氢能证书交易体系及其对制氢优化的影响

欧珊珊，江岳文，b

(福州大学 a. 电气工程与自动化学院；b. 智能配电网装备福建省高校工程研究中心(福州大学)，福建 福州 350108)

面对不可再生资源的消耗殆尽以及生态环境逐渐恶化，国际上已采取了一系列减排措施。为完成净零排放的目标，许多国家将具有高密度、洁净与可持续发展等优势的清洁二次能源——氢能作为未来能源技术发展的新方向[1]。在氢能产业的基础设施建设发展中，加氢站建设是其中的重中之重。当前已有大量文献就制氢加氢站优化运行展开研究，文献[2]提出基于电-气-交通耦合，含氢储能和电动汽车的新型电力系统规划方法，通过考虑制氢加氢站耦合电力系统与氢燃料汽车的优化运行，以实现电力系统与交通系统的协同低碳转型，最小化全社会减排成本。文献[3]构建风-氢-电耦合网络规划模型，对制氢加氢站的设备容量进行优化分配，验证了考虑交通流量捕获下制氢加氢站、风电场与电网联合规划模型的有效性。文献[4]研究风-氢-燃-电混合能源系统，同时考虑氢储能和电池储能运行约束，优化考虑混合能源系统容量。文献[5]提出一种基于多智体强化学习的多风氢系统联合优化运行方法，对风电上网功率与制氢加氢站的合约制氢功率进行优化分配。当前对于制氢加氢站的优化运行研究主要集中于在混合网络体系中对制氢加氢站容量的建设与规划。氢能产业作为实现净零排放的方案之一，势必会加入国际贸易体系，欧洲正在建立对氢能产业有建设性作用的氢能交易中心，而我国当前的氢交易以多中心格局为主，尚未形成一个全国性的氢交易所。中国作为能源大国更应当积极参与到氢能交易的体系构建中，深入探索建设氢交易平台、氢定价、绿氢交易以及氢减排市场等方面内容。

目前绿氢由于较高的制备成本未能占据主要市场，文献[6]对绿氢生产成本进行预测，并与蓝氢与灰氢进行比较，得出随着碳价上涨以及可再生能源度电成本的下降，制约氢能健康可持续发展最重要的因素逐步减弱，在未来绿氢成本将可能低于灰氢，使得绿氢成为最佳选择。文献[7]创建了绿氢信用体系，定义氢信用价值为氢能的利用全生命周期中CO2净减排量所体现的价值；同时根据氢气生产与储运过程的碳排量以及氢运营商的补贴情况制定了氢税政策，模拟氢信用体系的发行监管框架，最后评估了氢信用市场的巨大发展潜力。随着碳中和任务的持续推进以及可再生能源发电技术的进步，若能通过更多的市场经济鼓励绿氢产业链的良性发展，解决目前绿氢制取成本较高的问题，这对于绿氢市场的发展前景将大有裨益。《巴黎协定》的全面实施加快了当下构建碳权交易市场以及绿电、绿证交易市场等管控温室气体排放手段的进程[8]，碳配额与交易政策在全球的减排工作方面已卓有成效。现阶段关于激励绿氢的生产消纳与交易方面的有关政策尚少，若通过构建氢能证书交易体系，考虑在绿氢的零碳排特性上给予经济激励，颁布与碳配额具有相同经济价值的氢能证书降低绿氢生产成本，此举可以进一步完善我国的氢交易机制，建立创新型的清洁氢碳减排量交易体系。

对此本文提出关于氢能证书交易体系的研究，为加强氢证体系与现有碳交易市场间的耦合，氢能证书的签发数量对应使用1 t 氢后的碳减排量。氢证可进入碳交易市场流通，为有碳排放需求的个体提供更多元的抵消碳排放量的途径，并将该交易体系应用于制氢加氢站的优化运行中。

