重磅的电价改革政策，对氢能行业有何影响？

该政策被认为是电力市场中划时代的重要政策。本次新规中的放松新能源利用率统计与考核、健全中长期合同机制、“机制电价”保障等多项内容，对下游的氢能领域也将产生变革性影响。

能景研究结合本次新规内容、对新能源发电的影响预测等，尝试分析出了对氢能行业尤其是制氢领域产生的4项可能的影响，以供行业参考。

值得说明的是，本文以结合政策内容的宏观分析及预测为主，若有不同的见解，欢迎交流讨论。

01 总体来看，电力交易市场化利好氢能发展

本次新规提出，推动新能源上网电量全面进入电力市场。新规实施后，将推动过去光伏/风电部分依靠电网进行保障性收购的交易方式逐渐转变，通过市场化交易将成为主流。

政策原文：新能源项目(风电、太阳能发电，下同)上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

能景研究认为，在电力交易市场化后，对于处于电力下游的氢能领域，将会受到更多关注。

一是由于绿电消纳的责任主体转变。

过去绿电的消纳由电网承担全部或大部分，新规实施后，风光发电项目本身也要更多地承担绿电利用率不足的风险。

这意味着风光发电项目开发方或会更多地关注电解制氢、制铝等多元化的绿电消纳渠道及商业模式，而非仅局限于上网售电。

二是由于绿电交易方式将更加灵活。

为配合绿电市场化交易的推进，后续或继续配套出台更多关于配电网、中长期交易等方面的新政策，以满足风光发电项目绿电消纳的需求。

这可能为一些电解制氢商业模式提供政策便利性，尤其谷电制氢、余电制氢等。

02 为绿氢项目提供更多可供选择的电力方案

本次新规中提到，健全中长期市场交易和价格机制。

中长期购电协议类似于欧盟等市场的可再生电力购买协议(PPA)。即电力用户与发电企业签订的多年期购电协议，一般与绿色属性(绿证)同时交易。

在海外，PPA模式已较为成熟，协议周期可长达10年到20年，是海外绿电交易的重要路径。

政策原文：

1.不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。

2. 鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。

3.完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书(以下简称绿证)价格;省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

能景研究认为，从氢能角度看，新规鼓励发展中长期购电协议，能够为国内绿氢项目的开发提供更多可行的供电方案选择。

此前，若要符合欧盟等海外市场对绿氢电力来源的规定，国内绿氢项目主要选择“完全绿电”路径，但在技术、经济性上仍有一定实现难度。PPA或中长期购电协议也是可操作性较高的绿电路径之一，但国内目前的绿电交易以短期(多日到一年)交易为主，且在合同/发票、绿色权益归属等方面仍不够明确。

待中长期市场交易或PPA在国内走通后，一是能够为绿氢项目提供电网电量的支撑，在技术和项目效益上具有更多选择空间;

二是在绿氢认证方面也将更加明确，如新规中规定“中长期市场交易要求分别明确电能量价格和相应的绿证价格”，这使得绿色电力的认证更加透明和可操作。

03 推动“余电制氢”商业模式发展

本次新规对新能源利用率统计与考核也开始贴近市场化。

政策原文：强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。

现阶段，各地根据新能源利用率红线(90%或95%)，以及输、变、配、用等基础设施情况，由政府制定“指标”来把控风电光伏装机总量或发电量。

新规落实后，“因报价等因素未上网电量”不纳入红线考核，意味着风电光伏装机总量(发电量)不再取决于电网能消纳多少电力，而取决于发电项目可接受的效益预期。即意味着，“指标”或逐渐由市场化调节代替。

能景研究认为，从氢能角度看，新规可能将推动“余电制氢”等商业模式的发展。

一是未能实现上网的余电将逐渐增多。

风光项目开发由“指标”控制转向市场化调节后，预计会带来风光发电在一定比例上的过量建设，直至达到电网容纳比例、项目平均收益之间的经济性平衡。

二是随着余电增多，部分余电或倾向于“另寻出路”以实现价值升级。

典型如电解制氢、电解铜等电化学路径。该过程中未来可能衍生出多种商业模式，如风光电站自备一定比例的余电制氢环节、多个项目的余电汇总制氢等，具体也要视各地政策规定。

值得说明的是，能景研究认为，未来“余电”不会是无限且零成本的资源，而是风光项目本身成本考虑的一部分。余电制氢”能否走通，终将取决于各个风光项目的售电收益情况，以及下游用氢场景是否丰富等。

04 推动氢能项目进一步向风光大基地富集

本次新规中的电力现货市场有2个重点，一是“机制电价”，二是由各省自主决定价、量和期限。

政策原文：

1. 新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平(以下简称机制电价)、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。

2. 现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。

现阶段，国内风电、光伏电量由电网保障性收购和市场化交易并行，政府制定的收购价格仍占据重要地位。

新规实施后，风电、光伏逐渐全面纳入各省现货市场化交易，初期由“机制电价”和差价结算对上网电价进行兜底。

可以预见，电价变化将更加贴近市场化，且以省级市场进行区分。按长期发展来看，风光资源丰富省份将更加具备电价下降的潜力。

能景研究认为，从氢能角度看，大型的绿氢项目或更加倾向于向风光资源丰富的省份聚集。

一方面，因为风光资源丰富的省份具有实现更低电价的潜力，会吸引用电负荷转移。

另一方面，绿氢项目本身的“价值属性”也在发生变化。随着各地风光项目建设由“指标”控制转向市场化调控之后，绿氢项目不再是获取“指标”的途径，而将更加看重投资收益，因此更加倾向于电力成本低的区域。