一、项目介绍
氢能是未来能源体系的核心组成部分，但我国当前制氢结构以高碳化石能源为主——根据《编制说明》数据，2024年我国煤制氢产能占比56%、天然气制氢占比21%，二者合计占比超75%，而电解水制氢因成本高仅占1%，是典型的“高碳氢能”体系。
本项目通过“可再生能源+电解水制氢”技术路径实现低碳转型：
减排机理：利用自有风电/光伏电厂产生的电力，通过碱性电解（AWE）或质子交换膜电解（PEM）技术分解水制氢，替代传统煤/天然气制氢，避免化石能源制氢的CO₂排放；同时消纳弃风弃光资源，提升可再生能源利用率。
方法学属性：属于能源产业领域方法学，符合条件的项目免予额外性论证（因电解水制氢建设/运维成本高、下游应用未规模化，全投资IRR普遍低于行业基准）。
二、适用条件
1.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(自发自用且与制氢装置属于同一法人)，电厂类型为风力发电厂、光伏发电厂或其组合形式。
2.仅适用于新建电解水制氢项目，不包括现有项目的改造、修复、扩容。
3.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、用于实现可再生能源制氢产品强制使用等要求。
4.项目必须严格遵守水资源管理制度，确保不会影响当地的饮水安全、供水安全和生态安全。
5.监测数据需与全国碳市场管理平台联网，减排量仅产生于“联网+试运行完成”之后，且数据需每分钟上传。
三、项目边界
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边界范围 |
包含核心设施 |
关键要求（方法学+编制说明） |
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1.自有能源环节 |
风电/光伏发电厂（含光伏板、风机、汇流箱）、厂内输配电系统（如变压器、配电柜）。 |
需单独计量“用于电解制氢的电量”（电能表0.2S级，Ⅰ类用户）。 |
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2.电解制氢环节 |
1.核心设备：电解槽（AWE/PEM）、氢气纯化系统（如PSA变压吸附）； 2.存储压缩：氢气缓冲罐、压缩机、管束车（运输工具）； 3.监测仪表：质量流量计（氢气质量）、气体分析仪（氢气体积分数）、压力计（≥1.0级）、温度计（≥1.0级）。 |
1.氢气监测需“每批次记录”（因氢气成批次售出，非连续排放）； 2.氢气体积分数未监测时，按GB/T3634.1默认值（合格品99%）计算。 |
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3.替代设施环节 |
1.既有或拟建化石能源制氢设施（煤制氢/天然气制氢装置，基准线情景的排放源）。 |
基准线排放因子按“煤制氢19tCO₂/tH₂、天然气制氢9tCO₂/tH₂”计算（IEA数据+国内项目验证）。 |
四、减排量计算
核心逻辑：项目减排量（ERᵧ）=基准线排放量（BEᵧ）-项目排放量（PEᵧ）-泄漏量（泄漏量忽略，因上游开采/运输排放与减排量相比极小）。
1.关键参数
（1）基准期：无固定周期，基准线情景为“项目出售的可再生氢由既有或拟建的化石燃料制氢装置进行替代生产”；
（2）计入期：最长10年，需在项目寿命期（从建成投产到退役）内，从“数据联网+试运行完成”后开始。
2.计算公式
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计算项 |
核心构成 |
计算公式 |
保守计算原则 |
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基准线排放量（BEy） |
1.售出可再生氢质量（MH2,R,y）； 2.基准线制氢工艺排放因子（EFH2,BL,y） |
BEy=MH2,R,y×EFH2,BL,y |
1.工业副产氢、可再生能源制氢的排放因子按0取值，仅计煤制氢（19）、天然气制氢（9）； 2.氢气质量/体积分数未监测时，按对应国标合格品下限取值（如工业氢体积分数99%）； 3.自有可再生能源电量、下网电量数据未校准的，按“计量结果×(1-误差)”保守修正。 |
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项目排放量（PEy） |
化石燃料消耗排放、热力消耗排放、下网电量排放 |
PEy=0 |
化石燃料/热力消耗排放量极小，为降低管理成本直接计为0；下网电量排放不计入项目排放量。 |
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项目减排量（ERy） |
基准线排放量减去项目排放量 |
ERy=BEy−PEy |
1.年数据缺失/中断超20天或月持续超3天，该时段减排量不计； 2.计量仪表异常时，关键参数按保守原则修正后核算。 |
3.关键参数取值（方法学默认值）
（1）制氢工艺排放因子（EFH2,i）：煤制氢19tCO2/tH2、天然气制氢9tCO2/tH2、其他制氢工艺0；
