“低碳交通”知享会｜第8期：美国《通胀削减法案（IRA）》清洁氢能生产减税政策最终管理指南解读

第一部分 主题分享

ICCT华盛顿办公室燃料组高级研究员 周圆融

（P2）本次分享将围绕美国氢能产业展开，首先概述其发展现状，阐述在此背景下《通胀削减法案》《大而美法案》等相关政策的出台背景及影响；随后聚焦电解水制氢等具体管理办法；最后对比欧美相关的氢能政策，提炼可借鉴之处。

 

 （p3）当前，美国炼油和化工领域的用氢量占总需求量约90%，是氢能消耗的主要板块。根据美国能源部规划，未来氢能应用场景将趋于多元化，将拓展至各类交通领域。应用方式既包括氢能在交通部门的直接使用，也涵盖将氢能转化为生物质燃料、合成电子燃料（如绿色甲醇、绿色航空燃料）后再投入使用的间接模式。

 

（p4）总体而言，氢能的作用主要体现在三个方面：一是增强能源安全性与多样性；二是通过发展氢能供应端和应用端等新兴产业，创造经济价值；三是应用于航空等难以脱碳的行业，助力实现减排目标，最终推动美国气候目标的达成。现阶段，美国氢能供应以化石原料为主，其中天然气占比高达 95%。若要通过氢能实现减排，需向清洁制氢方向转型。

 

（p5）该图展示了美国不同制氢路径的温室气体排放量及相应成本估算：传统天然气制氢成本最低，约 1 美元 / 公斤（合人民币不足 8 元），但碳排放较高；采用碳捕集与封存（CCS）技术或电解水制氢等低碳新型制氢技术，成本显著增加，电解水制氢尤为突出。此外，电解水制氢的电力来源，也对该路径的可行性与清洁程度产生决定性影响，这点将在后文详述。但需明确，氢能向清洁化转型将大幅提升成本，同时加重用氢端的经济负担。

 

（p6）为缓解这一经济压力，美国于 2022 年 8 月通过《通胀削减法案》（IRA）。作为预算调整法案，IRA 对未来十年财政进行规划，其核心目标是缓解本土通货膨胀并推动经济发展。该法案涵盖多项财政措施，尤其值得关注的是，该法案投入大量资金用于能源与气候变化领域，被视为美国应对气候变化的最大规模投资法案。​

IRA 推动低碳技术发展的主要手段为税收抵免。在清洁能源领域，针对零排放电力、二氧化碳捕集、清洁交通燃料等制定了相应税收抵免政策。本次将聚焦于IRA第45V章节中与氢能相关的内容展开探讨。

 

（p7）根据45V条款，氢能生产企业可享受企业所得税减免优惠，该政策自2023年起生效。2013年初至2032年底期间投产的制氢厂都可以申请减税，但只有在投产后的第一个十年可以享受减税的优惠。在特定情形下，未使用的税收抵免额度可申请退税或进行转让交易，这一机制可以提升项目的经济性，并降低融资的门槛。

 

（p8）减税额度的计算基于两个方面：一是氢燃料生命周期温室气体排放强度；二是该企业是否遵守美国现行工资标准及学徒制管理要求。IRA法案对 “生命周期” 的定义涵盖上游原料制取加工及运输环节排放、制氢过程中的排放、也认可碳捕集与封存（CCS）技术的减排贡献，但不包含氢燃料出厂后的下游排放（如运输和加注环节）。排放强度以二氧化碳当量（CO₂e）为单位。根据规定，只有当每公斤氢气排放强度低于4公斤CO₂e时，制氢厂才有资格得到减税。具体减税额度采用阶梯式设计，最高可达3美元/公斤，排放强度越低，减税额度越高。

 

 （p9）IRA针对不同清洁能源领域都提供了减税优惠，也明确规定了清洁能源领域减税额度的叠加规则：清洁氢与清洁电力的减税额度可同时享受。另外，若电力来源于采用碳捕集与封存（CCS）技术的发电厂，企业也可叠加45V 条款的清洁氢税收抵免及 45Q 条款的碳捕集和封存的两项减税额度。然而，当制氢厂应用 CCS 技术时，仅能在清洁氢减税与碳捕集减税中择一申请。这一规定体现了IRA对绿氢（即利用可再生电力电解水制氢）的政策鼓励，一方面是由于电解水制氢成本较高，需更强政策支持；另一方面旨在引导行业减少对传统化石燃料结合CCS技术的依赖。

