绿电直连走向多用户 就近消纳迈入新阶段

来源：中国能源新闻网 时间：2026-05-27 17:59

　　近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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）。从政策演进的脉络看，2025年650号文首次确立了绿电直连的制度框架，同年1192号文明确了新能源发电就近消纳项目的价格机制，此次688号文则将绿电直连从单用户拓展至多用户，政策体系日趋完善，为绿电直连从试点探索走向更大范围应用提供了制度基础，对新型电力系统建设和能源绿色低碳转型具有深远影响。

　　一、三重压力叠加的现实需求

　　新能源装机规模持续高速增长，消纳矛盾日益突出。截至“十四五”末期，我国新能源总装机规模已达19亿千瓦，到2035年将达36亿千瓦，但部分地区系统消纳能力受限。2025年3月全国风电、光伏利用率同比分别下降3.5个和2.8个百分点，青海、蒙西、陕西等地区已低于90%。破解这一困局，既要靠大电网跨区输送配置，也要加强就近就地消纳。绿电直连通过就近匹配源荷两端，减少对远距离输送和公共电网购电的依赖，成为破解消纳难题的有效路径。

　　国际碳壁垒加速收紧，可溯源绿电成为出口企业的刚需。2026年1月1日，欧盟碳边境调节机制（CBAM）进入正式实施期。欧盟进口商品仅认可国家平均电力消费组合和直连电力模式两种电力碳排放计算模型，要求绿电来源必须通过专属线路或点对点购电协议实现物理连接，且需提供小时级匹配数据，通过物理直连实现“点对点”绿电供应则成为了出口企业穿透碳壁垒的现实选择。

　　企业绿色用能需求日益迫切，亟待向多用户拓展。工业园区占我国总能耗的66%以上，碳排放双控考核和可再生能源消纳责任权重考核对用能企业形成双重约束，零碳园区、产业集聚区等场景对绿电直连的需求尤为集中。相比为每家用户单独架设专用线路，多用户共用一套专用设施，能够利用不同用户之间的负荷错峰实现互补，提高设备利用效率，从而摊薄投资和运维成本。将绿电直连从“一对一”拓展至“一对多”，是降低落地门槛、扩大受益范围、提升就近消纳规模的现实路径。

　　二、从单用户到多用户的重要突破

　　688号文对多用户绿电直连的制度设计，本质上是为包含多方主体的“绿色电力微生态”构建一整套运行规则。这套规则沿着“生态构建—组织模式—交易运行—溯源认证”的逻辑层层递进，在四个维度完成了对650号文的突破。

　　一是适用范围和应用场景大幅拓展，解决“谁可以参与”的问题。650号文仅支持新能源向单个用户直供，688号文在此基础上打开了四类参与通道：新建负荷可同步配套新能源，实现“荷源一体”从零起步；存量单用户项目可吸纳新用户、扩建电源，实现从点及面滚动发展；有绿电消费需求的企业可利用周边新能源资源自主探索；工业园区、零碳园区、增量配电网的全部或部分负荷可就近接入新能源。分布式光伏还可通过集中汇流方式参与，算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业被列为优先支持对象。多用户共担线路投资运维成本的制度安排，降低了中小企业获取直连绿电的门槛，产业链上下游协同的绿电直连模式有望加速落地。

　　二是投资主责机制从“单一主体”转向“多元共建”，解决“如何组织”的问题。单用户模式下，电源与负荷一对一对接，组织协调相对简单。而在多用户场景中，若各主体仍各自为政，整个系统的运行安全与平衡责任将被虚置，陷入“人人有责、无人负责”的困局。688号文明确规定项目必须组建具备法人资格的主责单位，原则上由电源与负荷方合资组建，也可由园区管委会或第三方机构牵头，由其承担项目内部所有设施的投建运管、市场交易及电费结算的最终责任。同时，允许其通过租赁等方式灵活利用存量电力设施，赋予了项目落地必要的组织与物质保障。

　　三是市场交易机制从原则要求走向可操作安排，解决“如何运行”的问题。650号文要求项目整体参与电力市场，但未细化操作规则。688号文为多用户联合体参与市场搭建了制度框架。其一，确立了统一决策主体。项目以新型经营主体身份注册，主责单位统一申报交易，内部各主体不得各自入市。这避免了多用户场景下交易行为碎片化导致的协调失灵，将“整体参与”从原则表述转化为可执行的制度安排。其二，设计了渐进式入市路径。初期以“报量不报价”方式参与现货市场，条件成熟后过渡至“报量报价”。这一安排考虑到了多用户项目在运行初期负荷预测和市场报价能力尚需积累的实际，以渐进方式为其留出了适应空间，降低了新业态的参与门槛。