1 氢能证书交易体系

1.1 氢证体系构建

氢证体系与碳市场息息相关，氢证市场既受到碳市场波动的影响，同时也会反作用于碳市场，在一定程度上起到稳定碳价格的作用，故在此先简要介绍碳权交易市场。欧美等国家在碳市场体系构建上早我国二十来年，目前他们在整个市场交易机制以及平台搭建方面均较为完善，同时在碳交易量与交易额上也是全球首屈一指[9]。碳交易市场的本质是一种在能源消费过程中对碳排放权力进行交易的市场减排机制，以达到在总量上对温室气体排放进行控制以及资源分配合理化的目的。碳交易市场主要分为政府配额以及自主减排这2种方式：前者为强制性碳市场，排放主体需要强制履行减排义务，由政府进行总量管制，专门的监管机构对碳排放量进行统计汇总，对企业分配碳权，在规定期限内完成碳排放额的清缴并确定碳价与交易方案；后者为自愿性碳市场，主体没有履约义务，自愿购买碳信用证书以实现自身碳中和，多是企业自愿履行社会义务，通过技术减排或绿色碳汇获得碳权实现上市交易[10]。

同理，氢证交易市场也可采用2种机制并行：①强制性氢证市场由政府对氢产商规定以碳排放交易市场为参考的碳排放基准值。若生产与储运灰氢过程中碳排放量超过基准值，将需要在氢证市场购买氢能证书以抵消超额排放的部分灰氢，否则监管部门将强制收取超出部分的碳排放费用。②自愿机制由企业间形成自愿性氢证市场来实现大部分企业对氢能证书的自主交易，氢证书主要通过相关监管部门认证的氢能生产项目获得，用于增强企业自身品牌效益建设以及自愿履行社会责任的义务。此外排放主体可以购买氢能证书换取相应的碳排放权，来实现对碳排放额辅助清缴的目的。氢证市场可帮助被纳入强制碳市场的企业应对在后期难以完成的排放目标，实行证氢分离的形式，持有氢证的企业将拥有与此氢证等价的碳排放配额，生产氢能的企业不仅拥有氢能自身的利用价值，并且随氢证上市交易可获得其绿色环境权益。氢能产业发展早期需要较大的国家补贴，通过氢证体系的逐步扩大应用可获得更大收益，对冲补贴，起到缓解国家补贴压力的作用。氢能证书交易和碳交易之间存在差异，氢能证书不仅为碳减排工作增加了途径，同时涵盖了对氢能源生产、储存、运输和应用等领域氢能源技术和应用的专业能力认证。氢能证书为氢能源行业提供了可追溯性、透明性和可信度，通过认证和标准化的过程，氢能证书能确保氢能源的质量与可持续性。而碳证则主要关注于碳排放减少和对环境影响的认证，没有明确的减排手段或技术限制。尽管氢能源和碳减排都是可持续能源和环境保护领域的重要议题，但氢能证书和碳证在关注的内容和目标上存在明显差异。

虽然氢能证书和碳交易市场有各自的目标和机制，但它们相互影响并存在耦合关系。对氢证的价值考核主要依托于碳权交易市场体系，1本氢证代表在以一定碳市场配额基准值的标准下，制备与储运氢能过程中减少1 t CO2排放而获得的凭证，其价值等价于1 t CO2排放配额在碳权交易市场中的等价价值。在氢气生产过程中可能会产生CO2，根据生产方式不同则可能对应不同的碳排放量，若完全使用可再生能源生产绿氢则在该过程产生的碳排放可降为0。氢气在储存与运输过程中也可能产生碳排放，若采用制氢加氢一体站则可以免去运输过程中交通工具所产生的碳排放，提升整个氢制备应用体系的效率。氢气生产与储运过程中排放CO2的质量越小，则在最终由专门的监管机构对该过程碳排放量进行统计汇总时，计算得到的碳减排量就越大，因此可换得更多的氢证。具体的碳减排量mer向下取整后的结果，即生产储运1 t 氢所对应核发的氢证本数NH。由此可知，生产绿氢对应的碳减排量最高，因而生产1 t绿氢所获得的氢证本数最多，从经济上鼓励氢产商多产绿氢。

(1)

