从单点到共享，如何重塑绿电直连的商业模式？

2026年5月14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，以下简称“688号文”）。这是继2025年《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，以下简称“650号文”）之后，绿电直连领域的又一次重要制度迭代。688号文从适用场景、责任主体、运行管理、市场交易及绿电溯源等不同维度作出系统安排，核心指向一个命题：多个不同利益主体如何围绕同一绿电直连项目，构建可持续的协同运行机制。从“单用户”到“多用户”，政策在推动消费侧新模式、新业态、新场景创新发展的同时，实现了更高水平、更大范围的新能源就近消纳利用。

场景拓展：从“单点供能”到“园区级绿电生态”

650号文面向单一用户，是“一条专线、一个用户、一个项目”的线状连接。688号文打开了面状覆盖新路径：一是零碳园区和工业园区，多个企业共享同一绿电直连项目，园区从“提供场地”升级为“提供绿电生态”；二是增量配电网，配电网运营商可整合区域内负荷与周边新能源资源，形成“源网荷储”协同的供电单元；三是存量单用户直连项目扩容，允许吸纳其他新建负荷并配套扩建新能源电源，从“独享”走向“共享”。场景从“点”拓展到“面”，消纳逻辑从“给谁供电”升级为“谁来共建绿电生态”。在负荷类型上，688号文明确支持有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放单位、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业，并优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业发展。场景拓展与产业升级形成呼应：绿电直连不再只是新能源消纳的补充通道，正在成为高载能产业绿色转型的制度性基础设施。

治理重构：创设“项目主责单位”制度

650号文针对的是单一用户，利益主体统一，原则上由用户作为主责单位。而688号文面对的是多个不同法人实体，既要厘清项目整体与大电网的安全和经济关系，又要统筹协调好内部各主体。因此，688号文要求项目明确一个独立的主责单位，承担“总接口”的角色，负责连接线路、变电设施、储能及运营平台的投资建设，以及项目运营管理、市场交易、内部管理、电费结算等各方面工作。

这一制度的核心价值，在于构建公共电网之外的私权契约体系，明确多主体间的权利义务边界。项目主责单位与内部各主体按照权责对等、公平分摊的原则签订协议，明确产权划分、运行维护、平衡责任、违约责任等事项。当外部市场价格、负荷实际用电情况等发生较大变化时，通过公平协商的方式对费用标准进行合理调整，促进价格信号的有效激励和公平传导。但在实践中，不同行业、不同规模企业之间的议价能力差异悬殊，协议的公平性和可持续性需要得到有效保障。主责单位的资质条件、监管约束和违约处置机制，仍需在实施细则中进一步细化。

边界重塑：从“大电网兜底”到“责任共担”

688号文清晰界定了项目与公共电网之间的责任边界：项目可自主确定接入容量，公共电网按约定的接网容量履行供电责任。项目内部需实现自我平衡与自我调节，确保交换功率不超过接网容量。

这一安排一方面强化了项目主责单位的运行管理责任，要求其协同优化内部电源和储能资源，制定应急场景下的内部用电调节和有序供应预案，从而提升整体安全管控能力；另一方面，创新建立了安全兜底责任机制，规定因项目自身原因造成供电中断的，由项目主责单位承担相应责任，再根据内部协议和实际运行情况公平划分具体责任。此举不仅厘清了项目与公共电网的责任边界，也有效解决了多主体场景下安全责任相互推诿的问题，构建起“边界清晰、兜底有责、协同管控”的安全管理体系。更为重要的是，这标志着新能源消纳逻辑的根本转变：长期以来，消纳问题主要依赖公共电网的保障性收购和系统调节。而688号文划定了严格的并网红线，明确主体责任，要求直连项目建立自我平衡能力。大电网与局域能源系统的关系由此从“主从依赖”转向“对等协作”，既支持电网末端发展自平衡系统，也为全国统一电力市场建设提供了微观组织基础。

市场机制：内部协同与外部博弈的双层联动优化

688号文明确，并网型项目原则上以整体形式参与市场交易，初期可“报量不报价”参与电力现货市场，再逐步过渡到“报量报价”，且项目不得由电网企业代购电。这一制度设计意味着，项目需要在两个层面实现联动优化。

