或參與CCER交易，或產生CEA配額節余。

10月底，生態環境部先后發布《關于做好2023—2025年部分重點行業企業溫室氣體排放報告與核查工作的通知》（后簡稱《通知》）及關于印發《溫室氣體自愿減排項目方法學》（后簡稱《方法學》）等通知，預示化工、冶金等領域也將加速納入碳交易市場，同時CCER交易即將加快重啟。

這些對碳交易市場價格起到了刺激作用，2023年下半年碳配額及CCER價格開始上漲。2022年，全國碳市場成交價維持在60元/噸以下。2023年6月開始持續上漲，8月首次突破70元/噸，10月全國碳市場日均收盤價為80.37元/噸，在上月基礎上上漲約10%，且月內收盤價首次突破每噸80元。

對氫能來說，其零碳的特征、發展階段等都基本符合CCER認證要求。氫能各環節既可以因為高排放行業的減碳需求帶來更多的氫能機遇，也可以因為CCER的重啟進入碳市場參與交易，更直接的降低全產業鏈的成本。能景研究結合碳市場、氫能領域相關方法學等資料，對氫能各環節參與碳市場的模式、經濟收益等進行了分析，供行業參考。若有更多需求，歡迎聯系我們咨詢。

01碳市場擴容、CCER管理發生變化，氫能或可取代傳統光伏風電項目成為CCER新重心

我國碳排放交易市場采用以碳排放配額（CEA）交易為主導、核證自愿減排量（CCER）交易為補充的雙軌體系。每個交易周期內發放的碳排放配額的總量固定，碳排放情況不同的各個企業可以通過CEA與CCER的方式來交易碳排放權。

CEA是對控排企業的每年（或交易周期）碳排放量的限定額度，是碳市場交易主體。CEA配額由全國及各地生態環境主管部門確定，首先根據各個行業的排放規模，制定各行業的碳排放量標準線，然后根據碳排放量標準線對各行業內企業免費或有償發放一定的CEA配額。到履約期結算時，企業的碳排放若超出其分配到的CEA配額，需從碳交易市場購買額外的碳排放權（其他企業節余的CEA配額或CCER），否則將面臨罰款、延期核減下一周期配額等懲罰。

碳交易市場交易主體將迎來擴容，化工鋼鐵民航等行業碳排壓力變大。此前，全國碳市場僅納入了電力行業企業。根據《通知》要求，將石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、民航等重點行業，年度溫室氣體排放量達2.6萬噸二氧化碳當量（綜合能源消費量約1萬噸標準煤）及以上的重點企業納入《通知》年度溫室氣體排放報告與核查工作范圍。納入碳市場后，這些行業的生產經營將面臨碳價高企的風險，也將帶來總體成本的上升。

CCER是控排企業之外的綠色環保項目產生的減排量，是對CEA配額市場的補充。CCER由綠色項目開發、認證、進市，然后售賣給控排企業來抵消其一定量的CEA配額缺口，如全國碳市場規定各企業最高可使用CCER抵消最初獲得的配額量的5%。CCER的進市交易由行業、全國及各地生態環境主管部門共同推進，首先確定相關的非綠色工藝的碳排放量作為“參考線”，用以判斷各綠色項目的減排量，即各類綠色項目領域的“方法學”；之后經過實際減排量第三方核證、備案后即可進入碳市場交易。

CCER認證近期重啟后或將帶來交易管理和認證差異，氫能滿足要求。2017年CCER曾因交易關閉前，風電、固定式光伏等是最主要的CCER開發項目。CCER重啟后，根據2023年10月《?溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行） 》，CCER項目的申請登記需滿足“真實性”、 “唯一性”和“額外性”，即減排效果明確、無綠證等其他交易渠道、需經濟性補助。固定式光伏、陸上風電等項目建設發電成本相較2017年已下降了50%左右，或已難以滿足“額外性”要求；氫能領域可再生能源制氫、燃料電池汽車兩大環節仍處于依賴國央企推動、財政補助的階段，或可取代固定式光伏等成為CCER市場份額最大的項目類別之一。

02可再生能源制氫運營方可通過參與CCER交易，回收折舊成本的30%-60%

可再生能源制氫環節參與CCER項目開發，在方法學上主要以煤制氫、天然氣制氫等為基準。典型如中國氫能聯盟、國家能源集團等提出的全球首個可再生能源制氫減排方法學AM0124，其中提到可參考IEA報告中的煤制氫、天然氣制氫的碳排放值作基準線，具體選擇依據方法學中的場景限制條件判斷。根據IEA數據，煤制氫碳排放最高，每產1噸氫約產生二氧化碳排放約19噸；天然氣制氫次之，每產1噸氫約產生二氧化碳排放約9噸。若不考慮效率、損耗等，分別以煤制氫、天然氣制氫作標準線時，可再生能源制氫減排量分別為19噸/噸氫、9噸/噸氫。

