氢能如何与碳交易市场同频共振？

2022-03-04

随着应对气候变化日益迫切及“双碳”目标的确立，氢能在我国能源转型及至全球能源转型方面都被寄予厚望。氢能既是一种清洁能源，又是理想的能源载体，对氢能的开发和利用是企业实现低碳排放目标的重要路径。

2021年7月，全国碳排放权交易市场正式启动，我国目前已初步建立起全国碳排放权交易市场，这既是利用市场机制控制和减少温室气体排放、推动绿色低碳发展的重大制度创新，也是落实“双碳”目标的重要政策工具。

氢能与碳交易既然同为实现企业低碳排放目标和社会低碳转型的重要手段，二者是否能够实现同频共振呢？全国统一碳交易市场的开启又能否为氢能与相关企业带来另一种可能性呢？本文立足于全国碳交易市场建立的背景，结合氢能自身特点，进一步探讨碳交易背景下氢能环境价值如何实现，以及探讨氢能未来如何参与碳交易，从而实现氢能市场与碳交易市场的同频共振。

一、氢能的发展机遇

（一）“双碳”目标助力氢能发展

2021年是我国“十四五”规划开局之年，也是推动“双碳”目标达成的关键时期。实现“双碳”目标，主要有两条路径：一是转变终端用能的生产工艺，从技术上、源头上减少甚至消除二氧化碳的排放；二是大幅提高可再生能源在一次能源中的占比。而氢能作为一种高效、安全、可持续的清洁能源，具有低碳性、高燃烧热值、应用多元性及灵活的特点，也因此被认为是实现我国能源转型的重要解决方案之一。

“十四五”规划将氢能列入前瞻谋划的六大未来产业之一，是国家未来能源发展的重点之一。2021年国家层面共出台与氢能相关的政策约30余项(德恒上海清洁能源小组近期将发布2021年度氢能行业研究报告，敬请关注)，内容涉及财政资金支持、税收优惠、氢能技术研究、氢燃料电池汽车城市示范群、加氢站以及氢能工业多元利用等多个方面，无论是政策覆盖面，还是内容细化程度都达到了前所未有的高度。在国家的大力倡导下，2021年我国地级市以上的政府部门也出台了超过400项的氢能相关政策。^[1]

氢能产业既有绝对的低碳优势，又有中央与地方各级政府的政策加持，其未来的发展前景可期。

（二）碳市场全面启动为氢能发展提供新机遇

从2011年各省市碳市场试点建设工作开展，再到2021年7月以电力行业为对象的全国统一碳市场正式启动，我国的碳交易市场逐渐规模化与专业化。我国碳交易的全面启动进一步通过市场机制促进产业和能有结构向低碳化转型。被纳入碳排放管理的企业发展受到碳配额约束，高排放企业为降低碳排放成本和避免因未完全履约而遭受处罚，会更为迫切地通过技术升级或能源替代来完成节能降碳的目标，而企业寻求能源替代的过程中，氢能就将成为不少企业的选择。因此，碳市场的发展，将从需求侧不断挖掘氢能产业的发展潜力。

“双碳”政策助力，又适逢全国碳交易市场的启动带来新的机遇，氢能作为低碳排的清洁能源，无疑将驶入发展快车道。但氢能和碳交易之间的联系是否仅限于此？或更进一步地说，氢能项目能否像风电、光伏项目一样，以其减排量参与到碳市场之中？这还要从碳市场本身的规则出发，探寻可供氢能参与碳交易的“接口”。

二、碳交易简介

（一）交易场所

从空间上来看，我国的碳交易市场主要分为全国统一的碳交易市场与两省五市的地方存量碳交易市场两级。

在运作模式上，全国碳排放市场目前施行“双中心制”，即碳排放登记、结算等功能放在武汉，即中国碳市场结算登记中心；交易依托上海环境能源交易所建立全国碳排放权交易中心^[2]。

（二）交易品种

全国碳排放交易市场所采取的是以配额交易为主导、以核证自愿减排量为补充的双轨体系。^[3]

1.碳配额交易

根据2021年2月1日起施行的《碳排放权交易管理办法(试行)》第14条，碳配额首先由生态环境部根据国家温室气体排放控制要求，综合考虑经济增长、产业结构调整、能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素，制定碳排放配额总量确定与分配方案。随后省级生态环境主管部门根据生态环境部制定的碳排放配额总量来确定与分配方案，向本行政区域内的重点排放单位分配规定年度的碳排放配额。在一定的期限内，如果企业实际碳排放量超出政府发放的配额，则可以通过碳交易市场来购买碳排放配额；反之，如果企业实际碳排放量小于政府分配的配额，同样可以在市场上出售多余的配额。如果企业未按期足额清缴碳市场碳排放配额，企业所在地的生态环境部门将责令其进行整改并予以立案查处。

