氢能“1+N”政策体系已行至何处？

2024年04月25日 电力设备及新能源 氢能“1+N”政策体系已行至何处？ 行业专题 证券研究报告投资评级领先大市-A维持评级 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。我国长期以来将氢规到危化品管理，一定程度上限制了绿氢的生产应用场景拓展和经济性改善。2022年，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》首次明确氢能是未来能源体系的重要组成部分；2023年，习近平主席赴地方考察时多次提到氢能的能源定位；目前，吉林、内蒙古、新疆等地明确允许制加氢一体站和新能源制氢项目在非化工园区生产，绿氢生产无需取得危化品许可证。从绿氢生产环节开始，氢能的能源定位在逐步落地。 绿氢项目或给予新能源直接并网支持，或直接匹配新能源指标。当前绿氢项目IRR偏低，为推动项目开展，省级层面已出台两类配套新能源支持政策：（1）以内蒙古为代表，并网型绿氢项目年上网电量不超过年总发电量的20%，考虑到绿色认证，进一步规定项目年下网电量不超过项目年总用电量的10%。（2）以新疆为代表，按年产1万吨氢支持30-45万千瓦市场化并网光伏或相当规模风电，所发电量并网消纳。新能源指标或并网支持一定程度上可改善项目IRR。 绿氢直接补贴与电价支持并行，期待后者有进一步动作。目前市级层面已部分出台绿氢直接补贴或电价支持政策。直接补贴多采用退坡补贴形式，如鄂尔多斯2023-2025年绿氢单位补贴分别为4/3/2元/公斤，宁东地区则针对应用于化工领域的绿氢补贴 5.6元/公斤。氢能产业发展中长期规划提到“研究探索可再生能源发电制氢支持性电价政策”，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500Nm3/h（含）以上企业，按实际用电量给予0.15- 0.2元/kWh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测算，单个制氢企业每年最高补贴1.14亿度电，对应的制氢能力为2078吨/年。 投资建议：当前我国氢能“1+N”政策体系逐步完善，行业投资遵循一个思路，两条线索：一个思路是寻找确定性高的价值增量环节，两条线索分别是制氢系统、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。 风险提示：政策进度不及预期，产业进展不及预期，行业重大安全事故。 首选股票 目标价（元）评级 电力设备及新能源 沪深300 36% 26% 16% 6% -4% -14% -24% -34% 2023-042023-082023-122024-04 行业表现 资料来源：Wind资讯 升幅%1M 相对收益-4.9 绝对收益-5.5 3M -6.2 1.3 12M -13.3 -24.9 杨振华分析师 SAC执业证书编号：S1450522080006 yangzh5@essence.com.cn 相关报告氢能：主席四川考察提及氢 2023-07-30 能，中核巴里坤1GW风电制氢申请报告招标氢能：能源属性有望进一步 2023-07-23 明确，昇辉科技电解槽首台套订单获突破，科威尔中标5MW级碱槽相关测试设备电新行业周报（2023年第 2023-06-12 22期）广东发布《促进新型储能电站发展若干措施》，工商业储能盈利能力再获增强TOPCon迎规模量产，技术 2023-05-28 红利释放 内容目录 1.构建氢能“1+N”政策体系3 2.绿氢端初步形成区域性支持政策3 2.1.放开生产环节危化品限制，能源属性有望进一步明确3 2.2.探索适合绿氢项目的支持政策4 2.2.1.给予新能源并网支持4 2.2.2.部分地区发布绿氢直接补贴政策或投资补贴5 2.2.3.探索可再生能源发电制氢支持性电价政策6 3.投资建议6 4.风险提示6 图表目录 图1.氢能产业链基本图谱3 图2.