2月26日，内蒙古自治区能源局、应急管理厅、工信厅联合发布《关于加快推进氢能产业发展的通知》，明确允许非化工园区建设太阳能、风能等可再生能源电解水制氢项目和制氢加氢站，且无需取得危险化学品安全生产需求。
此前，吉林、河北、山东、广东等省份就已对非化工园区制氢提出试行办法，允许在化工园区外建设绿氢生产项目和制氢加氢一体站。不同于上述地方在文件上的“暂行办法”“试行”“征求意见稿”等表述，内蒙古此份文件一步到位，直接在推动氢能“出化工园区”方面给出更坚定的支持。
这股政策春风极大提振了氢能产业发展信心，引得行业人士频频点赞。多位业内人士表示，内蒙古作为化工园区外制氢、建设加氢站的坚定落实者，将以降低绿氢成本为抓手，推动当地绿氢项目建设，为全国绿氢产业发展提供参照。
■首个省级地区放开限制
“内蒙古发布的这项通知影响非常大，将极大改变氢能产业。”涌铧投资合伙人张帅在接受《中国能源报》记者采访时指出，“这是历史性的政策时刻。”
长期以来，我国将氢列为危化品范畴，在化工园区制氢的限制在一定程度上阻碍了氢能产业发展，也让企业在产业探索过程中遇到了不小的压力和阻力。比如，如果光伏电站旁没有化工园区，想利用光伏的绿电制氢，就不得不在就近的化工园区建设制氢站，而光伏电站和化工园区之间可能相隔几十公里，增加额外投资成本。
呼吁政策松绑的声音也由来已久。重塑斑斓氢能项目负责人沈烔在接受《中国能源报》记者采访时呼吁，需要在全国范围内完全放开在非化工园区制氢的限制。他更是预测，今年或将有更多省份出台放开非化工园区制氢的新政策。
张帅认为，内蒙古此次出台政策，正是近些年行业人士一直呼吁的结果。
近日，氢能行业还迎来了另一条好消息——山东省交通运输厅、山东省发改委、山东省科学技术厅联合下发通知称，自3月1日起，对行驶该省高速公路安装ETC套装设备的氢能车辆暂免收取高速公路通行费。政策试行期2年，到期后依据执行情况适时调整。该政策在氢能圈也掀起了不小波澜。“这两件事都对氢能产业发展具有里程碑式意义。”张帅强调。
■降低下游绿氢成本
据悉，制氢项目作为化工项目或氢气作为危化品，在现有政策下，都需要进入化工园区发展（一些小型且作为其他行业生产装置配套建设的项目除外），且必须取得危化品生产许可证。
值得注意的是，我国化工园区分布并不均匀，极大程度限制了电解水制氢原本的“绿电+绿氢”灵活耦合的场景。尤其是在氢源不足的地区，由于本地缺乏氢气供应能力，再加上氢气供应端的制取、提纯、运输等因素，就会导致氢气价格偏高，较难支撑氢能产业规模化发展的需求。
内蒙古拥有正式放开非化工园区制氢的底气。内蒙古有大量煤炭和化工企业，年氢气需求量约为700万吨，煤化工绿氢替代空间广泛。据统计，全国已公开绿氢规模约为489万吨/年，对应电解槽需求近86GW，而内蒙古地区目前共有绿氢项目91个，对应绿氢产能229万吨/年，占全国绿氢产能规模的47%。
国泰君安研究报告指出，绿氢主要因氢气成本较高限制了应用。其成本结构中，制氢端约30元，储运端约10元。这也就意味着，非化工园区新建制氢加氢一体站利用低谷电价制氢，将大幅降低用氢成本，以0.25元度电成本计算，制氢成本达到15元/kg，基本接近灰氢成本上限。
张帅告诉记者，放开非化工园区制氢限制，使得制氢加氢整个产业链在商业模式上会变得很顺畅。在一个地方直接做制氢加氢，将减少额外的输配电建设和运输成本，使得氢气成本大幅下降。对于内蒙古这样具备丰富风光资源的地方来说，影响更大，有助于打通氢能全产业链的商业模式。
记者了解到，目前内蒙古“风光”上网，尤其是光伏上网，已经存在比较大的限制，必须就地消纳，采用灵活的部署方式可以极大降低下游氢气的成本。
■政策护航实现商业化
《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确了氢的能源属性及战略定位，发展氢能产业被提高至国家能源战略高度。近年来，国家及各省市层面陆续出台了一系列氢能产业支持政策，有关企业也落地了一批重点项目，开展关键领域技术攻关，国内氢能产业链建设日趋完善。
张帅告诉记者，这几年，外面的人只看到燃料电池汽车保有量没怎么增加，实际上政策体系和产业链都在持续不断地完善。
如今，各地不断松绑，逐步打破氢能发展桎梏。行业人士指出，可以预见，逐步放开非化工园区制氢将成为未来氢能产业发展的趋势，并有望形成更加统一和灵活的氢能产业发展政策体系。
记者了解到，在政策方面，将氢作为危化品管理涉及到投资、土地、审批等环节的门槛很高，而且其生产、利用场地有较为严格的限制，审批手续十分繁杂。如今，简化审批流程成为行业人士期盼的下一项红利。
在张帅看来，目前政策层面对氢能产业的支持，终极目标是要推动其具备商业化价值，最终不依赖补贴，或者说是要实现绿氢平价。
不久前，中国科学院院士欧阳明高公开表示，氢能发展备受关注。预计到2030年，中国绿氢产量将达到500万吨—1000万吨，与欧盟规划目标相当。他认为，绿氢大规模发展的可行性得益于绿电价格的下降，去年各地绿电谷价普遍降至0.15元/千瓦时，这使得绿氢生产成本与煤制灰氢相当，标志经济性拐点的到来。
