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資訊頻道★中國電力工程顧問集團華北電力設計院有限公司李卓言，李少華，馮靜
當前，在以碳中和為目標的多個應用場景下，綠氫的使用成為實現低碳化發展的重要途徑之一。在能源、化工、冶金、交通、建筑等眾多領域，利用可再生能源發電生產的綠氫，以及綠氨、綠色甲醇等綠氫衍生品，可以有效降低碳排放。為提高綠氫應用比例，國內外紛紛發布本國的氫能規劃，并對氫氣的低碳程度進行界定，如“低碳”、“可再生”、“綠色”等不同等級的標簽。但目前各國之間還未形成跨境兼容、互認的氫氣碳排放量國際標準體系，綠氫及衍生品無法跨國流通，阻礙了綠氫在全球碳減排過程中發揮更大作用。
根據氫氣供應鏈的碳足跡，核算過程碳排放，是認證氫氣清潔等級的重要依據。本文基于對國內外綠氫碳足跡核算和碳排放閾值設定的差異分析，以風力發電制氫的產品為對象進行核算，考察不同標準下的評價差距。本文的研究對象綠氫主要針對可再生能源電解水產生氫氣。
1 綠氫認證標準
1.1 國際綠氫認證
在國際范圍內，對氫能的認證有較多標準，整體處于起步發展階段，各國使用的標準對于氫氣的界定和碳排放的計算方法也有差異。
在法律法規層面，歐盟是較早對綠氫進行監管的國家，并在2009年提出了可再生能源指令（REDⅠ）。該指令規劃至2020年，實現在歐盟的能源總體消費中，可再生能源占比20%，在運輸領域消耗中可再生能源占比至少10%，促進了可再生能源的使用。2018年歐盟在REDⅠ法案基礎上增加了兩項授權法案，形成了可再生能源指令修正案（REDⅡ），該計劃適用于2030年前。該指令的重點在于以下兩點[1]：（1）向消費者提供原產地擔保證書（GO），表明一定比例的能源確實來自可再生能源；（2）如果氫氣被認證為“100%可再生”，就可以作為交通運輸部門非生物來源的可再生原料（RFNBO）使用，預計將在REDⅢ中解除對氫燃料用途的限制。
第一項授權法案中要求氫氣由“可再生電力”生產，于是規定了在何種情境下電力來源可被視為“可再生”；第二項授權法案提出了氫燃料的碳排放計算方法，設定了RFNBO溫室氣體排放的閾值。歐盟要求RFNBO的碳排放相比于化石燃料降低70%，化石燃料設定的參考碳排放量為94gCO2/MJ，于是該法案規定的氫燃料閾值就是28.2gCO2/MJ，超過此值則不能在國家層面獲得免稅、公共資金等福利[2]。
由于歐盟REDⅡ指令的強制性，歐盟的交通部門面臨提高交通用燃料中可再生能源占比的壓力，因此交通燃料供應商需要通過氫燃料認證來證明自己已經履行該義務（稱為“自愿計劃”），供應商使用的認證計劃需要得到歐盟委員會的認可。目前美國、德國、歐盟等組織給出了各自的認證計劃，這些認證計劃不完全有法規支撐，適用范圍大多為本國區域。表1列出了國際上已發布的主要綠氫認證計劃及法規。
（1）歐盟的綠色氫能認證計劃主要為CertifHy，是專門針對歐盟的氫能認證計劃，主要負責來源擔保證書的發行和注銷，計劃實施原則是基于歐盟可再生能源法案對氫燃料的能量來源進行核查和認證，可核證的燃料不限于綠氫，最終認證的標簽為基于可再生能源的“綠色氫能”以及基于化石能源或核能的“低碳氫能”[3]。有證書認證的氫燃料在市場中，可以實現燃料源頭追溯以及生產過程透明化。該計劃并未提供詳細計算碳足跡的方法，在閾值方面以歐盟的可再生能源法案為準。
（2）德國TUV SUD制定了其綠氫認證體系[4]，該標準基于德國和歐洲立法以及國際標準，具有國際化應用的傾向，但不具有法律依據，隨著發展不斷更新其標準。目前TUV SUD標準已獲得歐盟CertifHy的認證，可以執行制氫碳排放的審計和認證。該認證計劃首先認證碳中性氫，認證方法來自EN ISO系列標準，在此基礎上根據氫氣來源不同分為藍氫、綠氫、綠松石氫以及REDⅡ類型氫，其中綠氫要求使用可再生能源電力通過電解水產生的氫氣，REDⅡ類型氫是指滿足REDⅡ的“可再生電力”規定及閾值要求的氫氣[5]。