我国氢能“1+N”政策体系3 表1：多地放开绿氢生产环节的危化品限制4 表2：离网和并网制氢模式对比5 表3：部分地区绿氢直接补贴政策汇总（补贴单位：元/kg氢气）6 1.构建氢能“1+N”政策体系 2022年3月，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》提到，我国要积极发挥规划引导和政策激励作用，聚焦氢能产业发展的关键环节和重大问题，在氢能规范管理、氢能基础设施建设运营管理、关键核心技术装备创新、氢能产业多元应用试点示范、国家标准体系建设等方面，制定出台相关政策，打造氢能产业发展“1+N”政策体系，到2025年形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境。2024年3月，国家能源局《2024年能源工作指导意见》 进一步提到要编制加快推动氢能产业高质量发展的相关政策。结合近几年国家和地方出台的氢能政策，可以清晰的看到，我国正在从技术和市场两方面打造氢能政策体系，“1+N”政策体系正逐步完善。考虑到制氢端的重要变化和绿氢发展空间，本报告主要梳理面向绿氢的主要政策。 图1.氢能产业链基本图谱 资料来源：国投证券研究中心 图2.我国氢能“1+N”政策体系 资料来源：国家能源局，国投证券研究中心 2.绿氢端初步形成区域性支持政策 2.1.放开生产环节危化品限制，能源属性有望进一步明确 从探索放开到局部放开，从加氢站到绿氢项目，内蒙、新疆等多地放开绿氢生产环节的危化品管理。长期以来，国内政策将氢列为危化品管理，制氢领域的监管体系主要在危化品 监管框架下进行，制氢需取得危化品生产许可证且在化工园区内进行。严格的生产限制抬高氢气制取和运输成本，进而影响终端用氢和氢能项目的经济性。2022年氢能中长期规划中提到“氢能是未来国家能源体系的重要组成部分”“氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体”，我们认为这体现了氢能的短期和中长期定位，即短期主要作为工业原料助力工业领域碳达峰碳中和，中长期往能源转型，这也是规划文件中首次将氢能定义为能源。与此对应，地方对绿氢的属性管理也经历了从探索放开到局部放开，从制加氢一体站到新能源制氢项目放开的过程。（1）2022年上半年山东提到“探索可再生能源制氢、制氢加氢一体站试点项目不在化工园区发展”；（2）2023年下半年开始地方开始加速，先是广东允许非化工园区建设制加氢一体站，之后河北、吉林、内蒙、新疆等先后出台政策允许制加氢一体站和新能源制氢项目在非化工园区生产。放开绿氢生产环节的危化品限制有利于提升项目的建设效率，且可在消纳场景就近制氢，助力降低绿氢全链路成本。 表1：多地放开绿氢生产环节的危化品限制 地区时间政策名称相关内容 资额不低于3亿元的限制。 广东2023年6月 《广东省燃料电池汽车加氢站建设管 允许在非化工园区建设制加氢一体化站， 28日 理暂行办法》 自7月1日起实施。氢能企业按行业类别归口监督管理，绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可。允许在化工园区外建设电解水制氢（太阳 河北2023年7月 《河北省氢能产业安全管理办法（试 能、风能等可再生能源）等绿氢生产项目 5日 行）》 和制氢加氢一体站。氢能运输依然按照危险货物运输管理，应取得危险货物运输相关许可；化工企业的氢能生产，仍需取得危险化学品安全生产许可。电解水制氢（太阳能、风能等可再生能源）等绿氢生产项目及其制氢加氢一体站 吉林2023年11 《吉林省氢能产业安全管理办法（试 不需在化工园区内建设。绿氢生产不需取 月15日 行）》 得危险化学品安全生产许可。氢能运输按照危险货物运输管理，应取得危险货物运输相关许可。允许在化工园区外建设太阳能、风能等可 山东2022年3月 《2022年“稳中求进”高质量发展政策清单（第二批）的通知》 探索可再生能源制氢、制氢加氢一体站试 点项目不在化工园区发展，且不受固定投 内蒙古 2024年2月 26日 《关于加快推进氢能产业发展的通知》 再生能源电解水制氢项目和制氢加氢站 （不包含化石能源制氢和工业副产氢）。