我国氢能领域首个CCER方法学，撬动绿氢的巨大减排潜力｜CCER方法学解读

近日，生态环境部会同国家能源局发布了《温室气体自愿减排项目方法学  可再生能源电解水制氢》（以下简称可再生能源电解水制氢方法学）。这是我国氢能领域首个CCER方法学。围绕相关问题，中环报记者采访了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。

推动可再生能源电解水制氢可实现能源源头脱碳

中国环境报：我国为何要开发可再生能源电解水制氢方法学？

富兰克：氢能作为一种清洁、高效的能源，是未来能源体系的重要组成部分。根据国际能源署的统计，截至2024年，全球氢气消费规模达到1.05亿吨。我国氢气产量超3650万吨，占全球氢气总产量的24%。作为全球最大的氢气生产国，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，可实现从能源源头的脱碳。

可再生能源电解水制氢方法学是氢能领域的首个CCER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。

中国环境报：我国电解水制氢行业的发展现状如何？

富兰克：我国电解水制氢行业正处于快速发展阶段。根据国家能源局发布的《中国氢能发展报告（2025）》，截至2024年底，全国规划建设的可再生能源电解水制氢项目已超过600个，已建成项目超90个，形成产能约12.5万吨/年，主要分布在华北和西北地区。

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，我国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。

在政策层面，国家高度重视氢能产业发展。2024年，氢能首次作为前沿新兴产业被写入政府工作报告，并正式纳入《中华人民共和国能源法》的能源范畴进行管理。同年，多部门联合印发《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》，明确到2027年要在冶金、合成氨、合成甲醇等行业实现清洁低碳氢的规模化应用，并开展多元化示范。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》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。这些政策为氢能产业，特别是氢能在工业领域的消纳应用，提供了明确的指引和支持。

新建项目方可申请，且消耗电力主要源自项目自有风力或光伏发电厂

中国环境报：什么类型的项目可以申请温室气体自愿减排项目？什么类型的不可以申请？符合条件的项目减排潜力如何？

富兰克：可再生能源电解水制氢方法学有明确的适用条件。可以申请的项目需是新建的可再生能源电解水制氢项目，消耗的电力主要源自项目自有的风力或光伏发电厂，而且项目自有的可再生能源电厂及所产氢气未参与其他减排机制或用于可再生氢产品的强制使用。

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。

据估算，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，年减排量预计将增长至约6000万吨二氧化碳当量，未来减排潜力巨大。

中国环境报：这一方法学为何选择对项目的额外性免予论证？

富兰克：基于对行业现状的充分调研和评估，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（约1%），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，经严谨论证，本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。

受益产业链企业数量可观，投资回报期缩短

中国环境报：此方法学能覆盖哪些受益群体？

富兰克：此方法学的受益群体广泛，主要为制氢项目业主，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，这一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。根据现有规划项目数量和产能目标看，受益的产业链企业数量将是相当可观的。

中国环境报：可再生能源电解水制氢方法学的减排量收益是否具有吸引力？项目开发成本如何？

富兰克：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。在方法学设计上，在保障数据质量的基础上，创新性简化基准线计算方式，主要的开发成本集中在项目的审定与核查费用上。

我们调研了几个典型项目，例如，内蒙古某风光制氢项目的总投资约10亿元，年制氢7000余吨。在不考虑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。

另一个青海某光伏制氢示范项目的规模较小，其CCER年收益约16万元，也能有效改善项目现金流。可见，CCER收益能有效弥补绿氢目前的成本劣势，加速投资回收。

保障数据质量，确保环境效益唯一性

中国环境报：项目减排量如何计算？有哪些关键参数？这些参数如何获得？

富兰克：项目减排量采用“基准线排放量减去项目排放量”的通行公式计算。

其中，基准线排放量是关键，等于项目售出的绿氢量乘以一个基准线排放因子。这个因子并非固定值，而是根据国家权威报告公布的全国氢源结构（如煤制氢56%、天然气制氢21%等）以及各工艺的默认排放因子（煤制氢19.00tCO2e/tH2，天然气制氢9.00tCO2e/tH2）加权计算得出，逐年更新，确保了科学性和权威性。项目售出的绿氢量则根据项目售出的氢气量和使用的自有可再生电力占比折算。由于消耗的下网电量排放不计入项目排放量计算，且化石燃料消耗和热力消耗排放量小，项目排放量直接计为0。

方法学设计的关键参数包括基准线排放因子、项目售氢量、项目使用的可再生能源电量、下网电量以及氢气纯度等。其中，项目售氢量通过质量流量计或体积流量计连续监测获得。项目使用的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。氢气纯度根据项目供应合同约定的产品等级和相应的国家标准取值获得。

中国环境报：数据质量如何保障？项目业主和审定与核查机构需要注意什么？

富兰克：本方法学对数据质量提出了高标准要求。在监测方面，要求关键参数如可再生能源电量等监测数据实时采集，并与全国碳排放权交易市场管理平台联网，实现长期存储，从源头保障数据可追溯。在质量保障方面，所有计量装置必须定期由具备国家资质的机构进行检定或校准。若设备出现故障或未校准，需按“保守性原则”对数据进行处理。

对于项目业主，必须建立完善的内部数据管理制度，指定专人负责，确保监测、记录、交叉核对等环节责任到人。特别要注意对氢气纯度和质量的存证要求，即项目业主应依据氢气供应合同记录氢气纯度参数，保存氢气销售合同、结算单据、发票以及计量装置检定报告等原始凭证，确保氢气的质量数据可追溯、可核查。

对于审定与核查机构，需重点通过查阅项目的可行性研究报告、氢气供应合同，交叉核对比对全国碳市场管理平台联网数据与原始记录，核实项目合规性、边界准确性和数据真实性。此外，审定与核查机构应加强对环境权益重复计算的审定，通过查阅项目业主与氢气用户签署的承诺声明函，确认其未参与其他减排机制；必要时可电话访谈下游氢气用户，核实氢气实际用途和权益归属，确保减排效益的唯一性。

中国环境报：在实际项目开发过程中，可能有哪些难点？要特别注意哪些问题？

富兰克：项目开发中需特别注意以下几点：一是严守项目合规性红线。务必确保是新建项目，且可再生能源电厂为项目自有，从源头避免资格问题。二是确保环境效益唯一性，坚决杜绝重复计算。必须确保项目不重复申报绿电、绿证等其他环境权益，需要与用户签署相关承诺函。三是构建全过程数据监测与质量管控体系。这是减排量核证的基础，必须在项目建设初期就同步规划、安装合规的监测设备并完成与国家平台的联网。四是统筹资源保障与生态约束。在水资源管理方面，项目取水必须取得合法取水许可，开展水资源论证，严禁影响区域民生与生态用水安全。在资源富集地区开发时，需提前评估风光用地与生态保护红线的协调性。此外，需前瞻性规划氢气消纳路径，优先对接周边化工、冶金等既有氢用户，降低储运成本与风险。