式中：mer为使用1 t氢后的碳减排量，t；ms为生产1 t氢的碳排放量基准值，t；mpr为生产1 t氢所产生的碳排放量，t；mst为储运1 t氢产生的碳排放量，t。由于氢证交易体系建立在碳交易市场上，故暂以与产氢行业碳排相近的燃气机组发电的碳排放基准值作为计算产氢运行过程核发氢证本数的碳排基准值ms。

同时，氢证市场与碳配额交易市场的耦合作用可以缓解碳交易市场供需不平衡等压力，以及解决部分企业难以靠自身完成碳排放需求的问题，为碳交易市场带来更多的碳交易机会和更高的交易量。氢证与碳交易市场的融合应用推动碳交易市场的积极效应，包括提高市场流动性、提高碳权价格的稳定性、为碳权市场的健康发展提供支撑；在环境方面鼓励清洁能源投资，促进低碳经济的发展，降低全球的碳排放量，有助于国家进一步施行“双碳”与净零的目标。

目前中国的碳排放权供大于求，在碳价上远低于欧美国家，随着未来国家减排政策的收紧，将来的排放配额资源不断减少，供需关系改变，预计到2030年碳排放配额的需求可能会增加到目前的15倍或更多，碳价将持续上涨。随着碳配额的收紧，碳排放基准值下降，势必影响氢证价格，若要稳固氢证与碳交易市场，还需不断增大对可再生能源的利用以及提升氢气储运方面的相关技术。未来可能会出现更多关于氢能产业的金融衍生品和投资产品，但这还需要时间和市场的逐步成熟。

1.2 氢证价格经济模型

氢证的价格即为碳交易市场当日碳排放额交易价格，其随着碳市场碳价的波动而改变，见式(2)。

λHC=λCC.

(2)

式中：λHC为氢能证书的价格，元/t；λCC为碳排放额交易价格，元/t。

氢证可以直接在氢证市场(以拍卖形式)或交易所出售，或是可流入碳交易市场进行交易，与碳交易市场的碳排放额具有相同效力，购得1本氢证可获得1 t CO2排放配额用于完成企业所需的既定碳排放目标。氢能生产商所获得的氢证只具有一次交易机会，不得进行二次交易。由氢证价格经济模型可知，氢证价格主要取决于其在碳交易市场中的具体交易情况，即当日碳排放权交易价格。氢能产商的收益除了与氢证本身价格有关外，还与在生产单位氢时所能获得的氢证数量相关，而在规定的产氢碳排放基准不变的前提下，氢气制备和储运过程中的单位碳减排量越大，生产单位氢能即可获得更多的氢证数量。碳排基准值的降低，将减少产氢的相对减排量，使得核发氢证数量减少。碳排放额交易市场加入了氢证后，二者耦合相互影响，碳价格处于高位时，氢证价格随之提升，可起到鼓励绿色发电等清洁能源生产企业的发展，进而激励市场主体能源转型，促进氢证市场的发展构建与推广实施，增强绿氢相对其他能源的竞争优势。

碳权交易市场包括交易主体和服务监管主体，其中服务监管主体包括能源监管机构与相关金融机构，能源监管机构负责碳权交易监管，具体包括核实各项数据、碳排放配额以及氢能证书的真实性与完善交易的合法与透明；金融机构为交易主体提供价值转账服务，由于碳权交易仅是虚拟商品的金融交易，故只完成交易价值的结算和转移。碳权交易市场的交易主体面向各类对碳排放配额以及氢能证书有交易需求的市场主体，可以自由申报碳排放配额以及氢能证书的交易价格与交易量，平台出清匹配结果，将富余的碳排放配额以及氢能证书分配给有碳排放权购买需求的用户[11]。氢能产商经能源部门核发的氢能证书以及新能源电厂的富余碳排放配额，可借助碳交易媒介实现与火电厂及钢铁行业等对碳排放额需求较大的市场主体的多边交易，可以允许一个买(卖)方市场主体与多个卖(买)方按照不同交易价格进行出清结算。氢能证书融合碳权交易市场的交易机制主要如图1所示。

