让企业自己“算账”，688号文为绿色氢氨醇带来机遇？

作者 | 中国产业发展促进会氢能分会

时隔近一年，绿电直连领域再度迎来重磅政策。2026年5月20日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号，以下简称“688号文”），在此前确立的“单用户”模式基础上，清晰界定了多用户绿电直连的定义与运行形态，并明确了投资、运营管理模式，为绿色氢氨醇项目降本提供了极具操作性的指引。

2025年5月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“650号文”），正式确立了绿电直连的合法地位，构建起覆盖适用范围、规划建设、运行管理和市场交易的全流程制度框架。650号文发布后，各省迅速响应。2025年7月8日，云南率先印发《云南省推动绿电直连建设实施方案》，明确支持高载能先进制造、战略性新兴产业和出口导向型企业，成为全国首个省级绿电直连实施方案。

然而，由于项目边界和保供责任不够清晰，项目对公共电网稳定供应服务应承担的经济责任不够明确，650号文出台后，绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式的发展总体偏慢。为破解这一难题，2025年9月12日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号，以下简称“1192号文”），针对性地完善了相关价格机制。此后，包括辽宁、内蒙古等在内的省区也及时跟进出台了相关政策。

1192号文厘清了就近消纳项目的双重角色：发电时是发电企业，用电时是电力用户。为保障项目在自身发电不足时仍能随时用电，电力系统需按其接网容量提供稳定供应保障服务——主要包括发电机组提供的调节服务（经济上体现为系统运行费）和电网企业提供的“通道保障”服务（经济上体现为输配电费）。

1192号文还明确了缴费方式。输配电缴费方面，就近消纳项目的输配电价由此前的两部制改为主要按接网容量缴费；可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。系统运行费缴纳方面，就近消纳项目继续按下网电量缴纳，未来逐步过渡到按占用容量等方式收取。

1192号文明确的输配电缴费公式中，容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。据中国产业发展促进会氢能分会测算，按变压器容量、按负荷实际需量两种模式下计收的项目容（需）量电费差异显著，按变压器容量模式会大幅增加项目运营成本，甚至直接影响项目的财务生存能力、造成项目亏损。

依据1192号文确定的容（需）量电费公式，项目方根据自身条件确定接网容量，将成为影响输配电费支出水平的变量。最新发布的688号文要求并网型项目“统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益等因素，自主合理确定接入公共电网容量”，进一步指明了降本方向。国家能源局在政策解读中亦明确指出，688号文的新要求旨在“引导项目合理申报接入容量，减少对公共电网的容量占用，提升项目自身经济性的同时，一定程度提高公共电网资产投资效率”。对于氢基绿色燃料项目而言，688号文指明的降本方向值得项目方思考并探索。

制氢成本高企是制约产业规模化的主要瓶颈。行业数据显示，主流碱性电解水制氢中电力成本占比超70%。由此可见，制氢成本降低的关键在于降低用电成本。考虑到电解水制氢需要连续运行，完全离网在现实中难以实现。因此，氢基绿色燃料项目并网型绿电直连模式成为首选。在1192号文明确就近消纳项目经济责任后，688号文进一步要求项目方通过精细化的源荷匹配和储能配置，主动压减对公共电网的备用容量需求，理顺了绿电直连模式下氢基绿色燃料项目降本的方向。据中信证券此前研报测算，接入公共电网容量每降低5个百分点，度电成本可节省约0.10元/千瓦时。这也意味着，绿电直连模式下，氢基绿色燃料项目内部自平衡能力越强，接网容量越低，度电成本越接近“理想值”。

不过，要想实现工业和信息化部、财政部、国家发展改革委《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》（工信部联节〔2026〕59号） 明确的终端用氢平均价格目标——到2030年降至25元/千克以下、优势地区力争降至15元/千克左右——理顺绿电直连政策仅仅是推动制氢端降本的一环。进一步降本还需要国家层面出台专项电价政策。当前，电费构成中除了线损费用、输配电费、政策性交叉补贴和系统运行费外，还包括重大水利工程建设基金、可再生能源电价附加等政府性基金附加。若国家层面能进一步减免相关费用，上游制氢成本下降的速度也有望加快。