12月26日，生态环境部、国家能源局联合发布《温室气体自愿减排项目方法学 可再生能源电解水制氢（CCER—01—004—V01）》等2项方法学的通知。

2025年，全国温室气体自愿减排交易市场建设持续强化，温室气体自愿减排项目方法学制定不断提速，市场支持领域稳步拓展。截至目前为止，生态环境部已累计发布《温室气体自愿减排项目方法学海上油田伴生气回收利用》 《温室气体自愿减排项目方法学陆上气田试气放喷气回收利用》《温室气体自愿减排项目方法学陆上油田低气量伴生气回收利用》等十余项方法学。这些方法学具备覆盖行业领域广、温室气体种类多、结合国情推出“中国创新”等特点，坚持诚信和自愿原则，着力动员全社会减排热情，持续激发市场活力，提升市场效率，推动建成高质量自愿减排交易市场。

本文从项目减排收益与经济效益两个角度，对目前已发布的CCER方法学进行介绍，为各绿色低碳企业今后开发CCER项目提供参考：

01.

甲烷体积浓度低于8%的煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯利用

（CCER-10-001-V01）

目前，对甲烷体积浓度低于8%的煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯，采用无焰氧化技术进行分解销毁，并利用分解产生的热能发电、供热等类型项目在符合《煤矿安全规程》等法律法规要求，符合行业发展政策的前提下，可以申请温室气体自愿减排项目。方法学不适用于人为将甲烷体积浓度大于8%的煤矿瓦斯进行稀释后得到的煤矿低浓度瓦斯。

此外，使用本方法学申请的项目，分解销毁技术暂仅限于无焰氧化技术。

减排潜力：根据我国公布的温室气体清单，2018年，煤炭开采的甲烷排放量为5.3亿吨二氧化碳当量，占全国甲烷排放总量的39.3%、全国温室气体排放总量的4.5%。据估算，当前已建项目可产生减排量约为每年450万吨二氧化碳当量。到2030年，项目可产生减排量预计每年将增加至约2000万吨二氧化碳当量。

企业收益：山西某煤矿氧化热电联供项目总投资为1.1亿元，供热和发电合计年收入2019万元，项目年运营费用1080万元，收益率仅为4.55%。如果有CCER收入（年减排量18万吨二氧化碳当量，每吨二氧化碳当量价格为100元）的情况下，收益率可达到约10%，激励效果显著。

02.

公路隧道照明系统节能

（CCER—07—001—V01）

法学规定在保障隧道运营安全的前提下，采用高光效隧道照明灯具并选配智能照明控制系统，且符合方法学适用条件的公路隧道照明系统节能项目可设计和审定温室气体自愿减排项目，以及核算和核查温室气体自愿减排项目的减排量，对促进高光效公路隧道照明灯具和智能照明控制系统等节能技术的推广应用，助力公路隧道运营绿色转型具有重要意义。

减排潜力：根据公开数据测算，每年我国公路隧道运营能耗约为106.7亿kW•h（千瓦时），折合碳排放量超过600万吨CO2，其中公路隧道照明系统占比为60%—80%。随着本方法学的实施，对有关隧道产权方将产生正向激励作用，促进相关技术的应用推广，预计采用高光效照明灯具和智能照明控制技术的隧道可逐步提高到30%。方法学发布后，预计当前潜在项目的年减排量约为20万吨CO2，至2030年减排量有望增加至80万吨CO2。

03.

陆上气田试气放喷气回收利用方法学

（CCER—10—003—V01）

本方法学的减排机理是将原本燃烧的试气放喷气处理成可利用的产品，通过输送系统外销，避免项目区域内的其他天然气产生的温室气体排放。方法学适用于常规天然气井、页岩气井和致密气井的试气放喷阶段，不包括煤层气井的试气放喷阶段。此外，在计算减排量时，方法学对可计入减排量的回收时间进行了规定，常规天然气井回收时间不超过7天，页岩气井和致密气井回收时间不超过21天。

减排潜力：目前，全球范围内尚未建立起针对试气放喷气回收项目的市场化减排激励机制和政策支持体系。国际自愿碳减排标准体系（如核证碳标准、黄金标准等）现有的油气行业方法学中，均未包含专门针对试气放喷气回收的核算方法。此次编制的《陆上气田试气放喷气回收利用方法学》具有开创性意义：通过回收这部分原本在放喷池直接燃烧的试气放喷气，形成可以给用户使用的天然气产品，进而减少用户使用新开采的天然气，可以减少燃烧新开采天然气时产生的二氧化碳排放，一定程度上减少温室气体的排放，同时降低气田开发对环境的影响，在实现资源回收利用、提高能源利用效率之余，也为实现国家自主贡献目标提供支持。

04.