图1 氢证融合碳权交易市场应用架构Fig.1 Application framework of hydrogen certificate fusion carbon trade market

2 考虑氢证交易的制氢加氢站运行优化建模

氢能证书系统鼓励制氢加氢站多产绿氢，当利用零碳排能源进行绿色制氢时，其所获得氢证数量将远大于利用电网电力进行制氢。氢证可用于氢证市场的交易，主要由那些超过碳排放基准生产灰氢的氢能产商购买氢证进行超额部分的清缴；或者通过碳交易市场获得碳排放权或其碳价的等额收益，由难以完成碳排放额清缴的排放主体或有自主减排意愿的企业购买。将氢证系统与氢生产和碳市场交织在一起，建立互利关系，可促进可持续发展并激励氢能行业的减排工作。

制氢加氢一体站主要包括电解槽、压缩机、储氢罐以及加氢设备，其中制氢环节通常是非连续、不稳定的，主要利用风电合约功率进行电解水制氢，当风电不足或电网负荷用电电价较低时，也可以向电网购电辅助制氢，制备的氢气将供给氢负荷或存储于储氢罐中。该单个制氢加氢站系统的目的是通过利用氢证体系促进可再生能源的合理消纳[12]，优化调度风电场每日合约制氢功率与电网辅助制氢功率，使得整个系统在能保证日制氢量中具有相当比例的绿氢产量的前提下，达到收益最大化。

2.1 电解槽模型

质子交换膜(proton exchange membrane，PEM)电解槽具有电解效率高、工作电流密度大、电解槽体积小、易于操作与维护等优点[13]，电解制氢关系可表示为

(3)

根据文献[14]可得在实际生产中，PEM电解槽的电解效率与电解槽的输入功率有关。依据其中PEM电解槽的制氢效率特性模型所得到的电解功率与电解效率数据，可以拟合出电解效率与电解槽的输入功率之间的近似非线性函数关系：

(4)

文献[15]指出PEM电解槽运行时需要满足一定的功率关系式，其中可以得到具体的最佳电解槽输入功率的上下限。PEM电解槽在电解过程中满足的功率如下约束：

(5)

2.2 压缩机模型

实际生产中，常利用压缩机增加气体压强，将低压氢气压缩成高压氢气，以便在储氢罐中存储更大质量的氢气。在氢气由电解槽流入压缩机的过程中，氢气有一定的损失，流到压缩机的氢气量

(6)

(7)

2.3 储氢罐模型

不同容量的储氢罐会影响制氢功率分配情况，为得到更合理的储氢罐容量曲线，避免储氢罐容量设置不当造成成本资源浪费，得到该系统的最大经济效益，考虑将储氢设备的投资成本也纳入收益的优化，以确定储氢设备的最优容量

(8)

式中：Ctank为储氢罐总储氢量，t；hd为电解槽满载运行时长，h。

由于储氢罐具有储氢量下限的要求，储氢罐中可用氢气量为储氢罐中剩余氢气量减去储氢罐下限值。当t时段储氢罐中可用氢气量大于氢负荷需求时，售氢量即为氢负荷需求量，否则只能出售t时段储氢罐中的可用氢气量以保证安全。在储氢罐安全使用过程中，储氢罐中的氢气流量需满足：

(9)

2.4 有功约束

在该系统中的有功功率保持守恒，并且要保证整个系统的日制氢量中绿氢比例为θGH以上，风电出力均为绿电，电网每个时段绿电比例为θGE，其约束可表示为：

(10)

2.5 目标函数

将氢能证书体系与制氢加氢站相结合，通过可再生能源制绿氢以及电网功率制氢两部分获得不同数量氢证，氢证可用于氢证市场交易。制氢加氢站通过向氢用户出售氢气以及向氢证交易市场或碳交易市场出售氢能证书来获得收益。不同的制氢功率来源将影响该过程中所核发的氢证数量，进而影响系统收益。站内运行成本包括：向风电场与电网购电的费用，电解槽与储氢设备的运维费用以及储氢罐的日均投资成本；在制氢加氢站与风电场的合约制氢功率不足的情况下，制氢加氢站也可向电网购电。可以根据具体优化结果合理选择风电场与制氢加氢站之间签订的合约。制氢加氢站的效益最大化的目标函数为：