 

（p10）政策出台时间线：IRA 作为宏观层面的预算调整法案，主要规划财政支出方向，缺乏具体实施细则。为此，美国财政部与国税局于2023 年 12 月发布了更加具体的清洁氢能减税政策指南提案，并于2025年1月最终定案。但随着近期总统换届，IRA 相关政策面临变动。2025年5月，美国众议院通过《大而美法案》，其中拟取消45V条款的清洁氢能减税政策。目前该法案已进入参议院审议阶段，最终内容调整、通过与否及时间节点均存在不确定性。

 

（p11）《大而美法案》同样属于预算调整法案，其核心在于延长并下调个人与企业所得税条款，以刺激经济增长。但这项条款将造成财政亏空，为填补亏空，法案提出大幅削减清洁能源的减税补贴。具体而言，法案提出在2025年后开工的制氢项目不再享有减税政策，实质上是撤销了45V条款；同时，也计划提前终止清洁电力税收扶持政策。据目前信息，参议院预计于2025年7月4日公布审议结果，但最终走向仍需持续关注。

 

（p12）若《大而美法案》通过并撤销45V条款，将对美国氢能产业产生重大影响。参考美国能源部与国际清洁交通委员会（ICCT）针对IRA对绿氢成本影响的分析：能源部数据显示，仅 45V清洁氢能税收减免政策，即可使每公斤绿氢成本降低1.7-1.9美元（约合人民币13元）；ICCT 模型测算结果表明，若叠加清洁电力减税政策，成本降幅可达2.5美元（约合人民币17元）。由此可见，45V条款取消后，美国氢能项目投资将受到非常大的影响，清洁能源转型进程也将随之放缓。

 

 （p13）上述为IRA与《大而美法案》的基本介绍，接下来将聚焦45V管理指南中电解水制氢的相关要求。需注意，《大而美法案》仅涉及 IRA 政策调整，不影响管理指南效力，其内容已确定且暂无变更计划。即便法案提前终止45V条款，或未来重新启用该政策，税收减免细则仍将以管理指南为依据。该指南由美国财政部与国税局联合起草，于2023年底发布征求意见稿， ICCT在2024年时为其提供了专业建议并与技术支持，最终版本于2025年1月正式发布。

 

（p14）该管理指南在税收减免资格认定、减税额度计算、生命周期温室气体排放评估、合规流程，以及电解水制氢和甲烷制氢路径等方面作出详细规定。本次将重点阐述电解水制氢相关要求。

 

 （p15）电解水制氢的温室气体排放主要受电力来源影响。依据美国电网与各制氢路径直接排放分析：采用可再生电力制氢时，排放近乎为零；而使用常规电网电力制氢，其排放强度往往很高，甚至显著高于化石能源（如红色虚线所示）。这是由于电转氢过程存在能量损耗，导致电网中化石能源产生的碳排放影响被进一步放大。

 

（p16）电解水制氢不仅存在上述直接排放问题，还会产生间接排放影响。因其存在能量转换流失，需消耗大量电力，致使电网负荷上升，进而促使更多发电站参与供电。在此过程中，新增电力来源直接影响间接碳排放：

左图为没有电解水制氢的初始状态。假设已有的电网是由一部分的化石能源和一部分的可再生电力共同组成，为用户供电。现在我们有一个新建的电解水的制氢厂，也需要通过电网用电，理想的有效减碳方式是，为电网提供额外的可再生电力，以满足制氢厂需求。也就是右边上面的这张图。但是实际的情况可能就不会那么理想。由于煤炭和天然气相比于风能、太阳能这类的可再生能源，相对比较经济、灵活，所以在很多情况下被调动上网的极有可能是这些化石能源，这就间接诱导了电网的高温室气体排放。

所以即使在电解水制氢，尤其是绿氢，它自身没有直接排放的情况下，也很有可能由于挤占了清洁电力资源而造成间接排放。同时，由于用电量较大，所以这类间接排放所造成的化石燃料电力的增长，也会给整个社会带来更大的负面气候影响。

 

