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（来源：北极星电力市场网）
随着新能源装机快速增长、消纳压力持续显现，以及国际碳贸易规则对绿电来源提出更高要求，绿电直连正在从少数场景探索，走向更具规模化意义的制度安排。尤其是多用户绿电直连的提出，使园区、产业集群、出口型企业和增量配电网等场景有了更清晰的绿电获取路径，也让“绿电怎么来、价值怎么算、成本怎么分摊”成为市场关注的核心问题。
本文将从国家政策到地方实践，系统梳理多用户绿电直连的背景动因、政策演进、核心制度安排、地方落地差异及未来趋势。
01 “绿电直连”背景动因
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为什么需要绿电直连
绿电直连模式的推出与迭代并非凭空出现，而是我国新能源高比例发展阶段破解消纳瓶颈、应对国际碳贸易规则、适配产业绿色转型需求的必然选择，政策演进核心源于多重现实需求的叠加。
新能源消纳压力持续凸显。截至2026年上半年，全国新能源装机已达19.5亿千瓦，占总装机比重升至48.3%，但部分“三北”地区风光利用率降至90%以下，青海、蒙西等地消纳压力尤为突出，仅依靠大电网跨区输送已难以匹配装机增长节奏，亟需探索就近消纳的新路径国家能源局。
国际绿色贸易壁垒加速收紧。近年来，欧盟电池法案、欧盟碳边境调节机制（CBAM）和《温室气体核算体系》（GHG Protocol）等国际规则的落地节奏逐渐加快。在这些规则影响下，绿色电力获取的强制性市场和自愿市场都在提高绿色价值核算的时间和空间精度。其中，CBAM于2026年1月正式进入征税阶段，其碳核算规则不承认绿证，仅认可物理直连或点对点购电协议（PPA）等绿电模式，并要求小时级电量溯源匹配。在多种绿色电力获取方式中，绿电直连是最能满足高时空精度核算要求的方式之一，为直接面临相关规则的企业提供了可靠的应对路径。
能源转型与降碳目标的内生要求。工业园区占我国总能耗66%以上，碳排放占比超过30%。碳排放双控与可再生能源消纳责任考核倒逼企业寻求低成本绿电获取渠道，传统绿证交易与电网代购电模式无法满足企业对绿电物理属性与成本优势的双重诉求。
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绿电直连是什么
绿电直连、源网荷储就近消纳等模式，推动新能源发电与终端负荷直接市场化对接，既是统一电力市场体系向分布式场景的下沉延伸，也是破解消纳瓶颈、畅通绿电价值传导的关键制度探索。
绿电直连是一种电力市场化改革的延伸。随着改革持续深化，全国电力市场化交易规模稳步扩容，价格体系持续完善，使得绿电直连的定价机制有了理顺抓手，使其逐步具备在全国范围内大规模实现的基础。2017年交易电量1.63万亿千瓦时，占全社会用电量25.9%；2025年升至6.64万亿千瓦时，占比达64.0%；2026年上半年累计完成3.68万亿千瓦时，同比增长24.2%。
绿电直连作为一种新型业态模式，随着国家及地方政策规则的不断完善，各环节执行边界逐渐清晰，我们选取供电模式、溯源方式、资质要求、经营区域、制度属性等角度，将其与绿电交易、增量配网等相关联的业态模式进行多维对比，进一步清晰地呈现绿电直连的整体样貌。
02 绿电直连政策的演进
我国多用户绿电直连政策的发展，是典型的"问题导向型"演进，经历了"探索边界、确立框架、场景拓展"三个阶段，政策导向从"规范单一试点行为"升级为"系统化打通新能源消纳瓶颈"。
一、探索与准备期（2024年以前）：合规探索阶段
2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）以“放开两头、管住中间“为核心，拉开新一轮电改序幕。2024年起，国家发改委、国家能源局陆续出台全国统一电力市场体系"1+6"基础规则，为发电侧、用户侧、储能、虚拟电厂等多元主体参与市场竞争奠定规则基础。
此阶段未对"绿电直连"具体业态给出明确政策许可，项目与公网的连接标准、专用线路的安全责任划分、缺乏全国统一性的刚性约束，资产边界与运营责任边界模糊，市场主体投资意愿不强，处于合规探索阶段。
二、政策突破期（2025年）：“单用户绿电直连”的合法性与经济性确立
2025年是绿电直连政策的“元年”，两份关键文件的出台，从根本上解决了“能不能建”和“建了是否划算”两大核心问题。
