《温室气体自愿减排项目方法学 可再生能源电解水制氢》日前发布，以鼓励更广泛的行业、企业自愿参与温室气体减排行动，规范全国温室气体自愿减排项目设计、实施、审定和减排量核算、核查。这是我国氢能领域首个核证自愿减排量（CCER）方法学。

第一财经记者从生态环境部了解到，此方法学由生态环境部会同国家能源局联合发布。相关通知提出，各地生态环境、能源等主管部门应鼓励支持符合条件的可再生能源电解水制氢项目、电气设备六氟化硫回收和净化项目积极参与全国温室气体自愿减排交易市场并获得减排量收益。

鼓励可再生能源电解水制氢项目结合输氢管道建设与天然气管网优化布局提升减排效益与资源配置效率，推动制氢与管道输氢协同发展。省级、设区的市级生态环境主管部门会同能源等有关主管部门，按职责分工对已登记的温室气体自愿减排项目与核证自愿减排量组织开展监督检查。

参与编制该方法学的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，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。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。

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。

富兰克介绍，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。

可再生能源电解水制氢方法学受益群体广泛，投资回报期缩短。图为内蒙古一家风光电场。摄影/章轲

富兰克介绍，政策层面，国家高度重视氢能产业发展。2024年，氢能首次作为《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。

富兰克称，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。

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。

富兰克表示，此方法学受益群体广泛，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。”富兰克说。

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。据调研，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。

(本文来自第一财经)