（p17）为防止电解水制氢的间接碳排放，45V管理指南对其电力来源提出“三大支柱”要求，旨在保障清洁氢能生产的整体减排效益。三大支柱分别为额外性、区域交付性和时间相关性：

额外性：用于制氢的低碳电力须为新增产能，禁止挪用既有清洁电力。若清洁电力被挪用，原用电需求可能由化石能源填补，导致间接排放增加。​

区域交付性：制氢厂与清洁电力生产设施需位于同一电网区域内。因为跨区域输电存在线路输电限制与电网拥堵风险，若清洁电力无法及时输送至制氢厂，当地电网可能启用高排放的化石能源发电；同时，受阻的清洁电力因供需失衡易被弃用，造成能源浪费。​

时间相关性：确保清洁电力生产与制氢用电时段匹配。鉴于可再生能源发电具有间歇性特征，若制氢过程集中在可再生电力波谷期间，可能需调用化石能源补充供电，故需通过时间相关性机制避免此类情况发生。

 

 （p18）额外性要求：根据指南规定，用于电解水制氢的清洁电力投产日期需在制氢设施投产前 36个月内，以此确保制氢所用清洁电力为新增产能。但在最终版指南中，针对两类特殊情形设置了豁免机制。原因是在这些情况下，就算电解水制氢挪用了清洁电力，也并不一定会造成高间接排放。​

区域豁免：美国财政部明确指出，若州级政策同时具备法律约束力的排放限值与清洁电力发展政策，以避免间接排放发生，则该州内发电设施可不受36个月期限限制。具体条件包括：1）设定电力部门严苛减排目标，要求在2050年或更早实现100%可再生能源或低排放能源发电，并配套相关政策；2）构建完善的温室气体管控体系，通过设定排放权上限、建立有约束力的碳价机制，对超额排放提高碳价作为经济性惩罚。这两项规定通过推动电网全面脱碳与总量控制，确保新增用电需求不增加系统碳排放，因而无需逐个项目验证电力的“额外性”。目前，加州与华盛顿州的发电设施已获该豁免资格。​

核电豁免：考虑到美国老旧核电厂普遍面临经济性退役压力，指南允许技术可行但经济效益不足的核电厂，在与制氢厂签订至少10年供能合同的前提下，豁免36个月时间限制。此举旨在通过氢能产业延续老旧核电厂运营周期，实现低排放电力资源的高效利用。​

这两项豁免权为制氢项目提供了一些灵活性，使氢能生产商能够利用更广泛的低碳电力的资源。

 

 （p19）区域交付性（也称地理相关性）：根据指南规定，制氢设施与清洁电力设施需处于同一电力平衡调度区。图为美国能源部基于电网输配状况划分区域，制氢与清洁电力须限定在同一划定区域内。不过，最终指南也允许跨区域电力传输，但需同时满足两项条件：​一是需证实电力输出区与制氢区之间存在物理输电通道，并具备电力调度权限；​二是需提供逐小时电力传输记录，确保电力未被用于缓解区域电网压力、抵消电力失衡或反向调度，以此保障清洁电力的调度专用于制氢生产，避免被电力系统挪作他用。

 

 （p20）时间相关性要求：指南提案曾以2028年为分界点，设置过渡期（2028年前）允许发电与制氢按年度匹配；自2028年起，要求清洁电力生产与制氢过程发生在同一个小时之内。最终版指南推迟至2030年执行，并新增储能电力合规条款：储能设备须与制氢设施位于同区域内，需完整记录原始电力能源属性、充放电时间；在核算氢能碳排放强度时，需纳入储能环节能效损耗。这项条款平衡了项目灵活性与减排实效性。

 

（p21）关于电力来源及合规性的证明，45V管理指南明确规定，需采用能源属性证书（EAC）证明购入电力的清洁属性，并确保其符合“三大支柱”标准。​

EAC与中国绿色电力证书功能相似，用于证明电力的特定来源（如风能、核能等）。其核心作用在于分离电力的物理传输与环境属性——由于电网电力混合输送，难以从物理层面区分来源，EAC可作为清洁能源使用的有效凭证。但在使用过程中，需规避重复计算风险。为此，指南要求每消耗一定单位的电量（无论是电网供电或自发电），均需注销对应量的EAC，通过这一机制确保电力绿色属性的唯一性，避免重复利用。