发改能源〔2025〕650号文确立合法性。5月，国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），政策首次在国家层面明确了“绿电直连”的定义与合规路径，允许新能源项目通过新建专线向单一电力用户直接供电。650号文确立了“以荷定源”的核心原则，即电源项目的规划建设规模必须与所供负荷的需求相匹配。政策标志着绿电直连从少数地方试点，正式上升为国家认可的新型电力商业模式。
发改能源〔2025〕1192号文明确经济可行性。9月，国家发改委、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），文件首次针对绿电直连项目的费用和价格机制作出关键规定，将定价逻辑从传统的“按输电电量收费”，调整为适配电网备用保障属性的“按容（需）量计价、自发自用优惠”。政策厘清了项目的成本构成，使得投资方可以进行精确的财务测算，奠定多用户模式的通用价格基础，为绿电直连项目商业化落地铺平道路。
三、政策拓展期（2026年至今）：迈向“多用户绿电直连”
政策落地过程中，单用户模式局限性逐步显现。单一法人主体的负荷规模有限，难以匹配新能源项目的合理装机容量，项目投资回收周期长、经济性偏弱；同时零碳园区、产业集群等场景普遍存在多个独立法人用户，单用户规则无法覆盖集中连片的绿电需求，限制就近消纳的规模效应，政策的升级势在必行。
发改能源〔2026〕688号文拓展至“多用户直连”。为破解单用户模式经济性不足、适用场景狭窄等痛点，2026年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《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），成为多用户绿电直连发展的纲领性文件，标志着绿电直连从“一对一”的专线模式迈入“点对多”的局域网新阶段。
03 多用户直连核心制度安排
一、适用对象扩展到园区和产业集群
688号文在650号文确立的“单一用户”的基础上，基于我国当前新能源发展阶段、绿电直连项目建设中的实际问题，拓宽主体参与范围，并完善管理制度和准入标准。
负荷侧：新建和存量负荷均可参与。已建成的“单用户”直连项目也可以通过吸纳新用户，升级为“多用户”模式，并明确将工业园区、零碳/近零碳园区、增量配电网等作为重要参与形式。
电源侧：支持新建、在建的新能源项目参与直连。文件允许部分因消纳受限等原因难以并网的存量新能源项目，在履行相关手续后，转为直连模式，为这些“搁浅”资产提供了盘活机会。
项目主责单位：创新性地提出“项目主责单位”制度，主责单位可以是园区管委会，也可以是参与项目的源、荷企业共同成立的合资公司，或是具备专业能力的第三方机构。该制度降低了中小企业独立协调建设的参与门槛，明确了统一承担交易申报、电网对接与合规的责任主体，破解多用户场景下权责分散、主体缺位的治理痛点。
二、“以荷定源”成为防止以电源开发为主导的核心约束
源侧从服务于单个高耗能或出口型企业，转为适配“园区内多个负荷共同承接新能源”；相应地，项目可行性的关键从单一企业负荷曲线，扩展为园区负荷组合、主责单位治理和用户间分配机制。688号文对多用户项目设置了两条核心量化“红线”：
1、年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%；
2、年自发自用电量占总用电量的比例不低于30%，并要求在2030年前提高至不低于35%。
两个约束性指标共同构成项目合规“基准线”，确保绿电直连项目主要服务于本地消纳，而非变相成为“钻政策空子”的普通上网电站。以负荷侧需求约束电源规模，降低“借直连之名行集中式外送之实”的风险，引导项目在配置储能、协调用户柔性负荷等方面努力，最大化内部的消纳率。
三、并网不等于自由反送，项目须维持系统运行边界
多用户绿电直连按是否接入公共电网分为并网型和离网型。对并网型项目，政策要求：
1、合理确定与公共电网的连接方式和容量，维持公共电网交换功率峰谷差率不高于规划值；
2、项目上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，具体比例由省级能源主管部门确定；
3、消纳困难时段不得向公共电网反送电。（即用电低谷时段从大电网购电，再高价卖给用户）
