可再生能源制氫申報減排項目可行性分析研究

于姍姍 蘇玲彥

摘要： 氫能是最清潔的二次能源且來源廣泛，分析氫能項目減排機理、國際國內氫氣方法學申請情況，結合國際國內減排項目方法學特點和要求，梳理氫氣利用模式、制氫方式、成本及用戶等環節的特點，以全國碳排放權交易市場為契機分析開發成為減排項目的可行性，提出氫能減排項目開發方向和項目要求，對于未來氫能項目開發減排項目提供建議。

關鍵詞： 可再生能源 氫能 全國碳市場 減排項目開發

中圖分類號： F42 文獻標識碼： A 文章編號： 1672-3791（2023）24-0175-03

本文通過分析氫氣的利用模式、用戶類型等，結合國內外減排項目方法學特點和要求，梳理氫能相關方法學申報和開發方向，并對未來氫能項目開發減排項目提供建議。

1 氫能利用背景

我國采取行政和市場的手段來控制溫室氣體排放實現低碳化轉型發展，建立全國碳排放權交易市場（以下簡稱全國碳市場）。2021 年7 月16 日，全國碳市場正式啟動交易，減排項目涉及電力、林業等多領域，符合要求的項目可申請自愿減排項目并從碳市場獲益。

氫能作為清潔的二次能源是唯一可同時用于交通、儲能、發電等領域的新能源。氫能發展前景廣闊且具有減排屬性［1-3］，到2050 年氫能源有望推動全球每年減少60 億噸CO2排放［4］。

2 氫能利用減排方法學研究進展

2.1 國際國內氫能相關方法學申報情況

目前國內外尚無氫能相關的減排方法學獲得審批，由于氫能項目初始投資和成本高，需要額外補貼彌補，符合減排項目申請的額外性要求。

在清潔發展交易機制下，有兩項氫能減排方法學案例，兩個項目均為工業，均未獲得批準。被駁回的主要原因有以下幾個方面。

2.1.1 基準線

基準線設定是方法學設計的核心問題。基準線，是指在沒有減排項目情況下，為了提供同樣的服務質量最有可能建設的其他項目所帶來的溫室氣體排放，由此可見，項目減排量為基準線排放量與實施項目排放量的差值。基準線需要設定嚴格的程序從法律法規、經濟性等方面進行篩選。由于申報項目氫氣均來自工業生產過程，其氫氣來源的確定過程復雜，且氫氣具有經濟價值，基準線情景不能簡單判定為排空或火炬燃燒處理。

2.1.2 項目邊界和泄漏

氫能項目的實施會潛在導致原有制氫過程產生額外的排放，因此將氫氣產生環節排除出邊界外不夠嚴謹；另外，還需要論證項目利用氫氣不會導致目前或潛在的氫氣用戶排放量的增加。

2.1.3 設備/項目剩余壽命確定

現有的減排項目通常采用10 年固定計入期或7 年可更新計入期，對于已有設施，應包含設備剩余壽命確定步驟，其申請的減排量時長不應超過剩余壽命。

參考兩個駁回的方法學申請，對于工業副產來源的氫氣利用，由于其基準線確定過程復雜，申請方法學難度較大。

2.2 批準方法學情況

對于可再生能源制氫和氫燃料電池汽車，國內已批準了多項類似方法學可供參考，如表1 所示。

對于采用一次能源制氫的情形，由于其制氫成本較低且占比高，可能為制氫方式的基準線情景。因此申請減排方法學具有潛力的領域為可再生能源制氫和氫燃料電池汽車。

3 氫氣利用模式

3.1 制氫技術及成本分析

隨著氫能應用的發展和推廣，未來氫氣的需求將快速增長。目前，我國的氫能產業基礎薄弱、裝備和燃料成本偏高是制約氫能發展的最大障礙［5］。制氫的方式主要包括一次能源制氫、工業副產氫、化工原料制氫、電解水制氫等。

3.1.1 一次能源制氫

一次能源制氫最成熟、成本低，但初始投資額大，適合大規模制氫，大規模應用于合成氨、甲醇等化工原料氣等領域。

我國超過60% 的氫氣來源于煤制氫。煤制氫最低成本超過10.5 元/kg，加上提純、壓縮、儲運等費用，進入加氫站約為40 元/kg［5-7］。按照煤制氫的反應機理，完全反應條件下，生產1 t H2最大副產22 t CO2。一次能源制氫可與碳捕集等方式結合，雖能降低溫室氣體CO2的排放，但會進一步增加制氫的成本。

天然氣制氫的成本比煤制氫高一倍左右，在未進行脫碳處理的情況下，制氫碳排放強度比煤制氫低一半。但天然氣進口依存度高，過度依賴天然氣制氫不利于我國能源安全。

3.1.2 工業副產氫

工業副產氫指利用化工企業副產的富氫氣體、焦化、鋼鐵企業的焦爐煤氣等各種煤氣，經氣體變壓吸附提純后獲取純度較高的氫氣。副產氫成本較低，是氫能發展初期最優選擇。但工業副產制氫受化工產業布局的影響，從區域分布看，長三角以及環渤海區域的山東利用工業副產氫具有較大優勢。