 

 （p22）最终版45V管理指南对氢能排放量计算及对应减税额度规则作出重要调整。原提案按照年度平均值计算，而最终版规定自2030年起，允许按小时进行核算，但需确保年平均排放强度不超过4公斤二氧化碳当量/公斤氢能的减税门槛。​

此项政策修订源于多方反馈。鉴于可再生电力间歇性特征，制氢厂难以保证全时段使用清洁电力。受技术局限与成本考量，企业在绿电供应不足时，常采用高排放电网电力制氢。若仅以年度平均值计算，此类时段的高排放将拉高整体数值，加之减税额度采用阶梯式设计，导致企业难以获取高额补贴。最终版通过按小时核算，可精准区分清洁与非清洁电力制氢时段，避免因局部高排放拉低整体减税等级。​

以具体案例说明：假设生产100公斤氢气，其中90%采用光伏电力、10%使用网电，基于加州电网排放强度与65%电转氢能效测算，电网电力制氢排放达12公斤二氧化碳当量/公斤氢能。按原年度平均核算，整体排放强度为1.2公斤二氧化碳当量/公斤氢能，对应第二档减税标准（1美元/公斤），100公斤氢气可获100美元补贴；而采用按小时核算时，90公斤光伏制氢在满足“三大支柱”要求的情况下，享受最高档3美元/公斤补贴，10公斤电网制氢无补贴，最终可获270美元，高于较原方案减税额度。​

从这个例子可以看出，如果按照年平均来计算的话，不仅没有办法完全规避排放，同时又使得制氢厂很难进入下一个梯队，获得更高额的补贴。即使这个例子中已经使用了非常小的一部分，并且已经是美国相对比较清洁的网电的情况下，也很难拿到高额补贴。但是按照小时进行核算，可以使这个补贴更有导向性，也更加契合减税额度阶梯式设计的奖优劣汰的目的。

 

（p23）前面阐述了美国氢能政策体系，与之类似，欧盟也出台了一系列氢能管理政策，下面将对其核心措施进行简要介绍。​

为实现2030年温室气体减排55%的目标，欧盟于2021年7月推出“fit for 55”一揽子减排政策。其中，涉及燃料领域的政策主要包括《可再生能源指令》、《航空燃料管理法规》及《船舶燃料管理法规》。

 

（p24）上述三项政策均对可再生电力制氢（绿氢）及氢基合成燃料予以支持。欧盟将绿氢及其衍生物统称为非生物质可再生燃料（REFNBO）。与美国聚焦制氢端税收减免的政策不同，欧盟政策重心更倾向于用氢端。特别是《可再生能源指令》与《航空燃料管理法规》，均对 REFNBO在交通领域的应用量提出具体要求。基于此，欧盟于 2023年2月发布授权法案，旨在通过“三大支柱”要求，确保REFNBO的可再生电力来源。

 

（p25）以下从多个维度对欧美氢能政策展开对比分析：​

温室气体排放阈值：欧盟标准更为严苛，一方面设定了更低的排放阈值，另一方面其核算的系统边界涵盖下游排放环节，较美国更为宽泛。​

清洁电力来源证明机制：美国要求通过购买并注销能源属性证书（EAC）证明电力清洁性；欧盟则规定制氢厂需与可再生电厂签订长期购电协议（PPA）。值得注意的是，欧盟明确限定电解水制氢电力来源必须为可再生能源，而美国允许核电、配备碳捕集与封存（CCS）装置的化石能源发电等低排放电力。EAC与PPA相比，PPA更能保障环境效益，因其通过制氢项目为可再生电厂提供实质性经济支撑与收入保障，从源头上确保电力“额外性”；相较之下，EAC仅为事后买证书来抵消排放。

额外性要求：欧美均设置电厂运营时间与制氢厂投产的关联限制——电厂运营不得早于制氢厂36个月。但欧盟此项规定仅适用于2028年后投运的制氢设施，且额外要求用于制氢的可再生电厂不得接受外部补贴，以确保电厂建设专为满足制氢需求。​

时间相关性：双方均要求自2030年起实现发电与制氢发生在同一个小时之内。不同之处在于，2030年前欧盟采用月度匹配，而美国实行年度匹配。​

区域交付性：欧美政策要求基本一致，均要求电力与制氢位于同一个区域内。

 

