做好2023——2025年重点行业企业温室气体排放报告与核查工作

该文件强调：

1、年温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量（综合能耗约1万吨标准煤）的石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航等重点行业重点企业）及以上内容纳入本通知年度温室气体排放报告和核查工作范围。

2.在计算企业层面净购电量或设施层面用电量对应的排放量时，该电量由重点行业企业直接用电，不并入市电网，由重点行业企业自用企业自发（包括已并网但未并网以及剩余电量并网的情况）。 非化石能源电力对应排放量按0计算，重点行业企业应提供相关证明材料。

3.通过市场化交易方式购买非化石能源电力的企业，须单独报告该部分用电量，并提供相关证明材料（包括《绿色用电证书》或直接供电交易结算证明，不含绿色用电） 。 电力证书），相应排放量暂按全国电网平均碳排放系数计算。 2022年国家电网平均碳排放因子为0.5703t CO2/MWh，后续年度因子将通过管理平台发布。

在进行具体解读之前，我们先简单介绍一下目前国内新能源产业的投资环境。 国内政府和国有企业是氢能等新能源产业投资和应用的主力军。 目前，国内地方政府正在推进新一轮减债工作。 近一个月来，全国十多个省份发行债券近万亿元。 专项再融资债券以利率较低的中长期一般债券或专项债券替代地方政府短期、高成本的隐性债务。 但万亿元规模与整体债务规模差距较大，也影响了地方政府支出和年度预算。 同时，新能源产业往往投资成本高、回报低，需要补贴和减税，而传统能源项目投资成本低、回报高，是纳税大户。 这或许也是今年传统能源相关投资大幅增长的重要原因。 但这些都是经济的周期性因素，国内双碳目标没有改变，因此双碳政策不断出台甚至加速。 生态环境部近日发布的《关于2023年至2025年完成部分重点行业企业温室气体排放量报告和核查的通知》或许就是这样的例子。

通过以上三点，氢云链解读如下：

1.扩大碳排放控制较强的行业。 生态环境部2022年发布的《关于2022年企业温室气体排放报告管理相关重点任务的通知》主要涉及电力企业，此次扩大了石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、民航等。 这也意味着全国碳市场扩容已经进入倒计时。 近日，国家发改委等四部委联合印发《关于推动炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》，提出到2030年，实现绿色氢炼制、二氧化碳捕集利用与封存（CCUS） ）等技术将完成产业化和规模化示范验证，打造一批可借鉴、可复制的绿色低碳标杆企业，支撑2030年前全国碳排放达峰。

2、网络电力不属于绿色电力。 根据第二条，用电企业仅使用新能源发电且未并入市电网或者企业自用（包括并网）的电力才能被归类为绿色电力。但不并网，剩余电量并网。 可以认为，使用电网电力基本上不是绿色电力。

3、绿色证书不作为企业使用绿色电力的证明。 根据第三条规定，用电企业需使用《绿色用电证书》或直接供电交易结算证明其所使用的电力为绿色电力。 明确指出绿色证书不能作为证明材料。 这意味着购买某种绿色证书并使用电网电力而无法证明是否是绿色电力的情况不再存在。

结合以上内容，不难得出以下结论：

1、国内“终极版”绿氢标准雏形出现。 对于氢能产业来说，国内乃至全球绿色氢能标准的建立是一个难题。 显然，从理论上来看，只有通过电解绿色电力产生的绿氢才能被认为是绿氢。 因此，从上述绿色电力的定义来看，除非电网电力分布均匀，否则就是绿色电力。 否则，只有当地绿色电网或离网风电、光伏电解产生的氢气才能成为绿氢。 因此，这基本上可以视为国内绿氢标准的“终极版”。 事实上，这与欧盟的低碳氢标准类似。 欧盟低碳氢标准第一条规定，直接连接可再生能源发电装置的电解设备产生的氢气被视为低碳氢。 如果不符合要求，才将后续要求定为较低标准，并设置过渡期。 从相关规定来看，中国可能也有类似情况。

2.更多的碳税将支持氢能等新能源的发展。 用电企业需要持续稳定的电力供应。 根据上述绿色电力的定义，意味着一些高耗能、高排放行业要么选择使用电网电力并购买碳排放指标或缴纳碳税，要么需要与发电企业一起等待。 协作构建源网负载存储系统。 据数据测算，2022年中国石化行业仅用于原油开采的用电量就将超过300亿千瓦时。 如果按照平均电网碳排放系数0.5703t CO2/MWh、碳价50元/吨计算，仅原油开采每年就消耗电力。 可贡献10亿元税收支持新能源发展。

概括

总体来说，生态环境部的这个文件执行起来有一定的难度，目前仍然是一个宣言。 下一步如何落实，还需要政策进一步引导。 氢云链认为该文件的定义很可能是最终版本。 由此延伸出来的绿氢的定义也是如此。 该文件对绿色电力的标准以及取消绿色证书的举措必然会设定一个过渡期。 但无论如何，碳市场扩张速度加快，双碳政策开始逐步收紧。 氢能的发展将明显受益。 另一方面，国内碳价虽然较低，但总量较大，对国内氢能发展起到了显着的推动作用。