规定要求表明，并网型项目可以把公共电网作为必要的调节和备用支撑，但不能把其当作无限容量的“余电出口”或“低谷保底电源”。项目仍需通过源荷配置、储能或柔性负荷，尽量平滑与电网的功率交换。
四、绿电价值须实现可计量、可核验、可衔接
多用户绿电直连的核心难点，并非电源属性，而是不同用户各时段可追溯绿电电量的精准分摊。分时计量、内部分配规则及绿证全流程与碳核算的口径统一，是直连绿电形成可信绿色消费凭证的关键。688号文正式提出建立基于分时（小时级）计量的绿电溯源机制，推动溯源结果与绿证、碳核算体系衔接。
*根据绿证制度规定，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。
五、全国统一刚性约束的基础上，为地方留出差异化落地空间
政策明确授权省级能源主管部门，可结合本省电力供需形势、新能源消纳条件、产业负荷特性等实际情况，进一步细化适用主体边界、项目用户边界、就近消纳距离、上网电量比例、储能配置规模等具体指标；“全国统一底线+地方弹性补充”的政策体系，兼顾了不同省份的资源禀赋、产业结构差异，为后续地方政策的差异化设计提供合规依据。
04 地方政策落地及差异
我国各省新能源资源禀赋、负荷结构与产业用能需求差异显著，国家层面支持在统一底线要求下因地制宜制定地方政策，因此从地方落地层面观察政策适配差异尤为必要。截至2026年6月，全国已有24个省份印发或编制了绿电直连配套政策；688号文发布后，截至7月底，陕西、山东、浙江、上海、福建5个省（市）正式印发了承接多用户绿电直连的省级配套政策。我们聚焦当前五个已有明确政策的省（市），对比其落地规则的共性与差异，为其他地区政策研究提供参照。
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全国统一的共性底线
五省（市）均严格遵循上述国家刚性规则，无突破核心框架的条款：
一是规划原则统一执行“以荷定源”要求，合理规划新能源装机规模，消纳底线与688号文完全一致；二是核心支持场景均覆盖工业园区、增量配电网、零碳园区；三是调度与安全规则对齐国家要求，现货市场未连续运行地区不允许向公网反送；四是价格机制完全承接1192号文，并网型项目输配电费按单一容量制执行，五省（市）口径统一。
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省级政策差异化特点
陕西：消纳导向，抢跑落地
陕西省是688号文发布后全国首个出台省级配套文件的省份。陕西省发展和改革委员会印发的《关于进一步推动绿电直连项目开发建设的通知》（陕发改新能源〔2026〕801号），精准匹配陕北风光资源富集、关中高载能产业集中的禀赋，核心差异化特点有：
•跨地市（省区）支持最明确：明确"直连线路长度暂不做限制"，支持跨地市（省区）绿电直连项目。
•首创已投运并网项目试点：已并网新能源项目可开展四类试点——接入零碳园区/增量配电网、接入省级重点新建项目、同一投资主体、消纳受限比例较高项目。
•明确要求项目原则上应于2029年12月31日前建成投产，其他四省均未设统一时限。
山东：分类整合，汇流突破
山东省发展和改革委员会、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室联合印发的《关于加强和规范绿电直连发展的通知》（鲁发改能源〔2026〕453号），适配东部工业大省的负荷特征与消纳压力，核心差异化特点有：
•管理整合力度最大：将"源网荷储一体化、绿电产业园中就地就近消纳模式类项目统一按照绿电直连模式管理"，并将分布式光伏自发自用、虚拟电厂分类管理，避免政策交叉套利。
•上网比例放宽幅度最大：海上风电直连海洋油气平台、制氢氨醇、算力设施等项目，上网电量比例可放宽至40%。
•在多用户场景上，明确支持分布式光伏通过集中汇流方式参与，单一用户项目可吸纳周边企业组成多用户联合直连，对集中汇流项目要求签订10年兜底协议。
•重点支持年综合能耗1万吨标煤以上重点用能和碳排放企业。
•电量上限核算方法明确：风电、光伏发电小时数根据最近一次新能源机制电价竞价公布的小时数确定。
浙江：精细管理，规则进阶
浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局联合印发的《关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（浙发改能源〔2026〕146号），适配分布式光伏高渗透率下的电网调节压力，核心导向是精细管控：
