文章核心观点 - 中国发布了首个氢能领域CCER方法学《温室气体自愿减排项目方法学 可再生能源电解水制氢》 旨在通过将绿氢项目的减排量转化为可交易碳资产 显著提升项目经济性 加速投资回收 从而激励绿氢产能释放 推动能源源头脱碳和工业领域深度减排 [1][2][8] 行业现状与政策背景 - 全球及中国氢气生产规模巨大但结构高碳 截至2024年全球氢气消费1.05亿吨 中国产量超3650万吨占全球24% 但其中化石能源制氢占比高达98% 可再生能源电解水制氢仅占约1% [2] - 中国电解水制氢行业处于快速发展阶段 截至2024年底全国规划项目超600个 已建成超90个 形成产能约12.5万吨/年 主要分布在华北和西北地区 [3] - 技术以碱性电解水为主 质子交换膜技术处于追赶阶段 商业上面临绿氢成本高（是化石能源制氢成本的2-3倍）和储运瓶颈 应用场景正从交通向化工、冶金等工业领域拓展 [3] - 政策支持力度空前 2024年氢能首次作为前沿新兴产业写入政府工作报告并纳入《能源法》 多部门联合方案明确到2027年在冶金、合成氨等行业实现清洁低碳氢规模化应用 “十五五”规划建议将氢能作为“未来产业”前瞻布局 [4] 方法学适用条件与减排潜力 - 适用项目必须为新建的可再生能源电解水制氢项目 消耗电力主要源自项目自有的风力或光伏发电厂 且所产氢气未参与其他减排机制 [5] - 现有改造项目、使用购买绿证的项目以及使用水电、生物质能等其他可再生能源电力的项目均不适用 [5] - 减排潜力巨大 当前已建成符合条件项目年减排量约157万吨二氧化碳当量 预计到2030年可再生能源制氢量达约500万吨 年减排量预计增长至约6000万吨二氧化碳当量 [5] 方法学关键设计：额外性与经济性 - 方法学对项目额外性免予论证 原因是行业现状显示可再生能源制氢项目普遍经济性差 全国已形成产能的26个项目均处于全面亏损状态 项目平均内部收益率普遍低于行业基准 且该技术市场占比极低（约1%） 本身难以商业化 [6] - CCER收益是提升项目经济性的最有效手段 典型案例如内蒙古某风光制氢项目（总投资约10亿元 年制氢7000余吨） 无CCER时投资回收期约9.21年 内部收益率约4.34% 获得CCER年收益约2000万元后 投资回收期可缩短至约8.77年 内部收益率提升 [8] - 另一青海光伏制氢示范项目CCER年收益约16万元 也能有效改善项目现金流 [8] 受益产业链与企业 - 直接受益群体为制氢项目业主 特别是已在华北、西北风光资源富集地区布局的绿氢业主方 当前已建成的90多个项目可直接受益 [7] - 风力发电、光伏发电等新能源电站将因绿氢市场需求扩大而间接受益 拓宽非电利用途径 缓解消纳难题 [7] - 下游钢铁、合成氨、炼化等工业用户可获得稳定绿氢来源 支持其深度脱碳 根据现有规划 受益的产业链企业数量相当可观 [7] 减排量计算与关键参数 - 减排量计算公式为“基准线排放量减去项目排放量” 其中项目排放量直接计为0 [9] - 基准线排放量等于项目售出绿氢量乘以基准线排放因子 该因子根据全国氢源结构（如煤制氢56%、天然气制氢21%等）及各工艺默认排放因子（煤制氢19.00tCO2e/tH2 天然气制氢9.00tCO2e/tH2）加权计算得出 逐年更新 [9] - 关键参数包括基准线排放因子、项目售氢量、使用的可再生能源电量、下网电量及氢气纯度等 [9] - 项目售氢量通过质量或体积流量计连续监测 可再生能源电量和下网电量通过智能电能表实时监测获取 氢气纯度根据供应合同及国家标准取值 [9] 数据质量保障与项目开发要点 - 数据质量保障要求高 关键监测数据需实时采集并与全国碳市场管理平台联网长期存储 所有计量装置须定期由有资质的机构检定或校准 [11] - 项目业主需建立完善内部数据管理制度 指定专人负责 并保存氢气销售合同、结算单据、发票及计量装置检定报告等原始凭证 确保数据可追溯 [11] - 审定与核查机构需重点核实项目合规性、边界准确性和数据真实性 并加强对环境权益重复计算的审定 确保减排效益唯一性 [11] - 项目开发难点与注意事项包括：严守新建项目及自有电厂合规红线 确保环境效益唯一性杜绝重复计算 构建全过程数据监测与质量管控体系 统筹水资源保障与生态约束 以及前瞻性规划氢气消纳路径以降低储运成本 [12]