該政策被認為是電力市場中劃時代的重要政策。本次新規中的放松新能源利用率統計與考核、健全中長期合同機制、“機制電價”保障等多項內容，對下游的氫能領域也將產生變革性影響。

能景研究結合本次新規內容、對新能源發電的影響預測等，嘗試分析出了對氫能行業尤其是制氫領域產生的4項可能的影響，以供行業參考。

值得說明的是，本文以結合政策內容的宏觀分析及預測為主，若有不同的見解，歡迎交流討論。

01 總體來看，電力交易市場化利好氫能發展

本次新規提出，推動新能源上網電量全面進入電力市場。新規實施后，將推動過去光伏/風電部分依靠電網進行保障性收購的交易方式逐漸轉變，通過市場化交易將成為主流。

政策原文：新能源項目(風電、太陽能發電，下同)上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。

能景研究認為，在電力交易市場化后，對于處于電力下游的氫能領域，將會受到更多關注。

一是由于綠電消納的責任主體轉變。

過去綠電的消納由電網承擔全部或大部分，新規實施后，風光發電項目本身也要更多地承擔綠電利用率不足的風險。

這意味著風光發電項目開發方或會更多地關注電解制氫、制鋁等多元化的綠電消納渠道及商業模式，而非僅局限于上網售電。

二是由于綠電交易方式將更加靈活。

為配合綠電市場化交易的推進，后續或繼續配套出臺更多關于配電網、中長期交易等方面的新政策，以滿足風光發電項目綠電消納的需求。

這可能為一些電解制氫商業模式提供政策便利性，尤其谷電制氫、余電制氫等。

02 為綠氫項目提供更多可供選擇的電力方案

本次新規中提到，健全中長期市場交易和價格機制。

中長期購電協議類似于歐盟等市場的可再生電力購買協議(PPA)。即電力用戶與發電企業簽訂的多年期購電協議，一般與綠色屬性(綠證)同時交易。

在海外，PPA模式已較為成熟，協議周期可長達10年到20年，是海外綠電交易的重要路徑。

政策原文：

1.不斷完善中長期市場交易規則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市。允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整。

2. 鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險，形成穩定供求關系。

3.完善綠色電力交易政策，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書(以下簡稱綠證)價格;省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。

能景研究認為，從氫能角度看，新規鼓勵發展中長期購電協議，能夠為國內綠氫項目的開發提供更多可行的供電方案選擇。

此前，若要符合歐盟等海外市場對綠氫電力來源的規定，國內綠氫項目主要選擇“完全綠電”路徑，但在技術、經濟性上仍有一定實現難度。PPA或中長期購電協議也是可操作性較高的綠電路徑之一，但國內目前的綠電交易以短期(多日到一年)交易為主，且在合同/發票、綠色權益歸屬等方面仍不夠明確。

待中長期市場交易或PPA在國內走通后，一是能夠為綠氫項目提供電網電量的支撐，在技術和項目效益上具有更多選擇空間;

二是在綠氫認證方面也將更加明確，如新規中規定“中長期市場交易要求分別明確電能量價格和相應的綠證價格”，這使得綠色電力的認證更加透明和可操作。

03 推動“余電制氫”商業模式發展

本次新規對新能源利用率統計與考核也開始貼近市場化。

政策原文：強化改革與市場協同，新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。

現階段，各地根據新能源利用率紅線(90%或95%)，以及輸、變、配、用等基礎設施情況，由政府制定“指標”來把控風電光伏裝機總量或發電量。

新規落實后，“因報價等因素未上網電量”不納入紅線考核，意味著風電光伏裝機總量(發電量)不再取決于電網能消納多少電力，而取決于發電項目可接受的效益預期。即意味著，“指標”或逐漸由市場化調節代替。

能景研究認為，從氫能角度看，新規可能將推動“余電制氫”等商業模式的發展。

一是未能實現上網的余電將逐漸增多。

風光項目開發由“指標”控制轉向市場化調節后，預計會帶來風光發電在一定比例上的過量建設，直至達到電網容納比例、項目平均收益之間的經濟性平衡。

二是隨著余電增多，部分余電或傾向于“另尋出路”以實現價值升級。

典型如電解制氫、電解銅等電化學路徑。該過程中未來可能衍生出多種商業模式，如風光電站自備一定比例的余電制氫環節、多個項目的余電匯總制氫等，具體也要視各地政策規定。

值得說明的是，能景研究認為，未來“余電”不會是無限且零成本的資源，而是風光項目本身成本考慮的一部分。余電制氫”能否走通，終將取決于各個風光項目的售電收益情況，以及下游用氫場景是否豐富等。

04 推動氫能項目進一步向風光大基地富集

本次新規中的電力現貨市場有2個重點，一是“機制電價”，二是由各省自主決定價、量和期限。

政策原文：

1. 新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，納入機制的新能源電價水平(以下簡稱機制電價)、電量規模、執行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。

2. 現貨市場申報價格上限考慮各地目前工商業用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，具體由省級價格主管部門商有關部門制定并適時調整。

現階段，國內風電、光伏電量由電網保障性收購和市場化交易并行，政府制定的收購價格仍占據重要地位。

新規實施后，風電、光伏逐漸全面納入各省現貨市場化交易，初期由“機制電價”和差價結算對上網電價進行兜底。

可以預見，電價變化將更加貼近市場化，且以省級市場進行區分。按長期發展來看，風光資源豐富省份將更加具備電價下降的潛力。

能景研究認為，從氫能角度看，大型的綠氫項目或更加傾向于向風光資源豐富的省份聚集。

一方面，因為風光資源豐富的省份具有實現更低電價的潛力，會吸引用電負荷轉移。

另一方面，綠氫項目本身的“價值屬性”也在發生變化。隨著各地風光項目建設由“指標”控制轉向市場化調控之后，綠氫項目不再是獲取“指標”的途徑，而將更加看重投資收益，因此更加傾向于電力成本低的區域。