陆上油田低气量伴生气回收利用

（CCER—10—004—V01）

方法学确定的申请CCER项目规模门槛是，项目回收的伴生气来自于陆上油田，且同一站场（厂）内伴生气处理系统设计总规模小于每天3万立方米，那些将伴生气有效资源化利用的小规模分散型项目以及目前条件下不具备经济可行性的项目提供了激励机制。

减排潜力：据估算，当前已建项目可产生减排量约为每年30万吨CO2e。到2030年，项目可产生减排量预计将增加至每年约150万吨CO2e。

企业收益：以黑龙江省某项目为例，伴生气源规模仅为每天1.5万立方米，目前收益率为5%左右，经计算，获得CCER收益后，收益率可提升至约8.5%，激励效果显著。

05.

海上油田伴生气回收利用

（CCER—10—002—V01）

适用本方法学的项目必须满足两个条件：一是项目回收的伴生气来自于海上油田，并用于生产管输天然气、液化天然气、压缩天然气、液化石油气等产品；二是项目获得批复前生产设施与陆地之间无海底输气管道。对于仅采取伴生气净化处理措施并通过已建海底管道进行外输的项目，内部收益率可以达到行业基准，因此未纳入项目适用条件。

减排潜力：经估算，当前已建项目可产生的年减排量约为25万吨二氧化碳，至2030年的年减排量可增加至约100万吨二氧化碳。

企业收益：以某新建海管伴生气回收利用项目为例，年回收天然气约1亿方，年减排量约16万吨。CCER按80元/吨估算，每年可为伴生气项目增加收益1280万元。

06.

中深层地热能井下换热供暖技术应用工程

（CCER—01—003—V01）

方法学适用于载热介质在中深层同轴套管井或对接井中循环取热的井下换热建筑供暖技术应用工程。浅层地（水）源热泵、中深层水热型抽采回灌等地热能供暖工程不适用于本方法学。

此外，鉴于中深层地热能井下换热供暖工程的初投资大、井下换热能效偏低、供暖负荷受环境温度影响不确定性等因素，设置调峰设备可以让地热能充分发挥其减排效果。方法学在原天然气锅炉调峰基础上，补充了空气源热泵等设施，扩大了调峰设备的选择空间。

目前，全球范围内尚未建立起针对中深层地热能井下换热供暖的市场化减排激励机制。国际自愿碳减排标准体系（如核证碳标准、黄金标准等）现有的供暖行业方法学中，均未包含专门针对中深层地热能井下换热供暖的核算方法。本方法学为国际自愿减排交易机制的发展贡献了“中国方案”。

减排潜力：截至2025年供暖季，全国中深层地热能井下换热供暖技术应用面积约1500万平方米，已经建成尚未运行和在建工程供暖面积约5000万平方米。工程应用主要分布在陕西、甘肃、山东、河南、河北、湖南、北京、山西、吉林、辽宁、黑龙江等省市。

企业收益：企业获得CCER收益的多少与采用井下换热技术供热体量大小有直接关系，根据对多个典型示范工程的调研和测算，每百万平方米井下换热技术的应用可每年获得收益约100万元-150万元，一定程度提升了技术应用的经济性，为井下换热技术在“十五五”期间规模化应用提供了强有力支持。

07.

规模化猪场粪污沼气回收利用工程

（CCER—15—001—V01）

按照方法学申请CCER的项目，对应规模化猪场应在场区内配套建设厌氧消化反应器，必须对所产生的沼气进行回收利用，利用方式至少应包括沼气发电、直接向用户供应沼气或生产生物天然气中的一种，以促进畜禽粪污的资源化和能源化利用和双碳目标的实现。

需要特别注意的是，方法学不适用于处理混合原料的沼气工程，具体而言，凡是涉及到多个猪场粪污混合，或猪场粪污与其他畜禽粪污、作物秸秆、尾菜等一种或多种农业废弃物混合的沼气工程项目，均不符合本方法学的申请范围。

减排潜力：根据国家温室气体清单报告，2021年我国畜禽粪便管理甲烷排放量为1.1亿吨二氧化碳当量，其中，生猪粪便甲烷排放占比达70%左右。

企业收益：通过建设以厌氧消化反应器为核心的沼气工程，不仅能有效避免粪污甲烷的直接排放，还可将沼气用于发电、供气或生产生物天然气，替代化石能源，实现环境效益与能源效益的双重提升。

08.