•电源与负荷距离限制最为严格：要求源荷原则上布局在同一设区市，跨市需另行报批。
•给出覆盖方案编制、投资建设、市场注册、运营管理、绿电溯源的全链条规则；主责单位与内部电源、负荷可签10年以上长期购电协议。
•明确算电协同上网比例放宽至30%。
•设定明确时限和经济惩罚措施：要求投产后1个月内完成市场注册；未按时注册的"上网电量暂不予以结算，待注册后按同类型机组当月现货实时市场平均价格结算"。
•退出后电源权益保护：不达标退出后，电源可重新申报建设计划，机制电价执行期限的起始时间为首次发电时间。
上海：总量控制，产业牵引
《上海市绿电直连有序发展工作方案》（沪发改能源〔2026〕140号）与其他四省（市）“以荷定源”的消纳逻辑不同。上海本地新能源资源匮乏、电网消纳充裕，绿电直连定位是为高附加值产业配置可溯源绿电基础设施，核心差异化特点有：
•唯一设定量化发展目标。明确"至2030年，电源侧开发规模达到50万千瓦"；"至2035年，绿电直连成为新能源发展的重要方式"。
•政策优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业，以及工业园区、零碳园区和出口外向型企业。
•离网型价格优惠明确："离网型项目不缴纳稳定供应保障费用"的价格优惠条款明晰。
•明确鼓励民营企业："鼓励民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目"。
福建：闭环管理，退出规范
福建省发展和改革委员会印发的《关于有序开展绿电直连项目建设工作的通知》（闽发改规〔2026〕3号），是全国首个系统规定项目退出机制的省级文件，核心差异化特点有：
•离网型限制最严格：福建暂不限制电源与负荷的接线距离，明确"除科技攻关试点外，暂不支持离网型绿电直连项目"。
•明确项目变更退出机制：分新增主体、变更主体、退出流程三部分，详细规定了变更协议签订、方案拟定报批、资产处置、费用结算、退出主体重新并网等全流程操作。
•重点支持出口型外贸企业、零碳园区和高耗能园区，政策带有鲜明的碳合规导向。
•项目整体以“资源聚合类新型经营主体身份”聚合参与电力市场交易。
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与国家顶层规则的核心差异点
准入范围的调整
收窄内容：福建暂不放开离网型项目（仅保留科技攻关试点），比国家“两类并行”的要求更严格，核心是防范离网项目带来的电网安全与管理风险。
放宽内容：山东将海上风电直连上网比例探索放宽至40%，突破国家20%的原则上限，适配海上风电出力特性与开发成本特点。
约束要求的刚性强化
山东在电网饱和红区增设强制配储门槛，将配储从国家的引导性要求升级为刚性准入条件，以储能空间置换新能源开发容量。
浙江强制要求项目深度衔接电力现货市场，明确注册时限与违约结算规则，将国家的原则性要求细化为可执行的强约束规则。
应用场景的定向倾斜
五省均未照搬国家通用表述，而是结合本省产业结构精准聚焦。例如福建锚定外向型出口企业，山东覆盖港口、算力等特色场景，上海服务高端与新兴企业，均是国家通用规则的本地化适配
全生命周期管理的细化
上海、浙江等省份明确了项目退出、主体变更、线路处置、内部结算分摊等操作细则，填补了国家层面仅做原则要求的落地空白。
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区域政策差异的深层成因
各省政策细节的差异并非主观调整，而是基于本地能源电力实际条件的务实选择，核心成因可归纳为四类。
资源禀赋与消纳压力差异
2026Q1全国光伏平均利用率降至91.2%，五省分化显著：
陕西：光伏利用率已跌破90%，单月弃光率达10%附近，消纳压力最为突出，这直接解释了陕西快速出台配套、设定投产时限、弃电不计利用率等条款 。
山东：2025年风电、光伏年均利用率分别为97.2%、98.5%，
浙江：一季度风光利用率均在95%以上，消纳压力中等，政策重心转向规范管理。
福建、上海：连续多月保持100%消纳，因而福建有条件不限制接线距离，上海甚可以对此设定总量上限。
产业结构与负荷需求差异
五省份2025年产业结构对比鲜明：
