需时间错配、初始储存有限、网络碎片化、管存灵活性有限；监管包括监管不确定性、缺少统一氢质量标准、跨境协调不足。供需错配表现为供应随可再生波动、需求稳定连续（钢铁、化工、燃料）；缺少TSO级大规模储存使平衡依赖管存；盐穴储存受资本成本和地质限制；早期区域集群独立平衡区、低流动性、小参与者；管存因体积能量密度约天然气四分之一和管道量有限而低；监管不确定性因NC未定和欧盟一揽子计划转化未完成影响可融资性；质量标准因不合规氢进入共享网络不能下游修正并传播；跨境协调不足导致临时性平衡、提名、分配安排，互联时可能摩擦；欧盟层面统一NC对2030/2040目标重要。原文作者按影响和可能性三档定性排序，非定量风险评估。

**讨论与结论**
讨论指出，氢市场设计不能简单复制天然气，选择性适配必要且可行，但成功取决于在早期市场达到运行规模前处理运营和监管挑战；与天然气历史上先垂直一体化、后自由化不同，欧盟《气体与氢能一揽子计划》自始为氢建立监管框架。政策含义包括：三种平衡机制差异源于网络规模、流动性和储存可达性，互联前不宜强加单一平衡机制，欧盟层面宜先协调系统间接口，即不平衡如何计量、托运商享有多少灵活性、互联后如何结算；氢提名应相对电力市场设定，日前出清后开放、日内交易后设重提名窗口；氢质量规格应在跨境流前商定，因不合规氢不能下游修正。局限包括：仅咨询TSO一类主体且其利益非中性；样本为ENTSOG成员子集，南欧和东南欧因未回复缺失；分析依赖未建成网络假设。研究结论翻译：该研究考察氢市场设计基础要素如何构建及须应对的挑战，目标是为ENNOH制定氢网络代码提供信息。通过对代表六国的七家欧洲天然气TSO进行结构化咨询，形成两项产出：五监管领域现有天然气市场设计组件适配映射，以及早期氢市场设计须考虑挑战的识别。按系统条件而非日期，成熟度相关立场可组织为三阶段：参与者少的孤立区域集群、互联且流动性增长、利用率接近设计容量的整合市场；该分阶段为作者综合，是组织工具而非预测，成员国间不同步。四个条件驱动过渡：参与者数量驱动托运商和交易过渡，物理互联驱动平衡，利用率驱动分配和拥堵，累计预订容量驱动费率；无明确退出条件的过渡安排易持续，故每阶段由结束条件而非日期定义。总体，氢市场设计不能简单复制天然气；选择性、针对性适配必要且可行，但成功取决于在早期市场达到运行规模前应对未来运营和监管挑战。欧洲天然气市场最初在垂直一体化结构下演变，竞争框架在后续欧盟自由化方案后出现；相反，欧盟《气体与氢能一揽子计划》从第一天为氢建立监管框架。因氢市场从一开始受监管，该研究旨在为这些早期设计决策提供信息。