（2）标准状况下氢气密度：0.0899kg/m3；
（3）氢气质量分数（mH2,y）：工业氢合格品84.44%、纯氢99.87%、交通用氢99.72%；
（4）氢气体积分数（vH2,h）：工业氢合格品99.00%、纯氢99.99%、交通用氢99.97%；
（5）数据联网要求：每小时上传一次，监测数据至少保存10年。
五、减排潜力分析
《编制说明》预测及产业发展趋势，可再生能源电解水制氢呈现“存量小、增量大”的特征，核心来自“替代化石制氢”与“消纳弃风弃光”双重贡献：
1.存量潜力：当前年减排160万吨CO₂
截至2024年底，我国各地累计规划建设可再生能源电解水制氢项目超600个，其中，已建在建项目超150个，已建成产能约12.5万吨/年，主要分布在西北和华北地区，合计占全国已建成产能近90%。年减排量约160万吨CO₂：
增量潜力：2030年我国可再生能源制氢占比将超10%，年减排量6000万吨CO₂/年。
- 区域差异
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区域 |
潜力优势 |
制约因素 |
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西北 （蒙甘） |
弃风弃光资源丰富（年弃风率超10%）、土地成本低，适合建大型风电光伏配套项目。 |
水资源短缺（新鲜水用量需≤5%），需配套节水技术（如苦咸水淡化）。 |
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华北 （冀晋） |
靠近氢能需求端（如钢铁厂、加氢站），运输成本低，网电价格低（谷电0.3元/kWh）。 |
可再生能源资源中等，需平衡“自用+上网”电量比例。 |
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华东 （苏浙） |
氢能需求旺盛（燃料电池车、化工园区），政策补贴高（如江苏氢能补贴2000万元/项目）。 |
土地成本高、可再生能源资源有限（光伏为主，风电少），项目规模较小。 |
六、经济性分析
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。
七、实施难点与风险
（一）实施难点
1.单项目投资门槛高
可再生能源电解水制氢项目单项目投资规模远超传统化石制氢项目，其中煤制氢项目投资约为1亿元/万吨H₂，而电解水制氢项目投资成本显著高于该水平，这一高投资特性导致中小企业难以承担项目建设成本，仅中央企业、地方国有企业具备资金实力参与项目投资与运营。
2.监测技术复杂且成本高
多维度监测要求：氢气生产过程中需对质量、体积分数、压力、温度等关键参数进行多维度监测，且需按批次完整记录监测数据，导致人工记录与管理成本较高。
校准成本高昂：目前氢气体积分数分析仪缺乏统一检定规程，每次使用前需采用GB/T5274.1标准气体进行校准，年度校准费用成为项目固定成本负担。
3.水资源约束明显
电解水制氢项目耗水量较大，每生产1万吨氢气约消耗15万吨水资源。我国弃风弃光资源集中的西北区域（如内蒙古）水资源总量稀缺，直接限制了项目落地与规模化发展。
（二）主要风险
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风险类型 |
影响机制 |
核心影响后果 |
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CCER价格波动 |
碳价受政策导向（如CCER重启节奏）、市场供需关系双重影响，波动幅度较大 |
项目碳资产收益不确定性增加，影响整体投资回报率 |
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网电比例超标 |
可再生能源出力存在天然波动性（如阴雨天光伏出力不足），需补充网电维持生产，当网电占比超过10%时 |
当年项目减排量计为0，丧失CCER交易收益 |
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技术迭代风险 |
PEM电解槽技术效率快速提升，当前效率约45%，预计2030年可提升至60% |
存量设备面临技术淘汰风险，资产减值压力较大 |
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氢气售价下跌 |
氢能下游应用尚未实现规模化，市场需求支撑不足，若氢气售价从当前30元/kg降至25元/kg |
单项目年收益减少0.5亿元，盈利能力显著下滑 |
八、总结
本方法学通过CCER将“可再生能源电解水制氢”的低碳属性转化为“可交易碳资产”，破解项目“高成本、低收益”的痛点，短期助力氢能产业从“1%电解水制氢”向“10%”目标突破，长期衔接“双碳”目标下的“零碳氢能”体系。
但其实施仍面临三大挑战：
成本挑战：电解槽与可再生能源配套投资高，需依赖技术降本；
资源挑战：西北弃风弃光与水资源分布不匹配，需推动“苦咸水淡化+电解制氢”协同；
监测挑战：氢气参数监测技术复杂、成本高，需制定统一的氢气体积分数检定规程，降低企业合规成本。