农业废弃物集中处理工程

（CCER—15—002—V01）

本方法学支持畜禽粪污、秸秆、尾菜等农业废弃物通过以厌氧反应器为核心的集中处理工程进行处理，在避免液体、固体粪污等在贮存环境中产生甲烷排放的同时，收集的沼气用于发电、直接供给用户或生产生物天然气，进而通过替代化石能源减少二氧化碳排放。

适用这一方法学的项目必须满足如下条件：处理的农业废弃物应为畜禽粪污、作物秸秆、尾菜等一种或多种混合物；农业废弃物集中处理工程的项目业主应与畜禽养殖和种植场户签署合作协议，明确各自责任和义务，确保减排项目和减排量不重复申报；项目外供的电能、沼气和生物天然气应独立计量和独立结算；集中处理工程应包括沼气工程，且应满足国家法律、法规和国家及行业标准要求；沼气必须进行回收利用，回收利用的方式至少包括发电、供应沼气、生产生物天然气中的一种；沼渣沼液贮存或处理后应进行农田利用；项目监测数据应与全国碳市场管理平台联网，减排量产生于项目相关监测数据联网（完成联网试运行）之后等。

规模化猪场在场区内配套建设的沼气工程考虑到其主要目的是处理本场产生的粪污以及防疫等要求，一般不添加秸秆，因此不适用这一方法学。

减排潜力：在减排潜力方面，经估算，当前符合方法学要求的项目可产生的年减排量约为300万吨—500万吨CO₂e。

企业收益：以山东省某集中处理工程为例，其每天处理1800吨粪污和秸秆垫料等农业废弃物，生产的沼气用于发电、生产生物天然气等。项目建设投资额为8700万元，年运行费用为480万元，运行收入为800万元。在没有自愿减排项目的情况下，项目回收期预计为10.5年。如果项目开发为自愿减排项目，需增加沼气流量、沼气浓度、输出电量和生物天然气的监测仪表及数据联网系统费用，再加上项目审定和每年核查费用、网络运行费用，年减排量按照6万吨—8万吨计算的话，项目的回收期预计缩短为8.5年，可明显改善投资回报率。但如果项目规模较小，温室气体减排收益会下降。在监测仪表和核查费用降低幅度不大的情况下，自愿减排项目的吸引力就会减弱。

09.

滨海盐沼植被修复

（CCER—14—003—V01）

方法学给出了项目的“适用条件”。在项目申请时应重点关注以下几个问题：一是在项目开始前两年，项目边界内的地块应为无植被滩涂或清退后的人为活动占用滩涂，即要求植被盖度低于5%。植被盖度高于5%的地块仍具备自然恢复的潜力，若将此类地块纳入，其产生的碳汇将无法区分是来自项目干预还是自然过程，无法证明该项目具备额外性。二是项目边界内的海域或土地权属、减排量权属必须清晰。权属不清将产生项目开发与收益归属争议，增加交易风险。

此外，为进一步有效降低项目成本，符合相应方法学要求且属于同一项目所有者的红树林营造、滨海盐沼植被修复及海草床植被修复项目，可合并申报温室气体自愿减排项目。

减排潜力：据文献报道，20世纪50年代，我国滨海盐沼面积达76.55万公顷，《2023年中国海洋生态预警监测公报》显示我国滨海盐沼总面积约11.32万公顷，如果针对约65万公顷的滨海盐沼退化区域全部开展植被修复，年减排量潜力将达到近370万吨CO2e。在统计了目前已经完成的滨海盐沼植被修复面积和项目中涉及的滨海盐沼植被修复总面积后，通过计算，当前已有项目可产生的年减排量约为3.7万吨CO2e，到2030年年减排量可增加至约7万吨CO2e。

10.

海草床植被修复

（CCER—14—004—V01）

考虑与国家温室气体清单计算边界一致，方法学暂不考虑海草床（草本植被）生物质形成的清除量，仅考虑土壤的碳汇作用。同时，考虑到海草床植被修复后，土壤中有机碳和氮的累积可提高甲烷和氧化亚氮气体的排放速率，方法学在计算清除量时也采用保守性的原则，将这两种温室气体产生的排放量在清除量中予以扣减。

减排潜力：基于全球和我国报道的人工修复海草床中土壤碳储量的变化速率，据估算，每公顷海草每年可清除约2吨碳。

企业收益：海草床植被修复是不以营利为目的的海洋生态保护修复活动，其根本目标在于恢复退化的海草床生态系统功能。因此，对社会主体而言，项目带来的收益不仅体现在直接的经济回报上，更重要的在于其产生的综合生态效益，包括通过植被修复重建消浪护岸的物理屏障、恢复海域生物栖息地以维持生物多样性、改善近岸水质并提升生态系统稳定性，最终实现区域生态服务能力的系统性提升。

11.

