1 新能源規模化孕育電氫新機遇

　　1.1 新能源裝機與發電量持續增加

　　自 2010 年以來，我國新能源規模化發展程度加速深化，新能源裝機規模及其相 對于總裝機規模的占比穩步擴張，新能源發電量及其相對于總發電量的占比持續提 升。2010-2022 年，全國裝機量自 966.41GW 擴張至 2564.05GW，其中，新能源裝機規 模自 29.84GW 擴張至 758.05GW，CAGR 達 28.25%，新能源裝機規模占比全國裝機規模 由 3.09%提升至 29.56%;新能源發電量自 495.21 億 kWh 增長至 11899.4 億 kWh，CAGR 達 27.71%，新能源發電量占全社會用電量比例已經達到 13.8%。

　　根據國家能源局發布的《2023 年能源工作指導意見》，2023 年，我國將繼續推進 新能源建設，加速深入結構轉型，大力發展風電、光伏，力爭使得發電量占全社會用 電量的比重達到 15.3%、全年風光裝機增加 160GW。

　　1.2 市場化令新能源大省山東電價分時特征浮現

　　在新能源占比較高的地區，相應時段電價較低。由于新能源發電邊際成本低的特 質，在新能源高發期間，如果用電需求較低，則相應時段市場電價較低。以山東省電 力現貨市場為例： 2018-2022 年，山東省風電、光伏裝機容量及發電量持續增長，風電、光伏裝機 容量自 1146/1361 萬千瓦增長至 2302/4270 萬千瓦，CAGR 達 14.97%/25.69%，風電、 光伏裝機占總裝機量比例自 6.05%/9.93%擴張至 12.14%/23.13%;風電、光伏發電量 占總發電量比例自 2.32%/0.55%擴張至 5.28%/11.25%。

　　山東省高速發展的新能源使電價時段特征明顯。根據 2022.04.01-2023.04.01 年 山東電力現貨實時市場用電側小時級電價統計，在過去一年的 8760 小時中： 0.3 元/kWh(山東燃煤基準價*80%=0.3159 元/kWh)及以下的低電價時段共計達 2534 小時，占比總時長的 28.9%; 0.1 元及以下電價區間的小時數達 1317 小時，占比總時長的 15.03%，該區間的 平均電價為-0.007 元/kWh; 零點價及負電價的電價區間小時數達 693 小時，占比總時長的 7.91%，該區間的 平均電價為-0.634 元/kWh。

　　可見，以 1317 小時計算，即平均每天有 3.6 小時的電價處于 0.1 元/kWh 以下， 并且，隨著光伏裝機進一步加大，日均低電價市場有進一步擴大的可能。

　　1.3 分時低價特征或向全國各省快速擴散

　　截至 2022 年末，全國各省風電、光伏裝機量占各省總裝機量比例前五名的為青 海、西藏、河北、寧夏、安徽(按光伏裝機排序);全國各省風電、光伏發電量占各 省總發電量比例前五名的為青海、西藏、寧夏、甘肅、山東。 考慮到新能源滲透率與分時電價特征高度相關，因此全國多個省份均可出現類似 山東省的電價分時特征，如青海、寧夏、甘肅等。

　　現貨省份的電價分布特征各有差異。目前山東、甘肅、山西、廣東、蒙西等五個 省份已開啟電力現貨連續試運行，電價分布特征各異，新能源發電量占比較高的甘肅、 山西、山東等省份低電價時長明顯較長，而廣東新能源發電量占比低，低電價小時數 明顯較少。這一現象在一定程度上佐證了新能源占比高將促使低電價時長擴大，電價 的降低在一定程度上將推動電解水制氫經濟性好轉。

　　加快建設電力現貨市場，暢通實時電價發現渠道。類似青海、寧夏等省份雖然具 備高比例新能源占比，卻暫無電力現貨市場運行，價格發現能力有限。但是，目前越 來越多的省份正在加速建設電力現貨市場。其中： 山西、廣東、浙江、四川、福建、甘肅、山東、蒙西八省第一批電力現貨市場建 設已連續結算試運行; 上海、湖北、遼寧、江蘇、安徽、河南六省第二批電力現貨市場建設已完成模擬 試運行; 其余省份，如黑龍江、陜西、青海、江西、寧夏、重慶、廣西、海南、貴州、云 南、河北(南網)、湖南等均已展開電力現貨市場建設相關工作。

　　電力現貨市場建設的逐步完善有利于各省份暢通實時電價發現渠道，進而能夠更 直接、明朗地觀測到電價分時分布特征，從而有助于當地政府實施配套政策促進相關 產業的發展。其中，電氫產業基于其低碳環保的核心理念、逐漸凸顯的經濟性，在目 前我國力爭實現能源綠色轉型以及“雙碳”目標的大背景下方興未艾、規模可期。