(11)

2.6 优化策略以及算法

首先计算风电以及电网功率制氢方案下氢证核发量，不同生产方式对应不同数目的氢证核发量。对氢证交易与制氢加氢站的相关参数进行合理设置。依据1.2节与2.1—2.5节的考虑氢证交易的制氢加氢站优化模型，进行优化求解，若无法得到收敛结果，则对部分约束进行一定松弛，得出的优化结果即为制氢加氢站向风电场与电网的购电决策方案。最后通过不同的风电购电策略场景对比，评估氢证交易体系的价值。其中式(3)、式(4)中的非线性部分采用分段线性的方法，将上述模型转化为混合整数线性模型，再利用商业求解器Gurobi求解，最后得出制氢加氢站优化调度结果。制氢加氢站优化运行策略如图2所示。

图2 考虑氢证交易的制氢加氢站优化运行策略Fig.2 Optimal operation strategy of hydrogen production and hydrogenation station considering hydrogen certificate trade

3 算例分析

3.1 算例描述

为了提高制氢站绿氢的比例，该制氢加氢站与风电场签订长期合约，优化调度风电场每日合约制氢功率与电网辅助制氢功率，使得整个系统在能保证日制氢量中具有相当比例的绿氢产量的前提下，达到收益最大化。根据风电场长期发电量曲线情况得到其典型日曲线，后文将就风电购电量讨论3种不同的合同签署策略，在算例中确定选取最优的风电合约比例的购电方式。该算例计划保证日售氢量中的50%以上为绿氢，推动氢证以及碳权交易市场发展，促进可再生能源消纳。算例基本参数见表1。

表1 算例参数Tab.1 Example parameters

3.2 氢能证书核发量计算

不同生产储运方案下的氢能生产项目具有不同的碳减排量，将在相关监管部门认证后核发相应数量的氢能证书。该案例中包含了风电制氢以及电网制氢2部分，分别对应不同数目的氢证核发量。电网制氢功率的碳排放量计算参考目前福建电网功率的碳排放因子数值情况，其中涉及的碳排放因子数值的确定由用电高峰时段的火电占比58%[19]，以及其他时段火电占比30%的比例计算得出。由于该部分制氢的生产储运过程中产生的碳排放值超过了对应的碳排放基准，即单位碳减排量为负数，此时需要在氢证交易市场或碳交易市场购买氢证或碳排放配额抵消超出部分，否则监管部门将强制收取超出部分的碳排放费用。具体数值见表2。最后根据各部分氢能的生产总量计算得出核发相应的氢能证书总量。

表2 不同产氢方案下的碳减排表Tab.2 Carbon emission reduction under different hydrogen production schemes

3.3 氢证体系影响分析

3.3.1 不同方案下有无氢证交易分析

本文假设调度时间间隔为1 h[20]，日氢负荷需求总量为4 t。为合理利用电力资源，降低成本，氢系统运行将遵从峰谷电价机制，电网分时段电价见表3。

表3 分时段电价与不同方案下的合约比例Tab.3 Time-sharing electricity price and contract proportions under different schemes

方案一：考虑氢证交易，与风电场的合约电量为各个时段风电场发电量的同一比例，该比例大小为优化变量。

方案二：考虑氢证交易，与风电场的合约电量比例随峰平谷电价时段发生变动，则在不同时段对应不同的优化比例值。

方案三：不考虑氢证交易，与风电场的合约电量比例随峰平谷电价时段发生变动，则在不同时段对应不同的优化比例值。

根据3种方案的优化结果在均满足每日氢负荷前提下，得到对应的合约比例，见表3。

3种合约方式下各参数单日总量见表4。通过合约比例可以看出，方案二、三相对于方案一而言，制氢加氢站具有更大的灵活性，可以随着不同的上网电价而调整风电合约电量，确定更恰当的风电合约比例，有利于整体收益。同时方案二、三的高灵活性减小了储氢罐储氢量，实现储氢罐投入成本、购电成本的降低，以及对可再生能源的利用。