　　四是绿电溯源机制实现突破性创新，解决“如何认证绿电”的问题。650号文仅在定义中提及绿电直连“可实现供给电量清晰物理溯源”，未设具体规则，而688号文将其作为核心制度加以确立。多用户场景下，电量的精准溯源和公平分配是核心难题，政策要求项目在内部各关口安装双向分时计量装置，以关口计量为基础实现小时级新能源发用电量匹配，各用户按用电量占比确定自发自用电量。这一机制与绿证核发、碳排放因子计算进行了系统衔接，使企业能够获得“看得见、证得明”的绿电，为出口企业应对欧盟CBAM提供了制度保障。

　　三、各方利益格局面临调整

　　对新能源开发企业而言，多用户模式拓宽了就近消纳的空间，但也对企业能力提出了新要求。单用户框架下，一个项目只能对接一个用户，消纳池容量的上限就是单个用户的负荷上限，用户减产或停产则绿电无处可去，项目风险高度集中。多用户模式将消纳端从一个用户拓展为多个用户，开发企业可以面向工业园区、产业集聚区等场景，以一套专用设施服务多家企业，负荷池容量更大、稳定性更高，单个用户的波动可以在多用户之间平滑消化，这直接降低了项目的消纳风险，也为消纳受限地区的新能源开发打开了新的落地空间。但多用户直连意味着企业需要同时面对多个用户的差异化用电特性，协调难度显著增加。过去，开发企业与单一用户签订售电协议后，双方依约执行即可，交互关系相对简单。而在多用户场景下，项目收益取决于多个用户整体的消纳表现，企业必须主动整合分散的负荷资源，协调不同用户的用电差异和利益诉求，并长期负责项目内部的供需匹配和运行调度，能力要求从工程建设端延伸至负荷管理和持续服务端。

　　对用电企业而言，满足了绿电溯源需求并降低用电成本，但内部协调成本不可低估。项目内部各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配，这种物理直连叠加小时级溯源，使企业获得的绿电能够支撑出口产品碳足迹核算，且多用户共担线路投资运维费用降低了中小企业的准入门槛，直连模式下供需双方协商定价，省去了中间环节费用。但“组团”本身就意味着协调成本，多家企业共用一套专用设施，投资如何分摊、电量如何分配、负荷冲突时优先级如何确定，这些都需要在项目主责单位框架下通过协议解决，对于协调能力不足的园区和企业，落地过程可能远比预期漫长。

　　对电网企业而言，多用户模式的推广正在推动其责任边界和运行角色的重新界定，系统运行复杂度加剧。多用户直连模式下，项目内部的供电中断责任由主责单位承担，电网企业的责任从“保底供应”收缩为“按约服务”。这并非责任的弱化，而是边界的厘清。与此同时，项目主要依靠自身储能和负荷调节能力实现就近消纳，内部波动就地平衡，接网容量进一步压低，对公共电网的调节需求相应降低，避免了对公共电网容量的过度占用。

　　但是，多用户项目涉及多个发电和用电主体，内部发用电时序匹配、负荷分配、偏差考核的复杂度远超单用户模式，且项目内部电气接线和运行方式更为复杂，安稳装置配置、频率电压控制等涉网技术管理面临更高要求，安全管控的难度将增加。当项目出现偏差或故障时，是由自身自平衡能力不足引发，还是由公共电网侧扰动传导所致，在实际运行中往往难以清晰界定和追溯，仍需在实践中摸索。此外，基于分时计量的绿电溯源机制要求电网企业计算溯源结果并推送至国家绿证核发交易系统，这对计量自动化系统和数据治理能力提出了升级要求。

　　因此，新能源开发利用需要集中与分布并举，绿电供应模式可以绿电直连、公网绿电专供、绿电绿证等多措并举，给用户多元化选择。多用户绿电直连是就近消纳的有效方式之一，但并非唯一路径。各类模式的组合应服务于电力系统的整体最优，不能因为单一模式的推进而影响系统安全稳定运行这一根本前提。

　　同时，政策效应的充分释放还需要多重条件的协同配合。一是各省需加快出台配套实施细则，在项目用户边界、就近消纳距离、电量自平衡能力、电量电力交互特性等具体指标上给出清晰指引，特别是要明确项目的退出机制，让市场主体有稳定的制度预期。由于我国中西部、中东部各省的新能源构成、用能企业构成和需求存在较大差异，各地将在国家统一框架下，根据自身资源禀赋和产业特点，形成差异化的发展路径。二是项目主责单位需要尽快建立内部管理能力，特别是在多主体协调、负荷预测、安全管理和内部结算等方面的专业能力。三是绿电溯源技术体系和数据治理需要加快推进，中国绿证体系需加速向小时级溯源、区块链存证升级，实现与国际互通互认，确保溯源结果的准确性和公信力。

　　可以预见，当越来越多的园区和企业参与到多用户绿电直连中来，一个“源网荷储”协同共生的绿色电力生态系统将逐步形成，为我国“双碳”目标的实现提供坚实的制度支撑和市场动力。（国网能源院电网所高级研究员丁玉成、室主任谢光龙、副所长靳晓凌）

　　责任编辑：刘础琪