绿电直连从“一对一”到“一对多”，园区化消纳提速

2026年5月国家发展改革委、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），在2025年单用户绿电直连政策基础上，将绿电直连模式从“单一用户专属”拓展为“多主体普惠共享”。业内人士形象地比喻：绿电直连正从“单独定制专线”升级为“共享能源巴士”。

为什么需要“一对多”？

绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过专用线路和变电设施，不经过大电网直接向用户供电。2025年政策打通了单用户直连的制度通道，但实践中，一座零碳园区往往有十几家工厂都想用周边的绿电，若每家都拉一根专线，成本高昂且不集约。园区内普遍存在的多用户需求，促使政策进一步升级。

根本动力来自消纳压力。我国新能源总装机已达19亿千瓦，部分地区大电网接纳能力接近上限，新能源面临“无处可去”的困境。新能源就地平衡、就近利用，正是破解这一难题的重要方向。

哪些场景能用？

《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）明确了“五个用户侧+四个电源侧”九大应用场景，重点包括：新建负荷可配套建设新能源组成多用户项目；存量单用户项目可吸纳其他新建负荷进行扩建；有绿色电力消费需求的出口外向型企业可利用周边新能源开展直连；工业园区、零碳园区、增量配电网可就近接入新能源。

政策特别明确优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。就在《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）发布后，新疆首批两个算力多用户绿电直连项目已获批落地，合计新能源装机16万千瓦，建成后每年可消纳绿电约2.63亿千瓦时，相当于年减排二氧化碳约21.3万吨。

经济性和项目风险

此前绿电直连面临的一个突出问题是自建线路成本高企，单用户模式下投资回报周期偏长。多用户模式下，多主体共担投资运维成本，分担单一用户退出风险，项目整体经济性明显提升。此外，多用户模式更容易实现用户总体用电曲线与新能源发电曲线的匹配，线路利用率更高。从试点反馈看，项目整体具备更强的抗风险能力和经济竞争力。

项目怎么管？

“以荷定源”是核心原则。项目规划须合理匹配新能源装机规模，年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年前不低于35%；并网型项目投产运行后，年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%。这一量化指标既保障就近消纳功能，又防止项目借直连之名过度依赖大电网。

引入“项目主责单位”。项目须由独立法人作为主责单位，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可由一方单独投资或园区管委会统筹，但运营输电业务的公共电网企业不得参与。主责单位对内与各主体签订协议，统筹运行维护和内部结算；对外代表项目统一对接电网和市场。

项目参与电力市场。并网型项目以新型经营主体身份注册，原则上整体参与电力市场交易，初期可采用“报量不报价”方式参与现货市场，条件成熟时过渡至“报量报价”。项目不得由电网企业代理购电。

绿电溯源。项目内部各用户按小时级发用电量匹配进行绿电溯源，与绿证核发、碳排放因子计算和国际碳排放管理规则做好衔接。

落地进展

目前全国已有24个省区市印发或编制了绿电直连配套政策，99个绿电直连项目完成审批，对应新能源装机规模3405万千瓦。近期河北省明确了沧东零碳园区以分布式风电光伏、大型储能系统构建源网荷储一体化的绿电直供模式；福建省成为政策发布后首个出台省级实施细则的省份，要求在国家级和省级零碳园区开展多用户绿电直连，并详细规定了投资模式、源荷匹配和运行管理等操作流程。两部门表示，下一步将指导地方进一步细化配套政策，做好与规划、市场、绿证等的衔接协同，有序推动项目落地。

当前工业园区占我国总能耗的66%以上，多用户绿电直连有望推动绿电消费从“企业个体行为”向“园区化、集群化”转变，成为支撑零碳园区建设、促进产业绿色转型的重要基础设施形态。

在这一政策推动下，已有企业开始结合自身业务场景进行探索。锦沣科技集团立足物流与交通融合领域，在内蒙古准格尔旗至天津港、曹妃甸港的核心干道上，布局建设“光储充服”智慧能源产业园，通过整合光伏发电、储能、充换电与综合服务，打通新能源电动重卡运行的全链条能源保障。项目依托平台新能源车辆的实际通行数据和能源消耗进行精准规划，从源头避免资源闲置，设施使用率可达80%以上。这种布局与《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）优先支持算力、绿色氢氨醇等新兴产业的政策方向一脉相承——多用户绿电直连模式的本质，正是为各类园区化、集群化的新能源应用场景提供更具经济性的绿电获取路径。