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根據國家發展改革委、國家能源局發布的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號），結合當前綠氫產業發展現狀與政策導向，以下是對該文件在風光制取綠氫產業中的意義與作用的深度解讀：

一、直接降低綠氫制取成本，提升經濟性

市場化電價機制推動綠電成本下降

文件明確要求新能源上網電價全面由市場形成，風電、光伏發電等電力將全部進入市場交易。截至2024年底，中國新能源裝機規模已達14.1億千瓦，占電力總裝機的40%以上（超過煤電）。市場化交易將加速電價與供需關系的動態匹配，尤其在風光資源豐富的地區，午間光伏出力高峰時段電價可能顯著下降，直接降低電解水制氫的電力成本。

數據支持：目前綠氫成本中電力成本占比高達60%-70%，若市場化電價機制推動綠電價格下降10%-20%，綠氫成本可降低至15-20元/公斤（2025年電解槽效率提升后測算）。

差價結算機制穩定收益預期

文件提出建立“新能源可持續發展價格結算機制”，對市場交易電價低于機制電價的部分給予差價補償。例如，當光伏午間市場電價跌至0.1元/度時，若機制電價為0.25元/度，差價補償可保障綠氫項目獲得穩定的電力成本區間，避免收益劇烈波動。

二、加速綠氫項目規?；涞?/strong>

推動風光氫一體化項目發展

政策要求區分存量和增量項目分類施策，增量項目（2025年6月1日后投產）的機制電價通過市場化競價確定。結合國家規劃，2025年綠氫產能缺口預計達9-10萬噸（保有量11萬噸），而各地規劃綠氫產能合計超120萬噸，其中68萬噸已開工未招標。市場化電價機制將吸引更多企業布局風光氫儲一體化項目，例如內蒙古、新疆等風光資源富集區已規劃多個百兆瓦級綠氫項目，預計2025年電解槽招標量將達5GW。

政策與市場協同釋放投資潛力

文件強調“政策統籌協調”，與綠證、消納責任權重等政策聯動。例如，納入差價結算機制的電量不重復獲得綠證收益，避免政策套利，引導資本流向真正具備成本競爭力的綠氫項目。2024年國內立項的綠氫產能已超600萬噸，政策落地后預計2025年新增項目招標量將同比翻倍。

三、促進綠氫消納與商業模式創新

綠氫與電力系統協同消納

新能源全面入市后，綠氫可作為靈活調節負荷，緩解風光發電的間歇性問題。例如，午間光伏出力過剩時段可大規模制氫，晚高峰電力短缺時段通過氫儲能反哺電網。政策要求“合理確定中長期合同的量價曲線”，為綠氫企業與發電方簽訂長期低價購電協議提供制度保障。

拓展綠氫下游應用場景

文件提出“綠色電力交易中明確綠證價格”，推動綠氫與綠電、綠證綁定，提升其在化工、冶金、交通等領域的經濟性。例如，綠氫制綠氨/甲醇對傳統工藝替代比例若達30%，可帶動556萬噸綠氫消納。燃料電池汽車領域，2025年規劃保有量5萬輛（當前2.5萬輛），綠氫成本下降將加速重卡等商用車的氫能替代。

四、行業長期發展的制度性保障

明確增量項目競價規則

增量項目的機制電價通過市場化競價確定，初期按技術類型分類（如堿性電解槽與PEM電解槽），避免低價惡性競爭。省級部門將設定競價上限（參考合理成本與用戶承受能力），確保綠氫項目投資回報率穩定在8%-10%。

動態調整機制與退出規則

每年新增納入機制的電量規模根據消納責任權重完成情況動態調整，未達標地區次年需增加規模，倒逼地方政府優化綠氫項目布局。項目執行期滿或自愿退出后不再享受差價補償，形成“扶優汰劣”的市場環境。

總結：政策對綠氫產業的核心價值

成本端：通過市場化電價+差價補償，綠氫制取成本有望降至15-20元/公斤（2025年目標區間）。

規模端：2025年電解槽招標量預計5GW，綠氫產能規劃缺口填補速度加快。

商業模式：風光氫儲一體化、綠電長協購電等模式將成主流，推動全產業鏈降本增效。

該文件的實施標志著綠氫產業從政策驅動向市場驅動的關鍵轉折，建議綠氫企業重點關注西北、華北等風光資源富集區的電價動態，并提前布局電解槽技術與綠氫消納場景。

《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）具體內容請查看氫智會小程序。

來源：綠氫對話