内蒙古能源局发布风光制氢一体化项目实施细则修订版，根据项目推进中的问题对原细则进行了修订，为当地绿氢项目提供了更明确的操作指引，有助于绿氢商业模式的探索与落地，绿氢项目的建设过程也更加有序和完善。我们预计在实施细则修订版指引下，可再生能源制绿氢的电价成本在0.3 元/kWh 以上，综合成本在17 元/kg 以上，与化石能源制氢成本已逐步接近，或加速绿氢应用的产业化节奏。

内蒙风光制氢项目修订版实施细则发布，绿氢操作指引进一步明确。2023 年11月14 日，内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023 年修订版（试行）》等六个市场化实施细则的通知，修订版实施细则相比2022 年发布的原实施细则针对风光制氢一体化项目在推进过程中存在的问题作出了修改，为绿氢项目提供了更明确的操作指引，有助于绿氢商业模式的探索与落地。

7 方面规则修订，项目建设更加有序完善。修订版实施细则主要在7 个方面对原实施细则进行了修改，包括：1）明确项目作为整体接受电网统一调度；2）明确新能源、制氢、储能的投产时序要求，新能源部分不得早于制氢负荷、储能设施投产；3）明确了并网型项目的年上、下电量要求，上网电量不超过年总发电量的20%，年下网电量不超过项目年总用电量的10%；4）明确了项目在系统备用资源富余情况下，电网企业可为源网荷储一体化项目提供适当的备用容量支持。自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴；5）明确项目可分期投产，但最多分两期；6）明确投资主体无力实施的可申请中止项目，并由批复的能源主管部分收回新能源规模；7）已批复的项目原则上仍执行原批复要求。

网电占比不超过项目总用电量的10%，绿氢成本或仍在17 元/kg 以上，但实现成本平价有望。根据修订版《实施细则》，并网型项目年下网电量不超过项目年总用电量的10%，因此生产绿氢的电力中最多有10%的电量来自电网，其余90%均来源于新能源发电，因此为支撑电解槽连续运行，配套储能装置就成为刚性需求。我们在此基础下对绿氢的成本进行了测算，假设电解槽/风电/光伏年利用小时数分别为4200/2539/1612 小时、网电度电费用/风电/光伏/储能LCOE 分别为0.35/0.15/0.18/0.50 元/kWh，我们测算风电/光伏/风光互补制氢的综合电价成本分别为0.30/0.47/0.26 元/kWh，对应的绿氢成本为18.3/27.0/16.6 元/kg，但与化石能源制氢成本已逐步拉近。

风险因素：绿氢项目建设速度不及预期；后续政策推进不及预期；企业主体投资意愿发生变化。

投资策略：我们认为本次内蒙古自治区发布的实施细则修订版为当地风光制氢一体化项目提供了更明确的指引，有望加速绿氢商业模式的成熟，绿氢制取环节以及与其直接相关的储存环节有望受益。我们建议关注：1）绿氢制取环节：华光环能、华电重工；2）储运环节：中集安瑞科、富瑞特装等。