□中国发展改革报社记者  张海莺

国家发展改革委、国家能源局近日发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“688号文”），允许一个或多个绿色电源向多个用户供应绿电。这是在此前确立的“单用户”模式基础上，对绿电直连的适用范围、投资建设、运行管理和市场交易等关键环节均提出了新的制度安排，也为绿色氢氨醇项目降本提供了具有操作性的指引。

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”），填补了单一用户开展绿电直连的政策空白，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，各省份迅速响应。同年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。

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》（以下简称“1192号文”），有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电价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号文明确了输配电缴费公式，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，与650号文相比，688号文的政策创新点之一是“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，要想实现国家发展改革委等部门今年3月印发《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》明确的终端用氢平均价格目标——到2030年降至25元/千克以下、力争在部分优势地区降至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。有业内专家表示，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。通过国家层面进一步减免相关附加费用，将有效加快上游制氢环节成本下降速度。