其他認證標準：加州低碳燃料標準對交通領域的低碳燃料進行規定限制，標準規定每噸二氧化碳減排代表1所示LCFS（California Low Carbon Fuel Standard）積分，燃料經銷商或運營商通過交易積分實現履約與獲利，燃料閾值設定來自年度基準碳強度（該值逐年遞減）。如果使用綠氫使得碳排放強度低于基準值則獲得積分，但由于可再生能源電解水產生的綠氫不是其主要監管對象，其核算方法不展開論述[6]；英國在RTFO（Renewable Transport Fuel Obligation）對交通運輸中的低碳燃料進行規定，最新修正案以化石燃料全生命周期的碳排放為基準（94gCO2/MJ），要求至少降低65%，即低碳交通燃料的最大碳排放為32.9gCO2/MJ。
表1 國內外氫氣碳排放相關認證標準[3,5-9]
（注：核算碳排放需要重點確認核算邊界，國際上核算邊界包括生產點和使用點：生產點代表核算邊界到生產產品為止，不考慮后續儲存、運輸、裝卸、供應等下游排放，也不包括制氫場和其他基礎設施建設和報廢回收所產生的排放；使用點代表從原料生產、氫氣輸送以及終端使用的整個供應鏈中產生的碳排放。
*作為氫能低碳發展路線的參考手冊，不具備標準效力）
1.2 中國綠氫認證
我國尚未出臺認定綠氫或低碳氫的國家標準或政策。2018年中國標準化研究院和全國氫能標準化技術委員會組織發布了《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書》[11]，該書基于生命周期理論給出了不同制氫方式的碳排放計算方法和不同制氫案例的核算邊界，但沒有強調閾值，可作為手冊參考使用。
2020年12月，中國氫能聯盟牽頭氫能領域相關企業聯合編寫了自愿性團體行業標準《低碳氫、清潔氫、可再生氫標準及評價》[12]。考慮到我國制氫原料中煤炭占比較大，為了使其向低碳制氫方式逐步過渡，該標準提出了低碳氫閾值和清潔氫閾值兩個閾值。其中低碳氫基準是基于煤氣化制氫的碳排放，該數值為29.02kgCO2/kgH2，根據《2014-2020年應對氣候變化國家規劃》中碳減排50%的要求，低碳氫的閾值設為14.51kgCO2/kgH2；清潔氫是參考帶有CCS技術的煤氣化制氫碳排放，該數值為13.99kgCO2/kgH2，根據《2016-2030年能源供應于消費革命戰略》中65%的減碳需求，清潔氫的閾值為4.9kgCO2/kgH2。可再生氫與清潔氫的閾值相同，不同在于可再生氫的原料來自可再生能源，清潔氫對原料沒有限制[13]。
2 綠氫碳排放核算方法
2.1 系統邊界
當前綠氫認證計劃中的碳排放核證過程基于生命周期評價（LCA）理論，該評價方法在ISO 14040、14044、14067等國際化標準文件中被詳細定義。LCA通過量化產品生產過程中的能源、物質消耗和廢棄物排放，對產生的環境影響進行系統地分析評價[14]。全生命周期是LCA的一種情況，核算邊界如圖1所示，研究貫穿產品生命全過程，包含從獲取原材料、生產、使用直至最終處置的各個階段，在綠氫認證中可選取全生命周期的一部分作為核算邊界。
圖1 氫氣全生命周期碳排放核算邊界
不同的認證計劃使用的核算邊界不同，如表2所示。其中CertifHy方案是基于GO認證，只考慮原產地的原料來源和氫氣生產過程，屬于短生命周期認證方法，而加州低碳燃料標準則考慮更長生命周期的排放。
表2 不同綠氫認證機構的核查邊界[10]
