在全球能源绿色低碳转型的大势下，氢能产业扩张势头强劲。欧美日等发达国家对氢能的投资重点逐步转向绿氢，纷纷制定国家氢能战略，并积极发布绿氢补贴政策。美国主要通过税收抵免的方式支持氢能发展，欧洲采用差价合同和固定溢价补贴等新的融资机制，而亚太地区的绿氢补贴仅占全球总额的4%，且主要集中在研发环节。目前，我国氢能产业处于“外热内冷”状态，虽然投资者热情高涨、发展前景广阔，但亟须完善配套支持政策， 引导产业有序发展，在全球氢能竞技场上抢占发展先机。
多国大力推动绿氢产业发展
发展绿氢实现减碳和能源转型已成为全球广泛共识，很多国家已在“真金白银”地投入，着力推动绿氢产业发展。彭博新能源财经数据显示，过去两年，各国政府对绿氢产业链各环节的补贴增加了4倍，达到3200亿美元。
在制氢环节，主要针对绿氢生产实行税费抵免和直接财政补贴。美国2022年通过的《通货膨胀削减法案》对氢能提供了长达十年的生产税和投资税减免政策。其中，绿氢最高能获得3美元/千克的生产税抵免和30%的投资税抵免。在工业电价较低的州，绿氢已实现与灰氢、蓝氢平价。同时，碳捕集、利用与封存(CCUS)补贴政策也将使蓝氢作为“过渡氢”更具经济性。欧盟推出“氢能银行”，为欧洲的绿氢生产商提供最高4.5欧元(约合35.26元人民币)/千克的固定溢价补贴，补贴将在项目投运后每半年支付一次。当然，并非美国所有绿氢生产商都能获得补贴，补贴政策规定了电解槽的最低容量为5兆瓦，并且要求绿氢项目必须在签署10年期融资合同后的5年内投运。
全球绿氢生产补贴力度最大的地区是北美和欧盟，印度、澳大利亚等国家也提出了详细的绿氢补贴政策。如德国《可再生能源法》明确减免用于绿氢制取的可再生能源附加费，减免幅度为85%～100%。此外，还有与氢能银行类似的H2Global计划，实行双边拍卖机制，投资海外制氢项目，并高价出售给德国和欧盟用氢商。英国对选定的绿氢项目通过可变溢价方式实行价差合约，在项目运营阶段持续提供资金支持，并在完成特定目标时给予额外奖励资金。加拿大对低于特定排放强度标准的制氢设备提供40%的投资退税，并对绿氨设备实施额外15%的税收抵免。印度启动了3年20亿美元的补贴，3年补贴上限分别为0.6美元/千克、0.49美元/千克、0.37美元/千克，同时对绿氢和绿氨项目免除跨州输电费用。澳大利亚计划以信贷方式对制氢进行补贴，总额20亿美元，但尚未公布细节。
在储运环节，鉴于当前氢能商业化程度不高，尚未建立成熟且广泛的储氢、运氢设施，政策并没有大面积铺开，多为点对点的项目资金拨款。美国氢能观察网站报道称，目前全球氢气输送管道约4500公里，其中56%位于美国，其余大部分位于欧洲。美国储氢设备2032年底前可享受30%的投资税抵免，2033年减至22%，2034年递减至20%，并于2035年到期，每年剩余的税收抵免可结转到下一年税款中。满足特定要求的设备可额外享受10%的投资税抵免。此外，州级税抵免与联邦税抵免叠加共享。欧盟计划筹建欧洲氢运营商网络，但具体细则尚未确定。英国根据“氢运输收入支持合同”和“氢储合同”设定价差合约，为开发商提供补贴，但尚未公布细则。日本从绿色创新基金项目中出资220亿日元(约合10.75亿元人民币)，用于支持澳大利亚和日本之间的液化氢供应链项目。
在加氢环节，主要是为建造和运营加氢站提供补贴。美国计划为替代燃料走廊(含氢走廊)酌情提供直接资金支持。《通货膨胀削减法案》规定，加氢站可获得建造成本30%或折旧资产6%的税收抵免，金额为3万～10万美元。加利福尼亚州政府计划建造100座加氢站，并实行“清洁交通计划”，每年评估加氢站的必要性，拨款2000万美元为新建和维持现有加氢站运营提供资金支持。欧盟《替代燃料基础设施指令》强制要求，2030年起，必须在所有城市节点部署为汽车和卡车提供服务的加氢站，并沿TEN-T核心网每200公里建造一座加氢站。事实上，美国联邦政府和加利福尼亚州更侧重于消费终端补贴，如制车免税、购车免税、停车免费、政府公车置换补贴等。