目前碳配额采取的是以强度控制为基本思路的行业基准法，即参考行业整体排放数据水平，设置碳排放强度，企业获得的配额数量需根据企业的实际产量进行调整。目前碳交易市场处于运行初期，配额为免费分配，一些试点地区正在逐步引入有偿分配。如上海市生态环境局于2022年1月29日印发《上海市2021年碳排放配额分配方案》(以下简称“《方案》”)，《方案》明确了上海市2021年度有偿发放配额采用不定期竞价发放的形式，市生态环境局将根据碳市场运行情况，对2021年度配额总量中的部分储备配额组织开展有偿竞买。^[4]由此可见，未来的发展趋势将是直接发放配额与有偿发放配额相结合，即免费发放碳配额后，生态环境部门还可预留一定数量的碳排放配额，用于市场调节、重大项目建设等。

在碳配额分配制度设计中，国家考虑到一些企业的承受能力以及对碳交易市场的适应程度不同，对于需要通过购买碳配额来履约的企业，允许通过抵销机制购买价格更低的自愿减排量(即“CCER”)，来进一步降低履约成本。^[5]

2.CCER交易

CCER是指我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量，单位为“吨二氧化碳当量”。根据国家发改委2012年发布的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，我国可申请备案的CCER项目共分四类，第一类是采用经国家主管部门备案的方法学开发的自愿减排项目；第二类是获得国家发展改革委批准作为清洁发展机制项目，但未在联合国清洁发展机制执行理事会注册的项目；第三类是获得国家发展改革委批准作为清洁发展机制项目且在联合国清洁发展机制执行理事会注册前就已产生减排量的项目；第四类是在联合国清洁发展机制执行理事会注册但减排量未获得签发的项目。^[6]

尽管CCER在碳交易市场中作为碳配额交易的补充，但仍不可忽略CCER在助力中国实现减排目标中的作用：

第一，CCER来源于可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目，因此CCER交易能够为以前述资源进行碳减排的企业提供环境价值变现的渠道，起到一定的激励作用。

第二，我国碳市场建立了CCER碳抵销机制，控排企业购买可用于抵销自身碳排的核证量，1单位CCER可抵销1吨二氧化碳当量的排放量，抵销比例不得超过应缴碳排放配额的5%。且上文所述的四类CCER项目在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统(《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》中提及的国家自愿减排交易登记簿，二者实质上为同一个系统)中进行备案和登记后，都可用于抵销碳排放量。

第三，CCER是“核证”且“自愿”的，能够获得国家许可且是环保企业自发产生的一种减排行为，有别于强制性的碳配额交易。^[7]

第四，CCER除了减排作用外，还能够适当降低企业的履约成本、推助碳金融衍生品发展。

2015年自愿减排交易信息平台上线，CCER进入试点交易阶段。但2017年CCER项目备案暂停。根据官方公报，《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》(以下简称暂行办法)施行过程中存在着温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题，因此，CCER停止备案。截至2021年4月，国家发改委公示的CCER审定项目累计2871个，备案项目861个，进行减排量备案的项目 254个。从项目类型看，风电、光伏、农村户用沼气、水电等项目占比较大。^[8]

虽然新CCER项目的备案已停止多年，但实际上存量CCER项目仍在各大试点地方市场交易，为CCER项目审批备案的重启埋下了“伏笔”。

（三）氢能进入碳交易的接口——CCER

如上文所述，碳交易市场中共有两种交易产品，但无论是从氢能本身的低碳属性或者是国家的相关政策来看，氢能都无法通过碳配额交易，而只能通过CCER的路径参与到碳交易市场中去。未来，CCER则可以视为氢能与碳交易市场之间的“桥梁”。

三、碳交易与氢能发展的共振

（一）氢能通过CCER进入碳市场的可行性

1.政策支持

根据2021年2月1日起施行的《碳排放权交易管理办法(试行)》第42条，国家核证自愿减排量是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统(以下简称“登记系统”)中登记的温室气体减排量。前述条款中虽未单独提及氢能，但可再生能源、林业碳汇和甲烷利用并非穷尽性列举。因此，氢能作为清洁能源，与可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目在减少碳排放功能上存在一致性。