同一個認證計劃中的核算邊界也會根據服務對象發生變化。德國萊茵TUV公司的德南低碳團隊對氫氣產品進行核查評估，按照生命周期方法對實際原物料、能源、產品和排放的投入產出數據進行統計，最后根據清潔氫的閾值對項目進行認證。該公司的生命周期核查邊界根據核查對象來靈活調節，如圖2所示，X1的核查結果是為氫氣供應商服務，X2的核查認證是為氫氣使用方提供服務，如果X1處的產品已經經過核算認證時，根據需要可以直接增加X1到X2部分的核算[15]。我國燕山石化加氫站項目以X1為核算邊界，經過TUV核算認證為綠氫產品，這是我國首個得到證書認證的綠氫項目。
圖2 萊茵TUV SUD的生命周期核算邊界
圖3是歐盟可再生能源指令規定的計算碳排放的系統邊界，與全生命周期理論相比，二者都涵蓋了基礎排放的統計計算，不同之處在于歐盟可再生能源指令的綠氫計算中不包含氫氣壓縮部分。
圖3 RFNBO定義的綠氫生命周期核算邊界
圖4是我國團標《低碳氫、清潔氫、可再生氫標準及評價》中規定的核算邊界，三種氫氣的評估基于共同的系統邊界，包括氫氣制造的原物料獲取階段、原物料運輸階段、氫氣生產階段以及現場儲運階段，不包括生產氫氣制造階段固定資產的設計、制造和建設過程，以及為生產提供保障的附屬系統。圖5為我國藍皮書給出的電解水制氫核算邊界，與團標相比二者整體邊界統一，即核算了從原料開采、運輸到生產的全過程，且“不包括工廠建設、設備制造、運輸工具制造等活動”。差異在于藍皮書沒有限定最終氫氣產品的純度和壓力等參數，但提供了綠氫生命周期不同階段碳排放的計算公式。整體來看團標文件的規定更加詳實，是目前可以參考的主要文件，藍皮書雖然粗略但與團標的規定并不相悖。
圖4 《低碳氫、清潔氫、可再生氫標準及評價》規定的核算邊界
圖5 《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書》規定的電解水制氫核算邊界
2.2 核算方法
歐盟CertifHy計算氫能排放足跡的依據來自ISO 14044和ISO 14067，萊茵TUV SUD提出的認證計劃將ISO 14040和ISO 14044作為核算依據和法律來源，同時滿足ISO 17065和19011規定。這幾個國際標準化文件證明了CertifHy認證和萊茵TUV SUD認證的核算方法完全基于生命周期理論，但ISO文件的重點在于定義概念和解釋邊界設定，缺少實際應用案例的參考信息，本文不展開分析其核算過程。
歐盟可再生能源法案詳細規定了RFNBO的碳排放閾值和核算方法，其中用于交通領域的燃料氫碳排放閾值為3.4kgCO2/kgH2，詳細計算公式如式（1）所示：
其中：
E為燃料產生的總排放量；
ei表示系統輸入，包括剛性輸入、彈性輸入、現有用途的排放。剛性輸入是指即使需求增加，原料供應也不會隨之增加，像城市垃圾供氫、廢氣制甲醇，當對氫或甲醇的需求提高時，也不會專門制造額外的垃圾或廢氣進行制備生產；彈性輸入是指原料供應隨著產品需求的增加而增加，例如使用農作物合成生物燃料，當燃料需求增加，相應地增加農作物的產量[16]；
ep代表生產氫氣過程產生的碳排放，如電解水過程、甲烷蒸汽重整過程產生的碳排放；
etd代表運輸和分配過程產生的碳排放；
eu代表燃料在最終用途中產生的碳排放；
eccs代表碳捕集和地質封存的減排量。
國內明確給出的碳排放計算公式來自藍皮書，如式（2）所示，在可再生能源制氫情景下，藍皮書直接采用風光發電的碳排放因子計算E1部分的碳排放，當前國內外的可再生能源碳排放因子并不統一，而且該部分碳排放占比大，對最終氫氣碳排放核算準確度有一定影響。我國團標中對風光發電的碳排放計算通過拆解的方式，從原材料制造到組裝施工進行核算，更加具體準確和個性化。
其中：
E代表制氫生命周期碳排放；
