又一个重大突破：绿电直连从“一户一线”走向“多户组团”

本文来自微信公众号： 芯流新能源 ，作者：禾水

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从1.0到2.0

2025年5月，国家发展改革委、国家能源局《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称为“650号文”）开创了新能源就近消纳利用新模式。

在那份文件里，绿电直连第一次有了国家层面的清晰框架：风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，通过专用线路向单一用户供给绿电。

这一步很重要。过去，企业买绿电，更多依赖市场交易和绿证体系。但对于一些出口企业来说，只说“买了绿电”还不够。它们需要向客户、供应链、甚至海外规则证明：我的产品生产过程中，确实用了可追踪、可核算的绿色电力。

1.0的价值，就在于给这类企业提供了一条物理上更清楚的路径。

但“一对一”的模式也很挑对象。

它需要一个足够大的用户，最好用电稳定、信用好、经营周期长。否则，绿电直连这种重资产项目就会很尴尬：线路建了，变电设施投了，储能配了，一旦唯一的用户减产、搬迁、退出，项目收益就会瞬间塌掉。

园区场景更是如此。工业园区里往往不是一家巨无霸企业，而是一群中小企业。单看一家，负荷不够大；合起来看，却是一条很有价值的用电曲线。单个企业承担不起专线成本，多家企业共同分摊，账才有可能算通。

这就是688号文的突破。

它把绿电直连从“一对一”推向“一对多”。文件明确，多用户可指向多个不同法人实体，包括工业园区、零碳园区、增量配电网、算力设施、绿色氢氨醇等，都被放进了政策视野。

如果说650号文是给绿电直连点火，688号文就是让这把火从单个企业烧向园区和产业集群。

02

绿电直连的几道闸门

688号文并不是简单说一句“支持多用户绿电直连”。

它更像一本操作手册，哪里能开口，哪里要设限，谁来负责，电钱怎么结，绿电怎么分，都被写进了规则里。

第一道闸门，是负荷。

文件强调“以荷定源”。意思是，不能先圈一片新能源资源，再到处找用户；也不能把绿电直连包装成另一种上网项目。真正的起点，是负荷在哪里、规模多大、曲线稳不稳。

项目要根据用电需求来规划新能源装机规模，还要匹配好电源和负荷的投产节奏。电源建早了，负荷没起来，消纳会出问题；负荷来了，电源和储能跟不上，绿电比例又达不到。绿电直连的关键，从一开始就不是“建多少电源”，而是“能不能把电用在附近、用在项目内部”。

第二道闸门，是比例。

文件延续了650号文的几条红线：项目年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%；自发自用电量占总用电量比例不低于30%，2030年前不低于35%；并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%。

如果把一个项目一年可用发电量看成100度，至少60度要在项目内部消化，最多原则上只有20度可以送回公共电网。这个设定很关键，它把多用户绿电直连牢牢按在“就近消纳”的轨道上。

更严格的地方在反送电。650号文对反送电的规定是分区对待：现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送；而688号文统一为“在省级能源主管部门明确的消纳困难时段，不得反送电”。也就是说，项目不能在自己消化不了的时候，把压力顺手甩给大电网。

第三道闸门，是责任。

多用户项目比单用户项目复杂得多。电源方、多个用户、园区平台、储能运营方、线路资产方，任何一个环节说不清，后面都会变成纠纷。

所以文件要求项目明确独立主责单位。这个主责单位要具备法人资格，原则上可以由电源方与负荷方合资组建，也可以由一方单独投资；园区模式下，还可以由园区管委会或第三方机构投资组建，但不包括运营输电业务的公共电网企业。（注：650号文中，绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位）

第四道闸门，是市场。

并网型项目要以新型经营主体身份注册，原则上作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报。初期可以“报量不报价”参与现货市场，条件成熟后再过渡到“报量报价”。同时，项目不得由电网企业代理购电。

什么时候多用绿电，什么时候充储能，什么时候少从公网买电，内部用户之间怎么分摊成本和收益，都会影响项目回报。

最后一道闸门，是溯源。

绿电直连的价值，很大一部分来自“说得清”。文件提出，并网型项目整体按照内部实际新能源发电量，扣减上网电量后确定自发自用电量；项目内部各用户可以按每个时段用电量占比，确定各自的自发自用绿电，实现小时级新能源发用电量匹配。

