中国工业报记者 余娜

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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），将绿电直连从“单用户”推向了“多用户”，标志着我国在新能源就近消纳领域迈出关键一步。而在整整一年前，650号文刚刚为绿电直连打开了“一对一”的制度之门。

从“一对一”走向“一对多”，绿电直连政策升级之后，落地需要跨越几道坎？这项被业界寄予厚望的制度创新究竟走过了怎样的路程？又在现实中遭遇了哪些梗阻？

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向中国工业报记者表示，多用户绿电直连是新政策出台后必然经历磨合期的正常现象，中央政策的原则框架与地方实际操作之间本身就存在需要逐步打通的距离。多用户绿电直连在打破电网垄断方面迈出了重要一步，相较于增量配电网模式，其制度设计的灵活性为民间资本参与提供了更大的想象空间和驱动力。多用户绿电直连也属于我国近年来电力体制改革中一个具有突破性意义的制度安排，尽管当前边界尚不清晰，但随着商业模式的逐步成型，其前景十分广阔。

政策持续升级，项目开工率低迷

政策热情与现实落差是行业直面的第一道难题。

在厦门大学中国能源政策研究院与自然资源保护协会（NRDC）近日联合举办额第21期电力低碳保供研讨会上，中国能源研究会配售电专委会副秘书长姜庆国披露了一组耐人寻味的数据：截至目前，全国已有24个省份专门发文推动绿电直连，批复的绿电直连项目预计超过400个，新能源总装机超过3000万千瓦。然而，正式开工的项目少之又少。

“从批复的项目到开工的项目，里面还是有很大的差距。”姜庆国直言，“更值得注意的是，去年650号文出台时的社会热情甚至比今年688号文还要高，当时网上有很多点击过万的文章，今年我观察了一下，点击过万的文章就没有那么多”。

为什么政策在升级，市场的热情却在降温？专家们从共识之困、算账之难、落地之惑三个层面给出了诊断。

绿电直连到底为了什么？

对此，姜庆国分析，当前各方对“为什么做绿电直连”这一根本问题尚未形成共识。一种声音认为绿电直连“就不是用来降价的，解决绿色的”；另一种声音则认为“绿电直连不能降价，那干绿电直连目前来说跟我们国情可能还不太适应”。

他提出应从三个层面重新理解绿电直连的价值：其一，绿电直连是新型电力系统健康发展的重要构成，是未来配电网分层分区格局中零碳园区建设的关键路径；其二，绿电直连是破解能源“不可能三角”的重要手段——在适当牺牲某一维度的前提下，寻求另外两个维度的利益最大化；其三，绿电直连是企业对绿色发展的朴素要求。“很多企业一看就近有新能源条件，它本身对绿色发展就是冲着经济性去的还是绿色去的已经是一种很朴素的需求，我觉得不用把它搞成很高大上的一种需求。”姜庆国说。

林伯强进一步指出，多用户绿电直连最大的意义可能不在于绿电认证或碳边境调节，而在于打破电网垄断方面迈出了重要一步。相较于增量配电网模式，其制度设计的灵活性为民间资本参与提供了更大的想象空间和驱动力。

一个公式卡住了多少项目？

如果说共识问题关乎“要不要干”，那么经济性问题直接决定了“能不能干成”。688号文和此前的650号文均依托1192号文确定输配电价计算方式，即按接入公共电网容量征收输配电费。对此，姜庆国分析，这一计算方式在实践中遭遇了严峻挑战：大量绿电直连项目的用户是中型以上用户，对供电可靠性要求高，系统往往采用“一用一备”配置。如果接入公共电网容量按一用一备加起来算，账根本算不过来。

一些地方在实际操作中试图通过调整口径“美化”数据——将接入容量按需量计算，结果算出每度电可节省0.1元甚至0.15元。姜庆国直言：“这件事情我觉得自欺欺人。”

存量负荷的“全部或部分”谁来界定？

688号文提出，工业园区、零碳园区、增量配电网等的“全部或部分负荷”可开展多用户绿电直连。但“全部或部分”这一表述，在地方执行层面引发了巨大的解释空间。对此，姜庆国举例说，各地对存量负荷的界定差异极大。内蒙古在国家级零碳园区项目中，将存量和增量负荷都纳入了项目范围，为全国提供了表率。但对于普通工业园区和增量配电网，到底哪些行、哪些不行仍缺乏清晰指引。

规模效应来了，治理难题也来了

新政688号文将适用范围从单一企业扩大到工业园区、零碳园区、增量配电网、算力设施、绿色氢氨醇项目等。

对此，北方工业大学二级教授李建林分析，这一转变的核心优势在于多用户负荷在时序上可以实现互补，专线可以共用，储能可以协同调度。但“从工程问题到治理问题”的转变同样不容忽视：电量怎么分配？储能成本怎么分摊？绿电不足时谁先用、谁下网？用户退出后成本谁来承担？

在李建林看来，688号文将过去单一企业自用模式升级为园区多用户协同模式，实现了负荷互补、专线共用和储能协同调度，显著增强了项目的经济性与抗风险能力。绿电直连的核心特征包括长期协议、电证合一和价格可控，出口制造业应对碳关税、高耗能产业降低碳排放、数据中心实现绿色用能是三大刚性需求场景。多用户模式下电量分配、储能成本分摊和绿电不足时的优先次序等治理问题需要提前规划。“物理+市场”的双轮驱动将推动源网荷储协同新生态的发展，零碳园区作为国家战略载体，将在更大范围内发挥示范效应。