E1代表原料獲取階段的碳排放，例如可再生能源發電過程中設備原材料的制備等；
E2代表原料運輸階段的碳排放；
E3代表氫氣生產階段的碳排放，例如使用綠氫過程的碳排放；
υ代表基于能量法的分配系數，即產品氫氣具有的能量占產品氫氣和副產品總能量的比例；
ADH2代表核算時間范圍內氫氣的生產量。
式（3）中，EFi代表第i種原料生產過程產生的碳排放因子；
ADi代表生產氫氣過程中，第i種原料的消耗量；
i表示第i種原料，如煤炭、天然氣、甲醇、可再生能源等。
式（4）中，EF2,j代表第j種運輸方式的碳排放因子；
ADi代表運輸中使用的第i種原料消耗量；
di,j代表第i種原料采用第j種運輸方式的運輸距離。
式（5）中，E原料代表生產階段原料反應產生的碳排放；
E購入電代表生產階段購入電力產生的碳排放；
E購入蒸汽代表生產階段購入蒸汽產生的碳排放。
3 風電碳排放因子計算及綠氫產品碳排放核算
本節選取國內典型風電制氫案例，采用歐盟可再生能源法案對RFNBO規定的碳排放計算規則和中國團標碳排放計算規則分別對綠氫產品進行評估。
3.1 風力發電制氫模型
以我國某大型可再生能源發電制氫項目為例，該項目采用6.25MW風機，單臺風機的總重量2500t，其材料構成見表3，總裝機規模為1493.75MW，共安裝239臺風機，預計風機年滿負荷工作2700h，風機壽命25年，項目使用堿性電解電解槽制氫，年產氫量80662.5萬Nm3。
3.2 RFNBO的碳排放計算方法
根據歐盟對“可再生電力”的規定，本項目使用的風力發電直接供給電解槽屬于可再生電力范圍內，因此該部分碳排放因子為0。根據核算邊界，該系統的輸入ei中彈性輸入為風力發電產生的碳排放，這部分為0；利用電解槽電解水制氫過程ep不包含設備制造產生的碳排放，該部分碳排放為0；在最終使用中，氫氣產生的碳排放為零；etd交通運輸的碳排放與交通方式運輸距離相關，運輸主要服務于氫氣的分配，如果在國內運輸，運輸方式由70%卡車與30%火車組成，以柴油為燃料，平均單程輸氫距離500公里，年總輸氫重量72030噸，卡車、火車的單位里程燃料消耗量為0.0267、0.0072kg/（t.km）[17]，柴油碳排放因子為3.0959kgCO2/kg，該部分年總碳排放為2324.75tCO2，核算后該項目的綠氫產品碳排放強度為0.0322kgCO2/kgH2，在歐盟的認證體系下符合RFNBO的認證標準。如果為國際運輸，則平均單程輸氫距離為5000公里，碳排放強度接近0.3222kgCO2/kgH2。
3.3 基于中國團標綠氫認證規則的碳排放核算
根據核算邊界，風電制氫過程的碳排放主要來自風力發電過程，水電解制氫部分碳排放幾乎為0，輸配電過程和氫氣的純化壓縮過程耗電量非常小，相比之下后兩部分的碳排放可以忽略。由于風電碳排放因子沒有統一的標準，與風機規模、材料構成、使用年限、年工作小時數以及當地風資源情況有關，因此對風機碳排放的計算是綠氫認證的重要環節。下面核算該項目的風力發電環節。
第一階段風機制造階段。6.25MW風機制造階段耗材情況如表3所述，包括塔架、轉子、艙、電纜、葉片及輔助設備等。表4給出了關鍵材料的碳排放因子，對風機材料制備過程的碳排放進行計算，其中鋼的消耗最多。
表3 6.25MW風機的材料組成[18]
表4 風機材料碳排放計算[18]
第二階段施工建設階段。施工建設階段包括建筑物的搭建、運輸過程（消耗汽油柴油）、起重機的進場與操作、施工用電氣設備及材料運輸的設計與管理，其中建筑物包括地基、電纜溝、道路等部分。施工階段的能源消耗統計難度較大，根據經驗數據，認為該部分能源消耗約占第一階段材料制備階段的37.5%，其中基建的一次能源消耗約占總施工階段能源消耗的75%，施工階段的運輸消耗與基建能源消耗相比較小[19]。