淤地坝碳汇

（CCER—14—005—V01）

淤地坝碳汇主要依托淤地坝工程，增汇量主要来自土壤有机碳的增加。淤地坝碳汇项目充分考虑坝地表层土壤增汇过程，将计入期设置为10至40年。在土壤增汇量核算方法上，淤地坝土壤碳汇依据实测土壤有机碳采用库差法计算。

方法学在方法论上严格遵循了国际公认的碳汇核心原理，即通过水土保持工程促进植被恢复和土壤有机碳积累，提升生态系统吸收和储存二氧化碳能力，同时与黄土高原地区独特的自然条件进行了深度耦合，是基于自然解决方案的固碳机制。其“物理拦截＋生物固碳”的双重机制，是国际上首次提出的淤地坝核证自愿减排方法，为全球气候治理贡献了中国方案。

减排潜力：根据2024年黄土高原地区淤地坝调查成果，按目前方法学估算，当前已建淤地坝可产生的二氧化碳年减排量约为30万吨，至2030年可增加至64万吨。前期摸底显示，相关地方参与淤地坝碳汇项目开发积极性很高，方法学发布后，预计有一批登记项目，二氧化碳年减排量可达7万多吨，对推动实现国家自主贡献目标具有非常积极的作用。

企业收益：方法学在编制过程中充分考虑了项目开发成本降低的问题，包括：一是碳汇核算主要采用计量参数缺省值和计算模型，尽可能减少项目业主自行监测参数数量，保障数据可靠性和一致性，降低项目开发成本和监管成本。二是优化开发方式，提出“同一县级行政区域内多个淤地坝（淤地坝系）可合并申请”，降低开发成本，提升交易价值。三是方法学提出，在满足精度的前提下，参数取值可选择低成本、易操作的方法。

12.

既有公共建筑围护结构与供暖通风空调系统能效提升

（CCER—06—001—V01）

公共建筑围护结构包括围合建筑空间的屋面、地面、墙体、门、窗、幕墙、挑出楼板等，是建筑与外界热量交换的主要载体。方法学聚焦围护结构热工性能提升，重点关注外墙、门窗以及透明幕墙和采光顶等部位。通过优化外墙的保温隔热性能，采用高效保温材料和先进的保温构造技术，可有效减少热量的传递，降低冬季供暖和夏季空调的能耗。同时，对门窗进行升级，如换整窗、加窗，以及更换透明幕墙、采光顶等，能够显著提升门窗的气密性和保温隔热性能，进一步减少热量损失，降低建筑的冷负荷。

供暖通风空调系统可借助更换热泵机组或高效机组、实施热回收、增设变频水泵/风机、优化供暖空调风系统、供暖空调水系统和智能控制等方式以实现能效跃升。方法学中在供暖通风空调系统改造方面，主要聚焦于建筑冷热源的替换，例如更换高效冷水机组、热泵机组、更换多联式空调（热泵）机组等。高效冷水机组采用先进的制冷技术和节能控制系统，能够在满足建筑制冷需求的同时，大幅降低能耗。热泵机组则利用可再生能源（如空气能、地热能等）作为热源，通过高效的热交换过程，实现高效制热和制冷，不仅节能效果显著，还减少对传统化石能源的依赖，降低碳排放。

其中，既有公共建筑围护结构和供暖通风空调系统能效提升不需要同步申请，两者可同步提升也可分开实施。但建议同步实施改造，因其减排效果更优，不仅能协同降低能耗，减排效率更高，且可降低整体改造的二次成本。如确实若受资金、施工条件限制，可优先改造能耗占比更高的环节。

减排潜力：根据估算，可纳入到方法学支撑范围内的项目，到2028年预计年减排量约为46万吨二氧化碳，到2030年预计年减排量约为80万吨二氧化碳，到2035年预计年减排量可增加至约160万吨二氧化碳。

企业收益：受改造成本、能耗降低幅度、CCER交易价格影响，多数项目收益率可提升3%—8%。控制开发成本是CCER项目成功实施的关键，为此，本方法学根据建筑节能减排的特征，构建了多个建筑可以打包申报的机制，有效降低了开发成本。从成本来看，项目按照“谁投资、谁受益”的原则，如果是业主和所有权人投资，改造后的节能减碳收益属于业主和所有权人；若采用合同能源管理模式，项目由第三方主体投资，分摊了投资成本，收益可按合同约定在业主与第三方投资机构之间分配。

13.