太阳能、风能等可再生能源电解水制氢项目不需取得危险化学品安全生产许可。 允许在化工园区外建设太阳能、风能等可 新疆2024年3月 26日 四川2024年4月 17日 《关于加快推进氢能产业发展的通知》 《四川省进一步推动氢能全产业链发展及推广应用行动方案（2024—2027年）（征求意见稿）》 再生能源电解水制氢项目和制氢加氢站。太阳能、风能等可再生能源电解水制氢项目不需取得危险化学品安全生产许可。 在国家新出台更明确的规定前，电解水制氢的储存、运输加装、使用等，暂时参照现行天然气管理相关规定执行。化工企业的氢能生产，应取得危险化学品安全生产许可，绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可。 资料来源：各地方政府官网，国投证券研究中心 2.2.探索适合绿氢项目的支持政策 目前，国家层面无论是绿氢直接补贴、电价支持亦或是新能源指标支持，暂均未出台明确的相关政策，但各地方结合实际围绕新能源指标、电价支持和直接补贴出台了相关政策。2.2.1.给予新能源并网支持 方案一：部分地区并网型项目给予20%并网指标，且明确下网电量指标。我国目前备案的新能源制氢项目分为离网型和并网型两类，考虑到项目经济性及制氢设备现有技术水平（主要是电解槽对风光出力波动的适应性和响应速度）、控制策略（绿氢生产与下游化工生产的动态耦合问题、多模组下的启停控制策略等）等实际问题，目前国内绿氢项目多为并网型项目。以内蒙古自治区为例，并网型风光制氢一体化项目可向电网送电，年上网电量不超 过年总发电量的20%，并网型项目作为整体接受公用电网统一调度，自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴；考虑到绿氨绿醇出口海外的绿色认证问题，内蒙古能源局在2023年的实施细则中进一步明确“年下网电量不超过项目年总用电量的10%”。其他地区如吉林等地颁布有类似的并网指标支持。 表2：离网和并网制氢模式对比 模式 并网（稳负荷） 离网（变负荷） 并网组合式（稳负荷） 联网不上网（变负 荷） 模式描述 优点 缺点 前端供电侧采用光伏等可再生能源发电，后端电解水制氢采用从大电网下电模式，同时在一定周期内(如一年内)确保前端供电侧光伏等可再生能源发电量和后端电解水制氢所需电量相同。在交易时通过绿电交易实现间接的绿氢制取。 能保证电解水制氢装置的长周期稳定运行，不需要多建部分电解水制氢、储氢能力来满足下游化工用户的稳定用氧器求。 高度依赖电网，电网过网费用高，制氢用电费用增加明显。不适用于对可再生能源电力接入适用性差的电网，和未实施绿电交易的地区。 前端供电侧由光伏等可再生能源发电，后端电解水制氢所需电力从可再生能源发电场敷设增量配电网、孤网等方式直接送达。在此种模式中，绿氢的制取用电来自绿电直供。绿氢的生产负荷与绿电的发电负荷完全匹配，或者在配一定量储能、调峰设施的情况下实现负荷大部分实时匹配，小部分稳定运行。 电力成本较低，无需电网配合。 不能保证电解水制氢装置满负荷稳定运行，需要多建部分电解水制氢、储氢能力，或弃掉部分可再生电力，来满足下游化工用户的稳定用氢需求。另外公用工程安全运行难以保障。 前端供电侧由光伏等可再生能源发电、后端电解水制氢所需电力由大电网和从可再生能源发电场敷设孤网直供电力共同提供。同时在一定周期内(如一年内)，确保前端供电侧光伏等可再生能源发电量和后端电解水制氢所需电量相同。绿氢所需电力由绿电以直接和间接两种方式组合提供，在需求侧能够根据直供电量变化调节大电网取电量，从而保证制氢装置稳定运行。 既享受直供绿电低成本，又享受电网稳定供电保障。不需要多建部分电解水制氢、储氢能力来满足下游化工用户的稳定用氧需求。 需要电网随时默契配合调节购电量，保障制氢厂稳定供电，实操难度大。 前端供电侧由光伏等 可再生能源发电，后端电解水制氢所需电力由大电网和从可再生能源发电场敷设孤网直供电力共同提供，其中大电网供电保公用工程稳定运行。绿氢的生产负荷与绿电的发电负荷基本匹配，或者在配一定量储能、调峰设施的情