虽然目前国家政策尚未明确将氢能纳入CCER项目范围内，但个别省市已经开始了碳氢“共振”的探索。北京2021年8月16日印发了《北京市氢能产业发展实施方案（2021-2025年）》，其中提出要建设碳交易中心氢能产业板块交易机制，建立较为完善的清洁氢认证、碳减排核算方法体系、碳交易机制等创新制度体系，推动清洁氢产生的减排量纳入CCER市场交易，搭建能源互联网交易平台，服务绿色氢能产业发展。这也是地方层面首个明确提出未来将氢能纳入CCER交易范围的地方政策，或将对其他省市产生“带头”作用，引发更大范围内的对氢能项目参与CCER交易的思考和探索。

2.CCER备案有望重启

据悉，目前国家层面也正在积极筹备重新启动CCER项目的备案和减排量的签发，全国CCER市场有望在2022年重启，相关规则也有望迎来优化升级。我们认为，随着氢能产业的发展和氢能项目减排作用逐渐得到关注和认可，氢能有望被纳入新的CCER备案项目范围，从而参与到全国碳市场交易之中。

（二）纳入CCER的氢能种类

但并非所有制氢项目都可以通过CCER参与到碳交易之中。氢能总共分为三类：第一类灰氢，是通过化石燃料(例如石油、天然气、煤炭等)燃烧产生的氢气，在生产过程中会有大量的二氧化碳等排放；第二类是蓝氢，是将天然气通过蒸汽甲烷重整或自热蒸汽重整制成。虽然在生产蓝氢时也会产生温室气体，但由于使用了碳捕捉、利用与储存(CCUS)等先进技术，能实现低排放生产；第三类是绿氢，是通过使用再生能源(如太阳能、风能、核能等)制造的氢气，例如通过可再生能源电力进行电解水制氢，几乎没有碳排放。未来可能发展的制氢技术路线还包括热化学制氢、光催化制氢、光电化学制氢、太阳能直接制氢技术等，也属于碳排放量较低的制氢路径。

中国目前的制氢结构以煤制氢为主，约占 62%左右，基本为灰氢和蓝氢，绿氢仅占 1%左右。^[9]前文已经提到，CCER备案项目的共同特质在于减少碳排放量，从这一特点出发，高碳排放的灰氢显然不符合CCER的基本要求，我们理解，实际上只有蓝氢和绿氢以及未来新的低排放或零排放制氢项目才符合被纳入CCER备案项目所应具备的减排条件。

（三）氢能碳减排量的量化方法

在制氢与氢能企业参与CCER市场的过程中，一个关键问题就是需要确定每个项目可以获得多少CCER，也就是制氢过程中碳减排量的量化问题。在风电、光伏等项目中，碳减排量的量化是通过特定的方法学进行。因此，为了确保氢能碳减排量的正确计量，需要根据制氢项目的特点研究专门的方法学并加以应用，以确定基准值，为CCER提供核算标准。^[10]在方法学确定后，制氢项目的减排量得以量化，进一步加强了氢能项目参与CCER交易的可操作性。

四、小结

随着全国碳交易市场的启动和运行，中国有望成为全球最大的碳交易市场。这有利于中国的碳市场发展成为兼具有效性、流动性、稳定性的市场，同时也是具备广度、深度与弹性的市场，能低成本、高效率地促进碳中和。面对广阔的全国碳交易市场，新能源企业将迎来更好的发展机遇与更严峻的挑战。尽管CCER备案目前仍未全面开启，但笔者期待CCER备案的早日重启以及相应机制和交易平台的建立及完善，更高效地释放氢能的环境价值与经济价值。

参考文献：

[1]参见氢云链：《超400项政策、产业逻辑转变！一文了解2021年氢能产业政策变化》，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1722187971442839684&wfr=spider&for=pc。

[2]束兰根：《构建多层次碳交易市场 全方位推进碳达峰碳中和》

[3]国家信息中心：《全国碳市场建设的进展、问题及政策建议》

[4]上海市生态环境局关于印发《上海市纳入碳排放配额管理单位名单(2021版)》及《上海市2021年碳排放配额分配方案》的通知(沪环气[2022]28号)。

[5]参见国务院新闻办公室：《全国碳市场配额分配的方法是全国统一、公开透明的》。

[6]国家发展改革委关于印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的通知(发改气候[2012]1668号)。

[7]张静静、宋进朝：《不容忽视的碳市场交易产品CCER》。

[8]参见全国能源信息平台，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1697726748457252264&wfr=spider&for=pc。

[9]招商证券：《氢能源行业发展现状及产业趋势研究：双碳目标下，氢能迎来新机遇》

[10]参见《氢将纳入CCER市场交易，减排如何核算！方法学来了

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