可再生能源电解水制氢

（CCER—01—004—V01）

可再生能源电解水制氢方法学有明确的适用条件。可以申请的项目需是新建的可再生能源电解水制氢项目，消耗的电力主要源自项目自有的风力或光伏发电厂，而且项目自有的可再生能源电厂及所产氢气未参与其他减排机制或用于可再生氢产品的强制使用。

鉴于新建项目更便于规范监测减排效果，且契合行业快速发展阶段对新增优质产能的需求，方法学目前只覆盖新建项目，现有设施的改造项目不在范围内。除此之外，为避免环境效益重复计算，使用购买绿证实现可再生能源电力制取的氢气也不可以申请减排量。另外，考虑到上游可再生能源的减排效益，使用水电、生物质能、光热等其他可再生能源电力的项目也不在这一方法学覆盖范围内。

减排潜力：根据国家能源局发布的《中国氢能发展报告（2025）》，截至2024年底，全国规划建设的可再生能源电解水制氢项目已超过600个，已建成项目超90个，形成产能约12.5万吨/年，主要分布在华北和西北地区。据估算，当前已建成的符合条件的项目年减排量约157万吨二氧化碳当量。预计到2030年，可再生能源制氢量有望达到约500万吨，年减排量预计将增长至约6000万吨二氧化碳当量，未来减排潜力巨大。

企业收益：方法学的受益群体广泛，主要为制氢项目业主，特别是已在华北、西北等风光资源富集地区布局项目的绿氢业主方。当前已建成的90多个项目在形成产能后可直接受益。风力发电、光伏发电等新能源电站也将因市场需求扩大而间接受益，拓宽非电利用的途径，缓解新能源消纳难题。更重要的是，这一方法学将进一步刺激绿氢产能释放，下游钢铁、合成氨、炼化等工业用户可获得稳定的绿氢来源，支持其深度脱碳。根据现有规划项目数量和产能目标看，受益的产业链企业数量将是相当可观的。以典型项目为例：内蒙古某风光制氢项目的总投资约10亿元，年制氢7000余吨。在不考虑CCER收入时，项目投资回收期约9.21年，内部收益率约4.34%。按当前CCER市场价格测算，项目年减排量收益可达约2000万元。获得CCER收益后，项目投资回收期可缩短至约8.77年，内部收益率得到一定提升。青海某光伏制氢示范项目的规模较小，其CCER年收益约16万元，也能有效改善项目现金流。可见，CCER收益能有效弥补绿氢目前的成本劣势，加速投资回收。

14.

电气设备六氟化硫回收和净化

（CCER—11—001—V01）

本方法学适用于66千伏及以上电压等级的六氟化硫电气设备（如GIS组合电器、断路器、变压器等）在检修或退役时，对设备气室内的六氟化硫气体进行回收、净化并回用的项目活动；不适用的类型有三类，一是使用六氟化硫替代气体的项目，这类项目与本方法学减排量计算逻辑完全不同。二是66千伏及以下电压等级的六氟化硫设备回收、净化项目，因其可以使用其他气体替代六氟化硫。三是非电气领域的应用，如半导体制造、冶金等行业中的六氟化硫使用场景，因其排放源分散、技术路线不成熟。

适用条件方面，覆盖范围包括所有电气设备使用场景（包括发电、交通、油气等领域），更有利于强化六氟化硫回收净化技术减排行为的支持力度。

方法学设计最核心的理念是通过市场机制将环境效益转化为经济效益，推动六氟化硫从“资源消耗”向“资源循环”转变。其精髓在于利用CCER收益破解“高成本、低收益”的行业困境，激励企业将检修和退役环节的“必然排放”转化为可测量、可核查的减排量，实现温室气体减排与资源高效利用的双重目标。这一理念体现了碳市场机制引导行业绿色低碳转型的深层逻辑，为非二氧化碳温室气体管控提供了可复制的路径。

减排潜力：当前，我国大量六氟化硫电气设备进入检修更替期，年处理需求达数千吨。

企业收益：六氟化硫回收净化项目本质上是一种完全不具备经济收益的投资行为，其操作成本远高于直接采购新气的费用。通过CCER项目企业收益可实现显著改善，具体提升幅度取决于项目规模和处理量，以年处理60吨六氟化硫的大型项目为例，可从完全没有收益到基本覆盖成本。