陕西：二产中能源化工、有色冶金等高载能行业集中，且面临碳关税压力，政策优先服务出口企业和自备电厂替代；
山东：二产工业用电占比最高，年综合能耗万吨标煤以上企业数量众多，政策明确重点用能企业和出口企业优先；
福建：二产占比42.4%为五省最高，石化、冶金沿海布局，零碳园区需求迫切，政策优先支持国家级省级零碳园区；
浙江：制造业园区集群密集、民营经济活跃，多用户联合直连适配度高；
上海：三产发达，产业占比79.3%，传统高耗能产业基本退出，需求主体是算力、氢氨醇等新兴产业，设定50万千瓦总量上限精准配置。
电网负荷承载能力差异
浙江：是五省中源荷时序错配最尖锐的省份。2025 年最高用电负荷 1.31 亿千瓦，最大峰谷差 4271 万千瓦，峰谷差率超 32.6%，为全国最高省份之一；光伏最大出力约 4000 万千瓦，午间大发与晚峰攀升形成典型 "鸭子曲线"。跨区域直连可能加剧局部电网潮流倒送，因此浙江要求市域内布局。
山东：则呈现 "负荷与新能源双高" 特征。2025 年最高负荷1.3021亿千瓦，全年129天破亿千瓦，政策重点因而放在分布式光伏集中汇流而非空间限制。陕西的核心矛盾是空间错配——新能源集中在陕北、负荷集中在关中，相距数百公里，因此政策允许跨地市联合申报。
综上，五省（市）政策差异本质上是同一制度框架在不同“资源禀赋-电网负荷-产业约束”条件下的最优解。对后续省份政策的理解关键不在于照搬某一省模板，而在于准确识别本省在三维框架中的位置，在国家底线之上选择适配的空间约束、管理模式与产业导向。
05 结论及展望
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核心结论
国家政策演进逻辑清晰，体系日趋完善。我国政策纵向演进逻辑清晰，目前已形成“650号文确立单用户基础规则、688号文拓展多用户场景、1192号文夯实统一价格底座”的三级制度框架，覆盖项目准入、建设运营、市场交易、成本结算全流程，多用户绿电直连进入规模化推广阶段。
地方实践“因地制宜”，呈现差异化创新。区域政策均在国家统一底线下适配本地资源禀赋、产业结构与电网条件，“国家框架统筹+地方弹性落地”的模式兼顾了规则公平性与区域适配性。例如陕西则大胆突破，以“线路长度不限”的灵活性，直面“源荷错位”和“消纳受限”的痛点。
地方政策综合反映资源、产业、电网和角色定位的差异。地方政策并非简单的复制粘贴，而是基于各自省情进行深思熟虑后的理性决策，体现了中国电力体制改革中“顶层设计与地方探索相结合”的智慧。
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挑战与问题
尽管前景广阔，多用户绿电直连模式在规模化推广中仍面临一系列挑战：
规划协调的复杂性。当一个区域内出现多个长距离直连项目时，如何进行线路路由规划，避免交叉跨越和资源浪费，将考验地方政府的统筹协调能力。
电网安全与稳定。大量直连项目作为“半独立”的单元接入电网，其发电的波动性、用户负荷的变化，如何与大电网实现友好互动，确保系统整体安全稳定，需要更精细化的技术标准和调度策略。
市场公平性问题。如何确保直连项目在公平承担系统成本的同时，保持其模式优势。如何防止市场主体利用规则漏洞进行套利，破坏整体市场秩序。需要动态完善市场监管细则和相关价格机制。
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未来趋势
展望未来，多用户绿电直连模式的发展将呈现以下趋势：
从“试点”走向“普及”。随着陕西等已试点省份的经验不断积累，预计未来2-3年内，更多省份将出台结合自身特点的实施细则，多用户绿电直连将成为新能源开发的主流模式之一。
技术与商业模式的深度融合。储能、柔性负荷、虚拟电厂、智慧能源管理等技术将与直连模式深度绑定，形成“源网荷储”一体化的微型能源生态系统，项目的经济性和可靠性将进一步提升。
数字化溯源体系将深化衔接。计量、绿证、碳核算数据将实现全链路自动同步，进一步降低企业合规成本，强化绿电环境价值的传导效率。
政策的持续迭代与精细化。国家层面可能会在总结地方试点经验后，出台更为详尽的技术导则、并网标准和市场交易细则，辅助服务与容量补偿机制将逐步补齐。政策将从“鼓励发展”向“规范发展”和“高质量发展”过渡。
（来源：兰木达电力现货）
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