内部协同是外部博弈的基础。项目内部各用户负荷曲线的差异性和互补性，决定了整体用电曲线的平稳程度，进而直接影响项目在电力现货市场中的偏差风险和竞争能力。主责单位能否有效协调内部主体的用电计划、储能充放电策略及调节责任分担，将决定项目在市场中的“底座质量”。

外部市场信号则是内部协同的导航仪。电力现货市场的实时价格释放出供需关系的精确信号，项目作为整体面对现货市场的价格波动、偏差考核和竞争博弈，争取市场收益最大化，这就需要将外部市场信号转化为内部运行指令，引导各主体调整用电行为和储能策略。

内外部两层运行之间的联动优化，本质上是一个持续寻优的过程。在理想状态下，内部源荷高度匹配的项目，可以最大限度地减少与公共电网的电量交换，降低输配电费和偏差考核成本，将更多的绿电留于自用；同时，适度参与市场交易，既可消化弃电获取边际收益，也可在内部供电不足时以合理的价格从市场购电。但现实中，内部调节能力的不确定性、各主体利益的异质性以及现货价格的高波动性，使得两层目标之间的协调远非静态优化可解。主责单位需要在每个运行周期内，根据天气预测、负荷预报和市场行情，在“多消纳、少买电”与“参与市场获收益”之间作出动态权衡。

溯源跃迁：构建多用户小时级绿电溯源机制

688号文明确了并网型项目的绿电溯源方法。项目整体层面，用内部实际新能源发电量（含储能释放的部分）扣除上网电量，来确定自发自用电量，形成整体溯源结果。在项目内部，各用户则根据每小时的用电量占比，来分配各自的自发自用电量，从而实现小时级的新能源发用电精准匹配。电网企业负责依据计量数据计算绿电溯源结果，并推送至国家绿证核发交易系统。

这套机制建立了适应多用户场景的绿电溯源体系，能对各用户的自发自用绿电进行精准计量，并与绿证核发、碳排放因子计算以及国际绿电溯源要求有效衔接。在当前欧盟碳边境调节机制（CBAM）等绿色贸易壁垒日益强化的背景下，这种基于物理溯源的小时级绿电消费证明，有望成为企业应对国际碳关税的重要支撑。

展望：从政策文本到商业闭环

688号文虽已搭建起制度框架，但从政策文本到项目落地仍面临挑战。经济性是核心考题——专用线路和变电设施建设成本、储能配置成本、输配电费等叠加之后，项目用电成本是否具有竞争力，取决于资源禀赋、负荷匹配度，甚至可能涉及配电网改造或租赁等多重因素。主责单位的资质条件和监管约束尚需细化，协议的公平性和协商效率也有待检验。调节机制的实质性运转，需要技术平台和数据共享体系的支撑，而小时级物理溯源的国际互认仍需在实践中推进。省级实施细则的落地节奏，将直接影响项目推进速度，各省之间的差异则可能导致规则分化。

不过，从650号文到688号文，绿电直连政策仅用一年时间，就完成了从“0”到“1”再到“N”的关键跃迁。688号文所激活的不仅是一种新的供电模式，更是一种新的能源组织方式——在新能源资源与负荷需求之间，建立起更短、更直接、更高效的物理连接。当多个用户可以共享一个直连项目并协同优化用电行为时，就近消纳就不再是一句政策口号，而是一个可运营、可计量、可持续的商业闭环。

可以预见，未来两年，工业园区、零碳园区、增量配电网将成为绿电直连的主战场。源网荷储一体化与多用户绿电直连将深度融合，催生出更多绿电园区示范项目。对地方政府而言，能否率先出台清晰、可操作的实施细则，将直接影响本地园区在新一轮绿色招商竞争中的位次；对能源企业而言，能否从单一电源开发商升级为园区绿色能源系统服务商，将决定其在消费侧市场中的话语权。

从“点对点”到“一对多”，变的是技术路线和商业模式，不变的是推动新能源就近就地消纳、降低全社会用能成本、提升出口产品绿色竞争力的政策初心。688号文的落地效果，值得整个行业拭目以待。