源网荷储数智化产业联盟理事长程永强从增量配电网运营者的实操角度提供了另一维度的观察。他分析，一个容易被忽视的事实是：增量配电网内部消纳的电量免征外部公共电网输配电费，而多用户绿电直连按1192号文价格机制执行，反而无法完全享受输配电费节省的红利。

“从实际成本核算结果来看，绿电直连项目整体的经济性会弱于增量配电网。”程永强建议，企业应优先筛选“三高”项目——高负荷率、高消纳率、高灵活性，并通过合理配置储能来提升消纳能力、降低接入容量。

一个大用户退出，整个项目怎么办？南方电网能源发展研究院新能源研究所副所长杨再敏对此表示，这对电源企业的风险尤为突出——因为项目上网电量有不超过20%的硬性约束，大用户一旦退出，电源企业将面临电力无处可去的困境。

程永强提出了四层合约风险治理框架：一是建立最低用电量承诺和偏差考核机制，实际用电量低于承诺值70%时触发违约处置；二是建立资产与负荷的接盘机制，退出用户的专项资产可由剩余用户或第三方承接；三是通过违约保证金和分档累计违约金约束非理性退出；四是建立内部平衡委员会和应急响应流程。他同时建议借鉴捷克、丹麦、波兰等国的经验，在紧急情况下允许系统运营商接管直连线路。

电价与绿证，市场化的双重考验

136号文推动新能源全面入市后，电价波动成为绿电直连项目不可回避的风险。

山西省投资规划研究院有限公司副总经理张志雄分析，688号文明文规定多用户绿电直连项目“不纳入新能源可持续发展价格结算机制”，这相当于把项目推入市场化的深水区。

张志雄进一步表示，内部电价应采用“固定+浮动”的混合结构——70%—80%电量按固定价格结算以给用户预期，20%—30%按浮动价格结算与现货市场挂钩，同时设定托底电价和价格上限。对于不同用户类型，可执行差异化电价：大企业给固定电价锁定收益，普通用户签混合电价共享风险，柔性负荷用户以辅助服务收益激励参与需求响应。

在绿证溯源方面，杨再敏建议可以分步推进：近期通过用户与电源间的协议配合绿证交易机制满足需求，远期依托政策明确的小时级溯源机制进行精准计量。张志雄则指出，2025年3月RE100正式宣布无条件认可中国绿证，加之中欧碳边境调节机制（CBAM）已于2026年进入正式实施期，仅认可直连电力模式且要求提供小时级匹配数据，绿电溯源和碳核查不再单单是技术和政策体系，已经成为全球供应链竞争力的基础设施。

多用户绿电直连与增量配电网究竟是什么关系？

姜庆国分析，全国约480家增量配电网中，真正良性运行的仅70—80家。他建议不要将两者对立起来，而应推动融合发展——允许增量配电网参考执行或自愿选择绿电直连政策，同时将借助绿电直连发展好的零碳园区、绿电园区“置换”为增量配电网。

杨再敏则持更激进的观点：“如果这个政策实施得好，未来绿电直连应该可以更多地实施，增量配网和源网荷储一体化这些项目也可以采用绿电直连项目方式推进。”

程永强从实操角度进行了补充：国内已有顶级设计院在北方数据中心集群项目中，放弃了单纯的688号文路径，转而选择了“绿电直供加增量配电网”的复合模式——这说明在实践中，两种制度的边界远比理论上的划分更为模糊，融合创新正在发生。

自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉提醒，从当前市场现状来看，绝大多数绿电直连项目的综合用电电价仍高于常规市场化购电电价，单从经济维度考量，目前主要还是适合新能源富集区或确有出口刚需的产业群与园区。但他同时强调，从电力系统长远发展来看，随着新能源多业态融合进程持续加快，单一依靠大电网来承担调节、备用等全量系统安全保障责任的模式难以为继，绿电直连项目是探索“新能源就近就地消纳、主-配-微多级电网协同”模式的重要先行实践。

从650号文到688号文，一年时间，绿电直连从“一对一”走向“一对多”。政策的制度设计在快速迭代，但落地的现实挑战同样在快速显现——共识尚未凝聚、账本尚待算清、细则尚需明确、风险尚需管控。

“新政策出台后必然经历磨合期。中央政策的原则框架与地方实际操作之间本身就存在需要逐步打通的距离。应看到，前景依然乐观。688号文的出台是近几年电力体制改革很重要的方面，对打破电网垄断迈出了重要一步。”林伯强展望。

黄辉则提醒，相较于单用户绿电直连模式，多用户绿电直连依托规模效应、挖掘多元负荷互补调节潜力，可一定程度上摊薄项目成本、对冲运营风险；但该模式也衍生出多用户内部调度、费用核算与分摊、违约认定与追偿等更为复杂的运营难点。现阶段绿电直连项目处于以电量匹配为主的初级形态，未来可以进一步探索自平衡型微电网模式，这将是我国建设新型电力系统的重要路径之一。