（p26）在政策实施的灵活性方面，欧美存在差异。

美国45V管理指南规定，无论制氢厂是直接与清洁电力发电厂连接，还是通过电网取电，均需遵循温室气体排放阈值、清洁电力证明等要求。​

欧盟政策则存在一些例外：​当制氢与发电设施存在直接物理连接时，可再生电力仅需满足 “不早于制氢设施36个月投运”的时间要求。​电网取电场景存在两类豁免情形。其一，若电网区域可再生电力占比达90%以上，或制氢时段发生器在电力供需不平衡，存在可再生能源弃电现象，则无需满足以上任何要求；其二，当制氢区域电网虽以其他方式（如核电），但整体排放强度足够低时，可豁免额外性要求，但仍需遵守时间相关性与区域交付性规定。​欧盟通过上述豁免规则，在保障电解水制氢实现零间接排放的前提下，为项目实施提供灵活空间，平衡减排目标与产业发展需求。

 

（p27）梳理欧美氢能政策与管理措施，可总结出三方面借鉴价值：​

一是明确气候目标导向：欧美在推动氢能发展上有共同的出发点，即明确氢能的气候目标定位，以氢能技术作为实现气候目标的重要路径。​但氢能/低碳氢能作为新兴的产业和技术，在规模化发展的初期，仍需政策支持。

二是供给端与需求端政策相结合：美国侧重制氢端经济激励，通过税收减免降低生产成本，解决氢能供给不足问题；欧盟则聚焦用氢端，以立法形式设定交通等领域的强制性用量标准，拉动市场需求。两种模式各有利弊：美国通过补贴制氢端，解决氢从哪里来、成本高的问题，而欧盟是通过强制用氢端，解决的是氢往哪里去、有没有市场的问题。由此可见，氢能产业的规模化发展需因时制宜，综合运用供给侧激励与需求侧政策。​

三是构建科学监管与灵活机制，如通过“三大支柱”等机制确保减排实效。同时，在设定保障机制的同时，也需要考虑在实操过程当中的技术限制和成本约束。在不影响减排效益的情况下，可以尽可能的为项目提供一些所需要的灵活性空间。

借鉴上述国际经验，有助于在氢能产业发展进程中，实现气候目标与产业可持续性的协同共进。​

 

第二部分 问答环节

问题1：欧美业界对电解水制氢三大支柱的态度是怎么样的？以及在政策的制定过程中应该如何去应对业界的这种反应？

回答：在氢能政策执行层面，欧美业界对“三大支柱”要求存在不同声音。部分声音认为，严格的规定会限制项目灵活性并推高成本，因而期望政策放宽；同时也有声音认为，指出若缺乏 “三大支柱”约束，可能出现“洗绿”现象，即名义上发展清洁氢能，实则非但对减排起不到正向意义，反而造成更多温室气体排放。可见，欧美业界普遍认可政策制定的初衷，但也明白潜在问题及实操角度的挑战。

其中，时间相关性要求是执行难点。尽管政策已明确2030年起需实现发电与制氢发生在同一小时之内，但全面落地仍需解决技术数据采集、实时监测及监管协同等问题。这也是设置过渡期的核心原因。从企业角度看，违反“三大支柱”要求将面临双重压力：在美国，企业将拿不到减税优惠，同时在市场端，因下游用户多出于减排目标或政策合规需求采购氢能，不合规产品将面临滞销风险。这种“政策 - 市场”双重倒逼机制，促使制氢企业遵循规范。此外，美国在政策设计上考虑到业界对“额外性”的争议，美国通过能源属性证书（EAC）机制，放宽了在电力来源额外性的认定。欧洲PPA强调制氢对绿电项目的经济支撑，而EAC侧重事后认证。美国此举既回应了业界对政策限制市场活力的担忧，又通过适度监管保障环境效益。通过在政策中提供一些灵活度，适度降低落地门槛，推动首批氢能项目快速实施，同时确保减排目标不被削弱。

问题2：美国绿氢相关补贴法案现在还有效吗？是否已经被终止了？如何看待未来几年美国绿氢产业的发展？

回答：2022年签订《通胀削减法案》（IRA）时已在第 45V节明确为清洁氢能生产提供税收减免政策。但由于最终管理指南于2025年1月才正式发布，政策落地时间较短，目前还没有得到具体信息哪些具体项目获得了45V的减税。