表4 不同方案的单日参数值对比Tab.4 Comparisons of single-day parameter values of different schemes

方案三的电解槽输入功率来源的最优分配与方案二相比，分配的整体趋势相似，但方案二的风电部分比例较大。结合表4数据可知，方案二相比于方案三单日风电总用电量上升约51.8%，以及单日风电总用电量占制氢加氢站总用电量的比例增长约31.0%。同时由于多了出售氢证的收入，系统整体收益增长7.5%；单日碳减排总量减少25.4 t，降低了约66.1%。方案二中单日生产4 t氢气，其中3.28 t绿氢，可获得相应约65本氢能证书用于市场交易或缴纳企业自身所需配额；灰氢0.72 t，该部分灰氢超过生产储运氢气所定的碳排放基准，需要2本氢能证书来扣除该部分灰氢的超标碳排放。显然氢证系统主要考虑了氢气的环境效益，鼓励氢能生产企业消纳可再生能源，主动扩大生产绿氢蓝氢，减少在生产储运过程中产生高碳排的灰氢的生产。通过出售氢能减排效益获得氢证，推动氢证市场与碳权交易市场的流通和发展，将为氢能产业吸引更多投资者的注意。

3.3.2 绿氢占比分析

根据方案二与方案三的优化结果，分别得到2种方案下单日不同时段出售的氢气中绿氢质量与灰氢质量占比曲线，如图3与图4。由图3与图4的对比中可以看出：虽然氢负荷需求变化大，但在方案二中氢证体系下的制氢量较为平均，和缓的制氢情况有利于制氢加氢站中风电与电网功率结合运行的稳定。同时在上网电价高的阶段，电网功率可以顺利替换为风电出力，在较高氢负荷需求下达到绿氢高占比的指标，出售绿氢质量增长46.4%，绿氢占售氢总质量的比例增大近25.8%，加入氢证体系使得绿氢占比进一步增大，在高收益的同时又取得了环保减排的成果。

图3 方案二绿氢质量与灰氢质量占比曲线Fig.3 Ratio curves of green hydrogen mass to gray hydrogen mass of scheme Ⅱ

图4 方案三绿氢质量与灰氢质量占比曲线Fig.4 Ratio curve of green hydrogen mass to gray hydrogen mass of scheme Ⅲ

4 结论

本文构建了氢能证书体系，即一种通过以目前碳排放基准为标准衡量氢气替代高碳排燃料的减排效益的模式，利用氢气带来的减排效益可获得等价的氢能证书，该氢能证书作为碳减排凭证或等量碳排放配额进行交易，可在氢证市场直接交易或流入碳市场获得碳权排放的相应收益。算例分析结果表明：

a)氢证市场的提出是响应当前气候问题的举措，它支持和鼓励氢能产业的发展。氢证市场与碳交易市场的耦合主要体现在可将氢证等同碳排放配额进入碳交易市场交易，缓解碳交易市场的压力，增加碳市场的流动性，实现对碳交易市场的积极效应。氢证价格主要受碳交易市场的影响，由市场当前的供需关系决定。而生产单位氢所获氢证数量主要由产氢的碳排放基准值以及制氢方案共同影响。

b)氢证交易的加入激励系统多产绿氢，出售绿氢产量增长46.4%，绿氢占售氢总质量的比例增大25.8%，制氢加氢站系统总收益增长7.5%。氢证鼓励氢能产商多产绿氢，以此增加整体收益以及对可再生资源的消纳，而产灰氢可能导致制氢过程排碳量超过碳排放基准，还需购买氢证抵扣碳排放超出的部分，降低系统收益。

c)在目标函数为系统收益最大的情况下，增加氢证交易使得制氢加氢站对风电的利用增加51.8%，风电出力占制氢加氢站总消耗功率的比例增大31.0%。单日碳排放总量减少25.4 t，降低了约66.1%，氢证系统在风氢联合运行中，积极促进了风电消纳。