第三階段運營階段。預計風機的使用壽命為25年，該階段考慮了風場設備維護、部件更新和勞動力以及齒輪箱和發電機等主要部件的故障和維修，但與設備制造階段相比能源消耗較少，假定能源消耗為設備制造階段總能源的1.5%[20]。
第四階段報廢回收階段。當風機壽命結束時，大約98%的葉片、90%的機艙和90%的塔架可以被回收，剩下的廢物進行填埋。考慮到風機服役周期較長，不可避免地腐蝕和損耗，本節設定金屬材料回收率為50%，剩余材料填埋產生的碳排放約為制造階段的10%[21]。
風機發電的碳排放因子核算見表5，最終結果為4.16g/kWh。Xie[18]的文章對三個風機的碳足跡進行核算得到平均碳排放強度為3.9g/kWh，Li[21]的文章核算了新疆風電項目得到碳排放強度為5.033g/kWh，Liu[22]的文章核算了內蒙古風電場的碳排放因子結果為6.57g/kWh。參考以上，本文風電碳排放因子計算結果與相關研究的結果基本一致。
表5 風機碳排放因子
利用該風機發電制氫，電解槽制氫過程碳排放為零，在離網情況下將風電輸送至堿性電解槽進行電解制氫，將產生的氫氣二級冷卻儲存，再輸送至氫氣壓縮機，壓縮至中高壓，注入儲氫瓶儲存，高壓氣氫能耗2kWh/kg，該部分耗電來自于綠電則不產生碳排放，此時氫氣的碳排放為0.233kgCO2/kgH2。如果壓縮部分采用網電，根據當地電力碳排放因子0.581kg/kWh，制氫碳排放達到1.395kgCO2/kgH2，屬于可再生氫的范圍。
4 結論
本文梳理了國際上主流的氫氣認證方案，總結了綠氫產品碳排放核算的計算邊界和方法，并以風電制氫為研究對象，對產品氫氣的碳排放進行了核算，得出了以下結論：
（1）國外通過綠氫認證推動了可再生能源的應用，歐盟提出的REDⅡ從法律層面給出了氫氣發展框架，CertifHy是較為成熟的非法規類型的認證方案，德國TUV SUD認證計劃次之，具有明確的邊界和閾值但缺少實際應用案例的示范，其他標準涉及氫氣認證但不作為核算主體，缺少明確的核算方法和閾值設定。
（2）我國可參考的兩個涉及綠氫的認證材料，團體標準提供了較詳細的核算邊界和閾值，藍皮書僅提供了計算方案和應用案例，我國在綠氫規劃和認證方面還處于初級階段。
（3）在碳排放核算方面，歐盟REDⅡ和我國藍皮書給出的具體計算方法，包括CertifHy、TUV SUD等其余標準在內主要依靠全生命周期理論設定邊界但未提及具體核算方法。
（4）歐盟規定的RFNBO的閾值換算后為3.4kgCO2/kgH2，我國可再生氫的閾值4.9kgCO2/kgH2高于歐盟，主要是因為我國團標的核算邊界包括可再生電力的碳排放，因此團標對氫氣的核查閾值并不比歐盟寬松。考慮到未來國家之間氫氣低碳等級的互相認證，新的國內標準可將氫氣運輸分配過程的碳排放也納入核算邊界，同時對于可再生電力的碳排放是否納入核算邊界建議分情況考慮。
（5）本文所分析的風電制氫項目，按RFNBO核算邊界和方法算得的綠氫產品碳排放強度為0.0322kgCO2/kgH2，而基于中國團標規定的核算邊界和方法，氫氣的碳排放為0.233kgCO2/kgH2，差異主要在于是否包含可再生電力的碳排放；當運輸距離足夠長時，歐盟規則下的綠氫產品碳排放強度為0.322kgCO2/kgH2，比我國團標的計算結果更高。
作者簡介：
李卓言（1996-），女，工程師，碩士，現就職于中國電力工程顧問集團華北電力設計院有限公司，主要從事氫能研究及設計咨詢方面的工作。
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摘自《自動化博覽》2023年8月刊
北京市公安局海淀分局備案號：11010802023656號