對可再生能源制氫而言，CCER對制氫裝備成本回收有較大支撐。根據復旦碳價指數，2023年11月全國碳市場CCER買入及賣出的中間價預期為68.89元/噸。一套5 MW電解槽以每年工作2000小時計算，每年可生產綠氫180噸，產生減排量1620噸（天然氣標準線）或3420噸（煤制氫標準線）。按復旦碳價指數的11月CCER中間價估算，5 MW電解槽每年可從CCER交易獲得約11.1萬元（天然氣標準線）或23.6萬元（煤制氫標準線），即可回收電解槽折舊成本的30%至60%。

從受益者來看，可再生能源制氫項目參與CCER的受益方主要有2大類。一是以中石化、國電投等國央企為主的綠氫項目建設及運營方，其綠氫項目多具有規模大、集中度高度特征，進行CCER開發及認證門檻價低。二是某些傳統的、已建成的光伏電站運營方，在綠電上網消納難度高、配儲成本回收難、CCER重啟后認證門檻變高等因素驅使下，或會選擇引入制氫實現綠電消納，而CCER可加快其投資成本回收。

03燃料電池汽車車隊通過參與 CCER交易，或可抵消5%左右的燃料電池汽車折舊成本

燃料電池汽車參與CCER項目開發，在方法學上主要以同類車型碳排放為基準線。如北京市生態環境局發布的《北京氫燃料電池汽車碳減排方法學》中，按設計總質量、車身長度等將燃料電池貨車、客車劃分為不同等級，分別以相同規格的燃油車的碳排放作基準線；氫能的碳排放則按全生命周期計算，包含儲運環節等后為6.661 kg/kg氫氣。據北京市生態環境局估算，各車型運作頻率與燃料油車相當時，考慮儲運等過程每千克氫氣產生碳排6.661 kg，每年每輛可產生CCER碳減排量約3噸~7.5噸。此外，也有地區的方法學中不考慮氫儲運等環節，將燃料電池汽車碳排放按零計算，如河北省燃料電池重型貨車碳減排方法學，對應到北京生態環境局的測算結果中，不考慮氫能碳排放，各種車型每年每輛可產生CCER碳減排量約7.5噸~35噸。

對燃料電池汽車環節來說，通過CCER碳交易可抵消一部分燃料電池汽車的折舊成本。根據復旦碳價指數公布的2023年11月全國碳市場CCER中間價68.89元/噸估算，若計算氫能全生命周期碳排放，燃料電池汽車每年每輛可因CCER出售獲益200元~520元；若不考慮燃料電池汽車碳排放，則每年每輛可因CCER出售獲益520元~2411元。若收益為1000元/年，則相當于1輛價格200萬的燃料電池汽車10年使用年限間每年折舊成本的5%。

燃料電池汽車參與CCER的獲益者有兩者。一是各燃料電池車隊或運營單位，其車輛數量較多、集中度高，可合并開發為一項CCER項目。二是燃料電池汽車個人車主，市場潛力高、但分散性較強，國內部分地區正借鑒鋰電汽車通過充電樁形成統一平臺的模式，以加氫站為橋梁開發燃料電池汽車聚合式CCER項目。

04合成氨等工業領域進行綠氫替代可產生CEA節余，抵消其超出傳統工藝成本的5%至20%

全國碳市場擴容后，合成氨、冶金等工業項目進行綠氫替代后可節余CEA配額，主要以煤、天然氣原料碳排放為基準線。以煤制合成氨為例，碳排放主要來自原料煤、綜合能耗2大環節，綠氨主要替代原料煤環節。按照工信部發布的《合成氨行業規范條件》，使用碳排最低的優質無煙塊煤時，原料消耗不超過1050標準煤/噸氨。再按照國家發改委能源研究所推薦的2.46噸碳排放/噸標準煤比例計算，煤制合成氨原料碳排放最低標準線2.58噸/噸氨。若綠氫碳排按北京燃料電池汽車方法學中的6.661 kg/kg氫氣計算，綠氫替代后噸氨碳排約1.38噸，可產生約1.20噸CEA配額節余；若按綠氫零碳排計算，可產生每噸氨約2.58噸的CEA配額節余。

產生的CEA節余可用于抵消因綠氫替代而上升的部分成本。以綠氨為例，根據復旦碳價指數，2023年11月全國碳排放配額（CEA）買賣中間價格預期為80.15元/噸，若考慮綠氫全生命周期碳排放，則每噸綠氨可通過CEA交易獲得96元收益；若按綠氫零碳排計算，則每噸綠氨可通過CEA交易獲得200元收益。當綠氫成本與煤制氫成本相差5元/kg時，綠氨成本約比煤制氨高1000元，即綠氨通過售賣CEA節余的收益，可抵消其高出煤制氨成本的5%至20%。

工業領域綠氫應用項目參與碳交易的受益者主要有兩類。一是國電投、中能建等新建綠氨、綠色甲醇項目的企業，在綠色產品市場溢價、CEA交易支撐等多種因素支撐下，或在經濟性初步匹配傳統高碳排產品。二是中石化等需要進行傳統化工產能節能改造的企業，在節余CEA配額的交易支撐下，或可與改造前需額外購買CEA或CCER的情景達成經濟平衡。

來源：能景研究

作者：南枝

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       原文標題 : 前瞻|碳市場擴容及CCER重啟帶來綠氫機遇，制氫端及化工消納將最先獲益