国投证券4月25日研报：氢能"1+N"政策体系已行至何处？

逐步放开绿氢生产环节的危化品限制，氢能能源属性有望进一步明确

多年来，我国将氢视为危险化学物质进行管理，这在某种程度上制约了绿氢生产和应用市场的扩展以及经济效益的提高。然而，自2022年以来，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》首次明确指出，氢能将成为未来能源体系的重要组成部分；2023年，国家高层多次强调氢能的能源地位。目前，吉林、内蒙古、新疆等地已经明确允许制加氢一体站和新能源制氢项目在非化工园区进行生产，绿氢的生产不再需要获得危险化学品许可证。从绿氢生产环节开始，氢能的能源地位正在逐步落实。

绿氢项目可能会得到新能源直接并网的支持，或者直接与新能源指标相匹配

当前绿氢项目的内部收益率（IRR）相对较低，为了推动项目的实施，省级层面已经出台了两种类型的配套新能源支持政策：

（1）以内蒙古为例，并网型绿氢项目的年上网电量不得超过年总发电量的20%，考虑到绿色认证，进一步规定项目年下网电量不得超过项目年总用电量的10%。

（2）以新疆为例，按照年产1万吨氢的标准，支持30-45万千瓦的市场化并网光伏或同等规模的风电，所产生的电力将被并网消纳。新能源指标或并网支持在一定程度上可以提高项目的IRR。

绿氢的直接补贴和电价支持同时进行，期待后者能够有更进一步的行动

目前，市级层面已经部分出台了绿氢的直接补贴或电价支持政策。直接补贴通常采用退坡补贴的形式，例如，鄂尔多斯在2023-2025年对绿氢的单位补贴分别为4/3/2元/公斤，而宁东地区则对应用于化工领域的绿氢提供5.6元/公斤的补贴。

《氢能产业发展中长期规划》中提到"研究探索可再生能源发电制氢的支持性电价政策"，目前国内明确出台电价支持政策的地区主要是四川省的成都市和攀枝花市。其中，成都市对制氢设计能力在500Nm³/h（含）以上的企业，按照实际用电量给予0.15-0.2元/kWh的电费补贴，年补贴额最高不超过2000万元。以0.175元/kWh的补贴和系统单耗5kWh/Nm³计算，单个制氢企业每年最高可获得1.14亿度电的补贴，对应的制氢能力为2078吨/年。

报告建议

当前，我国氢能"1+N"政策体系正在逐步完善，行业应遵循一个思路、两条线索：一个思路是寻找确定性高的价值增值环节，两条线索分别是制氢系统和制氢现场连接终端消纳的储运环节。建议关注石化机械、华光环能、海鸥股份、禾望电气、科威尔、中集安瑞科、冰轮环境、蜀道装备和富瑞特装等公司。