随着特朗普上台，《大而美法案》被提出，其中拟取消45V条款，规定2025年后开工的制氢项目不再享有税收减免，本质上等同于撤销该政策。该法案于2025年5月在美国众议院通过，目前进入参议院审议阶段。《大而美法案》最终是否通过、条款是否调整、何时出结果仍存变数，但预计通过可能性较高。

若撤销45V条款，将对美国制氢尤其是绿氢产业造成重大冲击。IRA 45V条款实施初期，行业信心显著提振；一旦税收减免政策取消，项目前期投资与融资难度将增加。此外，该法案还计划提前终止清洁电力等其他清洁能源的减税政策，美国清洁能源发展及减排进程将会受到很大影响。​

问题3：氢基燃料项目能否任选45V或45Z条款申请？45Z条款目前进展如何？

回答：当前45Z条款提案正处于讨论阶段，最新草案明确45V与45Z条款不可叠加使用，只能选择一个申请。此前提案版本曾允许二者叠加，最新进展显示这一规则已发生变化 。在《大而美法案》中，虽对45V条款及清洁电力减税政策作出调整，但未涉及45Z条款相关内容。因此，即便《大而美法案》通过，45Z 条款大概率会保留下来，只不过无法与45V条款叠加使用。

问题4：制氢与绿电需在同一小时内完成的技术要求基于何种考量？若采用月度或年度匹配会产生何种影响？

回答：时间相关性要求的核心目标在于确保电解水制氢所用电能在当下时刻为清洁电力，同时避免因制氢用电引发电力系统供需失衡，导致化石能源调用而增加碳排放。其关键在于选择能真实反映电力清洁性的时间尺度。​

由于可再生能源发电具有间歇性（如太阳能、风能受光照和风力条件制约），以小时为单位的匹配机制最能有效捕捉可再生电力的实时波动，从而精准衡量其对碳排放的实际影响。普林斯顿大学研究团队基于美国电网数据，评估了不同时间匹配机制下电解水制氢的排放效应，对比了小时、周、年三种匹配周期。结果显示，年度或周度匹配难以实现系统减排目标：制氢厂可能在可再生能源发电低谷期使用高排放的电网电力，而在清洁电力过剩时大量采购，仅通过总量核算实现账面上的“清洁电力占比达标”，无法改变实际用电结构，减排效果流于形式。​

研究表明，只有实施按照小时匹配的要求，才能促使制氢厂的电力采购行为切实推动新增清洁电力并网运行，实现实质性减排。此外，该研究还证实，按小时匹配的时间相关性要求对制氢成本的影响可控，每公斤氢气成本增加不超过1美元，在经济负担可承受的前提下，保障了氢能产业的气候效益。

问题5：在实践层面，欧美氢能政策面临哪些关键挑战？未来还有哪些亟待解决的问题？

回答：美国氢能政策实施面临多重挑战。在可再生电力领域，风电、光伏项目从立项到建设存在诸多阻碍。项目选址与环境评估流程复杂，涉及多部门协作，审批周期漫长，导致大量项目搁置或延期。此外，美国也存在输电通道的缺失，即便电厂建成，也面临并网难题；加之现有电网调度灵活性不足，难以有效消纳可再生电力。而制氢产业为满足“额外性”要求，依赖新建清洁电力，这进一步加剧了供需矛盾。上述问题不仅延缓了电力部门减排进程，也使得美国产业界对 “额外性” 要求持有疑虑。​

此外美国还在面临政策稳定性的问题。总统换届常伴随政策调整，以《大而美法案》为例，其对氢能及清洁能源减税政策的修改意向，给投资周期长、资金需求大的绿氢产业带来巨大不确定性，严重影响项目开发与融资，打击了产业信心。​

欧盟虽政策稳定性相对较高，有利于投资者在项目前期更好地做出长期评估规划，但在氢能项目审批环节存在短板。电解水制氢作为新兴产业，管理部门职责尚未完全明确，跨部门协作机制尚待完善。同时，由于相关政策较新，地方对政策的理解与执行存在偏差。因此，完善的政策与指南仅是产业发展的开端，实现政策有效落地，仍需多部门协同合作。​