这解决了多用户场景里最容易争议的问题：一组企业共同用一套绿电，最后绿电权益怎么分？

小时级匹配，把绿电分配从“粗略算账”往“精细核算”推了一步。对出口企业、重点用能企业、碳排放约束企业来说，这会直接影响它们的绿证、碳足迹和履约材料。

所以，688号文最值得关注的地方，在于它一边开门，一边立规矩。门打开了，但想进来，必须带着负荷、带着责任、带着调节能力。

03

业态革新

多用户绿电直连率先激活的，可能是一座座园区。

过去，园区招商常讲区位、土地、税收、产业链。未来，能源能力会变成新的筹码。能不能提供稳定绿电，能不能帮助企业做碳核算，能不能把绿证和生产场景对应起来，会越来越影响企业选址。

对很多中小企业来说，单独做绿电直连几乎不现实。专线、变电设施、储能、运营平台，每一样都是成本。但放到园区里，多家企业一起用，一套基础设施服务一组负荷，项目经济性就会改善。材料中也提到，多用户模式可以让多个主体共担线路投资和运维成本，同时降低单一用户退出对项目收益的冲击。

这就像过去每家企业都想单独打井，成本高、风险大；现在园区统一修一套供水系统，企业按需使用，水源、管网、计量和结算统一管理。绿电直连走到多用户阶段，园区很可能就是那个“修系统”的主体。

第二个被改变的，是新能源企业。

过去新能源项目最关心资源、指标和并网。哪里风光资源好，哪里能拿到开发指标，哪里有电网接入空间，项目就往哪里走。

现在，负荷的重要性被明显抬高了。

688号文支持尚未开展电网接入工程建设的新能源项目，以及因消纳受限无法并网的新能源项目，在履行手续后探索多用户绿电直连。

2026年5月22日，新疆第一批多用户绿电直连项目落地，分别指向哈密市伊吾县算力创新示范区和克拉玛依市云计算产业园区。两个项目的负荷端都是数据中心，合计配套新能源装机16万千瓦。

这意味着，一些新能源项目不必只在公共电网门口排队，也可以主动向周边找负荷。附近有没有园区？有没有算力中心？有没有高耗能企业？这些问题会变得越来越重要。

第三个被改变的，是储能和能源管理平台。

多用户绿电直连听起来像“电源连用户”，真正跑起来却是“源、荷、储、网、证、价”一起协调。风光出力会波动，企业用电会变化，现货市场价格会起伏......

没有储能和智能调度，项目很容易卡在比例、峰谷、结算和安全运行上。

也就是说，储能负责把波动的风光出力“压平”一些，提高自发自用比例；能源管理平台则要把园区里不同企业的用电节奏、储能策略、电价变化和绿电分配统一算清楚。

谁能把这套账算明白、调得顺，谁就更可能在多用户绿电直连项目里拿到位置。

04

尾声

接下来，进一步决定项目成色的，会是各地方的细则。

国家层面已经把框架搭起来了，但项目能不能落地，仍然要看各省怎么细化。适用主体怎么定，用户边界怎么划，就近消纳距离怎么算......

不同省份的节奏也会不同。新能源资源多、消纳压力大、园区负荷集中的地区，可能会更快出现样板项目；负荷分散、调节能力弱、市场机制不成熟的地区，推进会更谨慎。

但方向已经清楚了。

企业以后理解“电”，要看来源、时段、绿证、碳属性、结算方式和供应稳定性。

对于出口企业来说，一度电背后的绿色证明，可能会影响一张海外订单；对于园区来说，能不能组织绿电，可能会影响下一批企业愿不愿意进来；对于新能源企业来说，负荷在哪里，可能比资源在哪里更接近项目成败。

688号文看起来只是把绿电直连从“一个用户”扩展到“多个用户”，但它牵动的是更深的变化。

新能源从发电侧走向用户侧，园区从用电集合体变成能源组织者，储能从配套设备变成项目稳定运行的关键，绿证和碳核算也从纸面概念进入真实生产场景。