報告 | 氫能1+N政策體系已行至何處？

國投證券近日發布的報告認為，我國在氫能政策方面有重大突破：

一是逐步放開綠氫生產環節的危化品限制，氫能能源屬性有望進一步明確。

我國長期以來將氬規到危化品管理，一定程度上限制了綠氫的生產應用場景拓展和經濟性改善。2022年，《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035）》首次明確氫能是未來能源體系的重要組成部分；2023年，習近平主席赴地方考察時多次提到氫能的能源定位；目前，吉林、內蒙古、新疆等地明確允許制加氫一體站和新能源制氫項目在非化工園區生產，綠氫生產無需取得危化品許可證。從綠氫生產環節開始，氫能的能源定位在逐步落地。

二是綠氫項目或給予新能源直接并網支持，或直接匹配新能源指標。當前綠氫項目IRR偏低，為推動項目開展，省級層面已出臺兩類配套新能源支持政策：

（1）以內蒙古為代表，并網型綠氫項目年上網電量不超過年總發電量的20%，考慮到綠色認證，進一步規定項目年下網電量不超過項目年總用電量的10%。

（2）以新疆為代表，按年產1萬噸氫支持30-45萬千瓦市場化并網光伏或相當規模風電，所發電量并網消納。新能源指標或并網支持一定程度上可改善項目IRR。

三是綠氫直接補貼與電價支持并行，期待后者有進一步動作。

目前市級層面已部分出臺綠氫直接補貼或電價支持政策。直接補貼多采用退坡補貼形式，如鄂爾多斯2023-2025年綠氫單位補貼分別為4/3/2元/公斤，寧東地區則針對應用于化工領域的綠氫補貼5.6元/公斤。

氫能產業發展中長期規劃提到“研究探索可再生能源發電制氫支持性電價政策”，目前國內明確出臺電價支持政策的地區主要是四川省的成都市和攀枝花市。其中，成都市對制氫設計能力500Nm/h（含）以上企業，按實際用電量給予0.15-0.2元/kh電費補貼，年補貼額最高不超過2000萬元。以0.175元/kWh的補貼和系統單耗5kWh/Nm3測算，單個制氫企業每年最高補貼1.14億度電，對應的制氫能力為2078噸/年。