氢能首个核证自愿减排量方法学问世

《温室气体自愿减排项目方法学 可再生能源电解水制氢（CCER—01—004—V01）》方法学印发，这是我国氢能领域首个核证自愿减排量（CCER）方法学，旨在为准入的电解水制氢项目提供减排量核算统一标准。

▲图为我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——库车绿氢示范项目。

生态环境部、国家能源局日前联合印发《温室气体自愿减排项目方法学 可再生能源电解水制氢（CCER—01—004—V01）》方法学（以下简称“方法学”），这是我国氢能领域首个核证自愿减排量（CCER）方法学，旨在为准入的电解水制氢项目提供减排量核算统一标准，使其产生的减排量得以在碳市场中变现，激活绿氢的“环境资产”属性，为我国可再生能源制氢产业规模化、商业化发展提供关键政策支点。

适用新建项目

兼顾开发成本和收益

我国高度重视氢能产业发展。“十五五”规划建议明确提出，将氢能作为“未来产业”进行前瞻布局，并推动其成为新的经济增长点。

方法学牵头编制单位中国华电集团碳资产运营有限公司碳交易运营管理部副主任富兰克介绍，方法学通过将清洁低碳制氢项目的减排量转化为可交易的碳资产，有助于促进新能源的非电利用和消纳，对控制钢铁、化工、交通等领域温室气体排放、推动实现“双碳”目标意义重大。

《中国能源报》记者从生态环境部了解到，方法学精简监测参数，兼顾开发成本和收益，保障所有数据可监测、可追溯、可核实；同时，采用保守方式进行估计、取值，确保项目减排量不被过高计算。更重要的是，方法学有明确的适用条件，适用于新建的可再生能源电解水制氢项目，不包括对现有电解水制氢项目进行改造、修复（或翻新）、更换或扩容的项目。同时，还须满足其他要求，包括项目消耗的可再生能源电力源自项目自有的可再生能源电厂；项目自有的可再生能源电厂与终端氢制品，不得参与其他温室气体自愿减排交易机制或用于实现可再生能源制氢产品强制使用要求等。

富兰克解释，鉴于新建项目更便于规范监测减排效果，且契合行业快速发展阶段对新增优质产能的需求，方法学目前只覆盖新建项目，现有设施的改造项目不在范围内。除此之外，为避免环境效益重复计算，使用购买绿证实现可再生能源电力制取的氢气也不可以申请减排量。另外，考虑到上游可再生能源的减排效益，使用水电、生物质能、光热等其他可再生能源电力的项目也不在这一方法学覆盖范围内。

政策市场“双轮驱动”

深挖可再生能源制氢潜力

根据国家能源局发布的《中国氢能发展报告（2025）》，截至2024年底，我国氢气产能超5000万吨/年，全国累计规划建设可再生能源电解水制氢项目超600个，已建成项目超90个，已建成产能约12.5万吨/年，已建项目产能占全球51%，逐步成为全球可再生能源制氢及相关产业发展的引领国家。

作为全球最大氢气生产国，我国氢气生产呈现明显的高碳特征，其中化石能源制氢占比高达98%，而可再生能源电解水制氢占比仅约1%。化石能源制氢过程碳排放强度高，推动可再生能源电解水制氢规模化应用，可有效消纳弃风弃光资源，实现从能源源头的脱碳。富兰克给出一组估算数据：当前已建成的符合条件的项目年减排量约157万吨二氧化碳当量。预计到2030年，可再生能源制氢量有望达到约500万吨，年减排量预计将增至约6000万吨二氧化碳当量，未来减排潜力巨大。

中国工程院院士彭苏萍指出，作为实现“双碳”目标的核心载体，氢能产业正从政策驱动转向政策和市场“双轮驱动”的关键阶段。需以系统性思维破解技术、成本、生态等瓶颈，为新型能源体系建设提供有力保障。

目前，我国可再生能源电解水制氢项目处于产业发展初期，由于投资和运维成本高、经济性差等原因，国内市场占有率较低。不过，在技术层面，碱性电解水技术成熟且主导市场，质子交换膜电解水技术处于追赶阶段。在商业层面，电解水制氢产能扩张迅速，然而绿氢成本仍显著高于传统化石能源制氢，储运环节是当前实现全面商业化的主要瓶颈。应用场景正从交通领域加速向化工、冶金等工业领域深度拓展，并探索“电氢协同”模式，通过风光氢储一体化项目促进可再生能源消纳和工业脱碳。

有效改善绿氢经济性

加速氢能商业化进程

方法学实施最直接的影响，是为绿氢项目创造了除销售氢气产品之外的第二项核心收入——碳资产收益，这将实质性改善项目经济模型，加速商业化进程。

富兰克表示，可再生能源制氢项目普遍经济性较差，全国已形成产能的26个可再生能源制氢项目均处于全面亏损状态。目前，可再生能源电解水制氢项目成本高昂，通常是化石能源制氢成本的2倍—3倍，项目平均内部收益率普遍低于行业基准收益率，存在显著的投资和技术障碍。同时，这项技术在我国氢能市场中的占比极低，本身就体现了其在不依赖碳市场激励情况下难以商业化的特性。因此，方法学采用了免予额外性论证的方式，以降低项目开发成本，更有效地通过CCER机制激励绿氢产业发展。

经调研分析，绿氢项目参与温室气体自愿减排市场获取减排量收益是当前提升项目经济性的最有效手段。富兰克以内蒙古某风光制氢项目为例，该项目总投资约10亿元，年制氢7000余吨。不考虑CCER收入时，项目投资回收期约9.21年，内部收益率约4.34%。按当前CCER市场价格测算，项目年减排量收益可达约2000万元。获得CCER收益后，项目投资回收期可缩短至约8.77年，内部收益率得到一定提升。

事实上，方法学不仅有利于单个项目，更广泛的氢能产业链群体都会因此受益，比如制氢项目业主，特别是已在华北、西北等风光资源富集地区布局项目的绿氢业主方。当前已建成的90多个项目在形成产能后可直接受益。风力发电、光伏发电等新能源电站也将因市场需求扩大而间接受益，拓宽非电利用的途径，缓解新能源消纳难题。

更重要的是，方法学将进一步刺激绿氢产能释放，下游钢铁、合成氨、炼化等工业用户可获得稳定的绿氢来源，支持其深度脱碳。从现有规划项目数量和产能目标看，受益的产业链企业数量相当可观。

文 | 本报记者 王林

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

编辑丨赵方婷