在绿氢项目投融资环节，除了广泛的支持措施，各国政府通常会建立各种导向型基金(不仅针对绿氢)，对中标项目进行整体资助。企业只需申请对应门类的基金，中标后即可获得部分投融资资金，资金来源是当地碳市场、政府税收、金融机构等。欧盟的“连接欧洲基金”主要支持跨境氢基础设施，特别是输氢管道、加氢站、码头加氢站建造的融资需求;“欧洲区域发展基金”主要用于解决绿氢项目衍生的社会、环境和经济问题;“欧盟创新基金”重点为绿氢项目技术突破提供资助等。
美国的H-PRIZE基金旨在识别、开发和测试颠覆性技术，以降低清洁氢生产成本;“区域清洁氢中心计划”旨在为多个氢生产商形成集聚效应提供资金支持;“工业脱碳和减排示范部署基金”旨在为通过绿氢减少能源密集型行业碳排放提供支持等。日本政府和钢铁生产商建立了绿色创新基金项目，以推动炼钢过程中的氢气利用。阿曼启动了绿氢计划的土地租赁拍卖程序，提供4个区块给全球氢能企业进行招标，以开发绿氢项目。
中国氢能产业支持政策日趋具体化
氢能产业地位不断提升
国家层面政策的出台及演变体现了氢能产业在宏观规划上的地位不断提升。2016年，《国家创新驱动发展战略纲要》提出，开发氢能等新一代能源技术。2021年，氢能被写入“十四五”规划，提出要在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域谋划布局一批未来产业。2022年，我国首个氢能产业顶层设计《氢能产业发展中长期规划(2021~2035年)》发布，明确了氢能作为未来国家能源体系的重要组成部分、用能终端实现绿色低碳转型重要载体的地位。同年6月，《“十四五”可再生能源发展规划》发布，提出推动可再生能源规模化制氢利用，推进化工、煤矿、交通等重点领域绿氢替代，为行业发展进一步指明了方向。
氢能产业的支持政策正逐渐具体化，但关于制氢环节、储氢环节针对性的补贴政策仍然缺失。
一方面，我国尚未制定统一的绿氢生产和储运的补贴方案，在制氢环节、储氢环节的优惠政策主要表现为将相关领域列入鼓励类产业，从而获得鼓励类产业的政策支持。虽然已有少数地区出台了绿氢生产环节的补贴细则，但明显低于欧美国家的补贴力度，难以覆盖当前较高的绿氢成本。
另一方面，国家针对氢能在工业、交通、建筑等不同领域的应用，出台了相应的鼓励政策，但执行措施有待完善。其中，燃料电池领域获得了较大的支持力度，优惠政策总体也更细化。不过，“3+2”燃料电池城市示范群政策对氢能产业的资金支持侧重于氢能应用端，目前我国车用氢气供应以工业副产提纯氢为主，氢能交通支持政策对绿氢全产业链贯通力度有限。
各地区出台氢能鼓励政策
在国家鼓励政策的基础上，各地区也出台了氢能鼓励政策。省市层面的氢能支持政策相较国家《氢能产业发展中长期规划(2021~2035年)》更具体和丰富，提出了量化目标、更细化的补贴条件与数额，同时突出各省市产业基础特色，确定氢能产业发展目标和布局。
制氢环节支持政策主要是非化工园区制氢“松绑”和生产补贴、电价优惠、配套奖励等3类绿氢补贴。储运环节支持政策主要是运营补贴和一次性的建造补贴。加氢环节支持政策主要是运营补贴、按比例或定额的一次性建造补贴。截至目前，全国已有广东、北京、上海、浙江、河南、山东等20多个省市出台了详细的加氢站补贴政策，政策形式相似，仅标准有所区别。项目投融资环节包括设立基金、投资奖补、免息贴息贷款、以奖代补等多种结合当地氢能产业发展需要的支持政策。在项目规划审批方面，多个地区为促进氢能企业落地出台了灵活的政策，并简化了审批手续。
与其他国家的氢能政策对比
在政策框架上，其他国家通常先制定氢能各环节的行动目标，再通过立法形式增强法律约束力，同时配套税收返还、财政补贴和专项研发基金的支持手段，“三驾马车”形成政策合力，下游补贴政策先行，并逐渐向上游延伸，多类补贴持续时间长达10年以上。目前，我国氢能产业顶层设计仅有《氢能产业发展中长期规划(2021~2035年)》，法律效力稍弱，国家层面的补贴政策仅有燃料电池城市示范群政策，氢能补贴未能覆盖上游制氢和中游储氢环节。地方层面政策支持形式多样，但仍以财政补贴为主，持续时间较短，多为3～5年。