3.1.3 化工原料制氫

化工原料制氫，如使用甲醇裂解、蒸汽重整或部分氧化、氨分解等方式制取氫氣。由于甲醇具有易于運輸、易于獲得等特點，且甲醇裂解制氫和甲醇蒸汽重整制氫技術成熟，甲醇部分氧化技術目前尚未產業化。雖然化工原料制氫的制氫成本低，但目前僅適用于小規模制氫的場景。

3.1.4 電力制氫

電力制氫，主要是使用電力采用水電解裝置制氫。水電解系統結構簡單、不用氫分離操作、從電力到氫的能量轉換效率比較高（60%～80%）。電解水制氫的成本較高，如果采用一般工業用電制氫，按照目前每度電1 元的價格來計算，制氫成本是煤制氫成本的8 倍左右。再加上提純、壓縮費、儲運以及相應利潤，進入加氫站的價格估計將高達110 元/kg。因此，工業用電制氫不具有經濟可行性。

從成本、環保減排、能源安全等綜合角度考慮，未來我國制氫的關鍵在于發展低碳低成本的可再生能源發電制氫。探索可再生能源富余電力轉化為熱能、冷能、氫能，實現可再生能源多途徑就近高效利用是可再生能源制氫方向。發展可再生能源制氫不僅有利于減少污染排放，還可以幫助消納光伏、風電等可再生能源發電，減少棄風棄光率。2018 年中國棄風、棄光電量分別達到277 億kW·h 和55 億kW·h，按制取1 kg 氫氣耗費39.7 kWh 電能的折算比例，2018 年總棄電量可制氫約84 萬t，相當于國內煤氣制氫總量的1/12、天然氣制氫總量的1/3。

3.2 氫氣終端用戶

氫氣用戶主要包括工業氫用戶、燃料電池分布式發電及燃料電池汽車。

3.2.1 工業氫用戶

工業氫用戶，主要是氨氣的生產以及燃料的加氫裂化和脫硫精練，三者占氫氣總消費量的98% 以上，其他工業部門，如鋼鐵、玻璃、電子產品等的生產商也使用氫氣，但所占份額就很小。由于氫氣在儲存和運輸方面的要求較為特殊，工業氫用戶的氫氣需求量大，制氫主要為現場供應，氫氣主要來源于天然氣、石油和煤等一次能源制氫。

3.2.2 氫燃料電池分布式發電

國家能源局等部門下發的《能源技術革命重點創新行動路線圖》，要發展燃料電池分布式發電技術，建立分布式發電產業化平臺，實現千瓦至百千瓦級質子交換膜（PEMFC）系統在通信基站和分散電站等領域的推廣應用；實現百千瓦至兆瓦級固體氧化物燃料電池（SOFC）發電分布式能源系統示范應用，發電效率達到60% 以上。氫燃料電池分布式發電應用范圍具有局限性，適于邊遠城市和工礦企業等分布式電站。

3.2.3 氫燃料電池汽車

燃料電池汽車通常采用與加氫站共同推廣的模式，即氫氣生產與消費分離的模式，燃料電池車的推廣利用，將促進傳統氫源格局的轉變。我國規劃到2030年，實現氫燃料電池汽車的大規模推廣應用，氫燃料電池汽車保有量達到100 萬輛。近年來，多地市發布燃料電池、氫能源規劃，僅根據上海、山東、張家口等地規劃，2020 年燃料電池車數量超1.3 萬輛，加氫站超100 座。

從氫燃料電池汽車使用成本分析，3.5T 的運輸車百公里油耗為10 L，柴油價格為6.8 元/L；3.5T 的燃料電池物流車百公里耗氫量為2.5 kg，則與柴油價格具有同等競爭力的氫氣價格為27 元/kg，因此降低氫氣制取成本將成為氫能發展的基礎條件。

對于燃料電池分布式發電項目，可參考表1 中類型（1）進行方法學設計或提出現有方法學修改，對于燃料電池汽車，可參考表1 中類型（2）進行方法學設計。

4 結語與討論

氫能是最清潔的二次能源，發展氫能將有力推動低碳社會建設。由于氫能產業仍處于示范階段，氫能系統及配套技術尚未成熟，需要不斷通過技術創新降低氫能利用成本，更需要加大氫能的扶持力度，尋求碳市場等手段，推進氫能良性發展。

通過梳理氫氣利用模式、制氫方式及用戶等方面特點，以及對潛在項目情景分析、基準線情景的梳理，參考CDM 申報方法學的專家駁回意見，得出如下結論。

（1）減排項目類型選擇。考慮煤基制氫、工業副產氫氣來源及工業用戶的基準線設計、論證的難度，建議針對可再生能源制氫及用戶（燃料電池汽車、分布式發電）的情形設計方法學。

（2）項目邊界設定。從方法學設計嚴謹性及規避潛在泄漏的情況，需包含氫氣利用的全過程，即氫氣制備—處理—運輸—加氫站—用戶等環節。

參考文獻

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[3] IEA， Energy Rechnology Perspectives 2020[R]. Paris：International energy Agenecy，2021.

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