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Ref. Ares(2020)5233700 - 05/10/2020
Hydrogen Europe input to the EC Communication on “Building a hydrogen economy for a 
climate-neutral Europe. A strategic roadmap.” 
In view of the upcoming Communication on a Hydrogen Strategy, we welcome the opportunity to provide our input at 
this stage of the drafting process. In this document, we take the opportunity to focus on two topics. In particular, the 
topic of definitions which is crucial. The other topic concerns the transportation of hydrogen via pipeline and perceived 
inefficiency;  on  this  we  would  like  to  provide  clarity.  We  thank you  for  your  consideration  and  remain  at  your  full 
Hydrogen Definitions 
Defining concrete definitions to recognise hydrogen produced via differing production methods is a prerequisite for 
kick-starting  a  hydrogen  economy.  Rapid  agreement  on  a  comprehensive  and  science-based  uniform  EU-wide 
terminology is necessary
 to adapt legal definitions and provide a clear taxonomy which brings with it legal certainty. 
To ensure both legal and investor certainty, the definition for “renewable hydrogen” needs to be aligned with the 
definitions outlined in article 2.1 of the renewable energy directive
 specific to “energy from renewable sources”. In 
the  main  body  of  the  draft  communication,  the  current  definition  stipulates  that  renewable  hydrogen  is  hydrogen 
produced  by  water  electrolysis,  whereby  the  electricity  stems  from  renewable  electricity.  However,  renewable 
hydrogen can also be produced from e.g. biogas, biomass or biogenic/organic waste (as reflected in the annex of the 
draft communication). It is the resource that determines whether or not it is renewable, not the technology. 
With regards to the definition for “low-carbon hydrogen”, electricity based hydrogen is highly dependent on the carbon 
intensity of the electricity used to produce it (e.g. 0,7 / 0,9 kg CO2/kg H2 in Sweden and Lithuania to over 40 kg CO2/kg 
H2 in Estonia and Poland). We believe low carbon hydrogen should be defined as hydrogen produced from feedstock 
of non-renewable origin, with a greenhouse gas intensity of no more than a certain threshold
. At present, there are 
different threshold values appearing across different pieces of EU legislation and/or noteworthy certification schemes, 

Sustainable Finance: Taxonomy regulation → stipulates 48.3 gCO2eq/MJ which corresponds to using electricity 
below or equal to 100g/kWh; 

Renewable Energy Directive → GHG methodology proposed foresees that hydrogen for the transport sector 
would have to be produced at or below 28,231 gCO2eq /MJ; 

CertfiHy → threshold is 36.42 gCO2eq/MJ. 
A clear definition, with a clear threshold is essential. As such, the hydrogen strategy should stipulate the importance of 
a singular overarching approach. Α fixed benchmark related to carbon content is needed that on the one hand enables 
the  production  of  low  carbon  hydrogen  but  on the  other  hand does not  discourage  the  rapid  uptake  of  renewable 
hydrogen at a competitive price before 2030.  
On the basis of the above-mentioned adjustments, the definition of “clean hydrogen” would also need to be adjusted 
to recognise both renewable hydrogen and low carbon hydrogen as clean forms of hydrogen. Today, over 90% of the 
hydrogen produced in the European Union comes from unabated fossil fuels. One of the priorities of this strategy should 
1 70% of the average GHG values of gasoline and diesel under the RED II (94 g CO2/MJ) 
2 60% of SMR 
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be  the  promotion  of  renewable  and  low-carbon  pathways  that  wean  the  Union  away  from  unabated  fossil-based 
production means. Scenarios that rely on only one production pathway seem unrealistic and would fall short of the 
required deployment at rapid scale. Also, we must always have in mind the ultimate objective which is to reach climate 
neutrality in 2050. 
Concluding,  the  adoption  of  a  methodology  for  the  calculation  of  the  life  cycle  greenhouse  gas  emissions  from 
renewable  and  low  carbon  hydrogen  is  needed  
and  should  also  be  reflected  in  the  EU-wide  terminology  to  allow 
comparability between energy sources
 in terms of the emissions factor. CO2 content of energy carriers and vectors 
will  become  the  new  currency  of  the  energy  system  and  the  EU  economic  recovery
.  As  such,  we  encourage  the 
European Commission to take into account the work undertaken as part of the CertifHy project, which can serve as a 
good starting point for the development of this methodology, but additionally to take into account the role of ‘negative 
emissions’.3  Furthermore,  a  transparent  mechanism  for  tracking  and  tracing  the  carbon  content  is  required.  This 
would enable a clear taxonomy and prioritisation.  
Hydrogen transportation via pipeline 
The draft Communication refers to hydrogen transport becoming inefficient at distances around 1,500km compared 
to natural gas at 3,500km. In a study undertaken for the US Department of Energy, it is clearly highlighted that at the 
same  flow  speed  the  pressure  drop  for  hydrogen  is  lower  than  for  natural  gas  and  therefore  the 
pump/compressor  load  for  hydrogen  is  lower  than  for  natural  gas
.  There  are  no  losses  related  to  the 
value/volume of the molecules transported.  
Furthermore, transportation of H2 via pipeline is a more cost effective and efficient way of transporting large volumes 
of  renewable  energy
  as  compared  to  transport  via  the  electricity  grid.  This  can  be  illustrated  by  the  following 
comparison of the gas and electricity interconnectors between the United Kingdom and the Netherlands4. 
3 It has been indicated that the CertifHy  project is willing to adapt according to the evolution of EU rules and definitions. 
4 Vermeulen U, Turning a hydrogen economy into reality, presentation at 28th meeting Steering committee IPHE, the Hague, 2017 
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Regarding the storyline developed for the realisation of hydrogen infrastructure, the draft communication suggests that 
connecting infrastructure internationally will take place post 2030. However, in order to connect the optimal resource 
production sites in Europe (offshore wind in the North and solar and wind in the South)  to demand centres, one 
needs to consider international connections earlier. 
This becomes even more important when the storyline extends 
to imports of hydrogen from our neighbours e.g. North Africa and Ukraine. 
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