在具体产业政策上，电解槽成本和电价是制约绿氢生产的两大要素。欧美国家并未对此进行细分，而是推出国家级的绿氢生产补贴政策，对绿氢的支持更直接，使绿氢初步具有经济性，部分地区甚至已实现与蓝氢、灰氢同价。我国尚未出台全国性的制氢补贴政策，仅将氢能纳入鼓励类产业，从而获得鼓励类产业的政策支持。部分地区有支持电解槽技术突破“以奖代补”和优惠电价政策，但绿氢成本仍是灰氢的2～3倍，与其他能源相比，绿氢经济性相对较差。
储氢占氢能全产业链的成本大头，基础设施的滞后进一步限制了绿氢供应。其他国家大多为一次性的建设补贴政策，我国政策支持力度高于国外，措施灵活多样，除了建站补贴，还额外给予运营补贴，并简化用地和审批手续，有力支持了氢能基础设施快速发展。其他国家拥有多元化的绿氢应用试点示范，氢燃料已在航空和航运方面试点，提前布局的氢冶金和氢化工项目较多;我国仍依托燃料电池汽车城市示范群，侧重在加氢运营和燃料电池汽车方面出台政策。
其他国家的投融资手段也比较丰富，包括项目双边拍卖、价差合约、氢能银行等较新的资金支持手段，并设立了多种目的的国家专项基金，资金支持力度较大;而我国对氢能的资金支持多归属于较大范畴的节能减排专项基金、国家自然科学基金等。
总体来看，虽然国内外发展氢能的基础不尽相同，但对氢能的基本支持手段大同小异。其他国家在制度创新、政策力度、政策持续时间、政策覆盖面上优于我国，但我国也出台了事后“以奖代补”、加氢站运营补贴等特色政策。
对我国氢能产业发展的建议
坚持战略定力，立足产业发展基础，适时推出全国性补贴。虽然近年来我国电解水制氢、储运、燃料电池的成本降幅高达50%，但目前整体技术仍落后于其他国家，技术研发是当前的重中之重。据国际可再生能源署(IRENA)预测，2030年，全球绿氢成本有望降至1.5～3美元/千克，我国需大力支持技术研发降低绿氢成本，抢占氢能发展先机。充分吸取我国光伏产业发展的经验教训，待技术进入瓶颈期后适时推出全国性补贴，可避免企业为了补贴扎堆入局，造成资源浪费。
完善政策体系，试点对制氢环节进行补贴。绿氢成本中有50%在制氢端，30%在储运环节，制氢端降本是源头动力。从其他国家的经验来看，绿氢市场需要需求侧政策支持才能发挥潜力，尤其是降低绿氢生产过程中的电力成本和电解槽成本。目前，我国制取绿氢环节政策缺失，可充分借鉴“3+2”城市群的经验，选取几个可再生能源资源丰富的地区，集中实施可再生能源制氢示范项目，制定绿氢项目专项电价政策、绿氢税收抵免政策，为绿氢设备的制造提供补贴。
借鉴燃料电池经验，适时扩展下游应用场景补贴，引导产业有序发展。供应方面取得突破还需要更多政策支持来创造机会。除了在燃料电池汽车领域继续发力，还可借鉴其他国家经验，考虑氢燃料在航空和航运方面进行应用场景试点，以应对国际航空业的碳抵消与削减机制。此外，绿氢在氨、甲醇和钢铁等行业的应用也有巨大潜力，绿氢在这些领域的应用可显著减少碳足迹。因此，可充分借鉴燃料电池汽车经验，扩展绿氢在工业方面的补贴，为我国工业领域的低碳发展提供支持。
协调政策性金融与商业性金融支持，创新绿色金融产品。政策性金融方面，政府通过设立重大专项基金、产业基金等，将氢能列入国家投资管理体系的重要方向，明确财政、税收等政策工具的支持标准和时限，引导社会资本投向。商业性金融方面，鼓励行业协会、龙头企业带头设立氢能发展专项投资基金，鼓励私募股权基金投资氢能绿色环保产业。同时，加快将绿氢技术纳入绿色信贷及绿色债券的指导目录，引导金融机构根据氢能企业的差异化技术与发展水平实施对口帮扶。
建立统一监管标准和程序，为国际合作奠定基础。一方面，明确氢能战略地位，建立氢管理制度并指定主管部门，加快制定全国统一的审批程序和管理标准。规范并完善氢能监管体系，鼓励利益相关方参与制定相关质量标准。参考地方政策经验，鼓励地方试点，逐步放宽对非化工业园区制氢加氢的管制。另一方面，建立国际合作长效机制，与全球主要国家在氢能技术研究、标准制定、行业融资等方面开展更广泛的合作。