党的二十大报告明确提出，加快规划建设新型能源体系。党的二十届三中全会进一步指出，完善新能源消纳和调控政策措施。为落实党中央要求，2025年以来，我国在创新新能源消纳利用方式上持续发力，连续出台了一系列政策，“绿电直连”在多份政策文件中出现。
来源：微信公众号“能源评论•首席能源观” 作者：刘凡
2025年5月发布的《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号文件”），从国家层面明确了绿电直连的基本概念和管理规范。同年9月发布的《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，以下简称“1192号文件”）进一步明确了包括绿电直连在内的新能源就近消纳价格机制。
根据国家能源局统计，目前，全国范围内已有99个绿电直连项目完成审批，涉及新能源装机规模3405万千瓦，分布在全国多个省份，涵盖了传统高耗能产业、新型制造业、绿色氢氨醇产业及大型算力设施等多类场景。其中，内蒙古、宁夏等地已有部分绿电直连项目正式投运，推动绿电直连这一新模式从概念走向实践。
然而，在项目落地过程中，前期政策适用于单一用户，存在项目投资风险高、源荷匹配难度大以及难以满足绿色工业园区、零碳园区建设需求等挑战，项目落地仍面临制约。出台更为完善、更加全面的规范文件，有助于厘清权责边界、打通落地堵点。在此背景下，《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号文件”）应运而生。
湖北荆州的一个工业园区。近年来，荆州加快新兴产业布局和传统产业转型，国网荆州供电公司加强主配微网协同规划和建设，服务工业园区分布式光伏并网，助推当地生产生活方式绿色低碳转型。
三大变化，为前期政策“做加法”
与前期政策相比，688号文件在适用场景、投资模式和机制创新三个方面有新的变化。
一是适用场景显著拓展。
688号文件从单用户延伸至多用户，不仅扩大了政策适用范围，更有效消除了此前单用户模式下负荷不确定性大的顾虑，多用户间还可通过负荷互补增强调节能力。其中，多用户明确指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。具体而言，绿电直连场景从原来的四类（一类负荷侧、一类新能源侧）扩展至九类（五类负荷侧、四类新能源侧）。在负荷侧，除650号文件已提出的场景外，新增存量单用户绿电直连可向多用户扩展、对有绿电消费需求的存量用户进一步放开，并特别提出适配工业园区、零碳园区、增量配电网等园区型用户。同时，文件明确支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业。
二是投资模式优化升级。
多用户绿电直连项目涉及电源、负荷、线路、储能等多个主体，既要厘清项目整体与大电网之间的安全和经济关系，又要做好内部各主体的统筹协调。投资模式的升级源于参与主体的多元化。688号文件明确，项目须由独立法人主体作为主责单位，该主体既可以由电源方与负荷方合资成立，也可以由单一主体单独管理。文件特别提出，园区管委会、第三方机构等均可投资组建这种主体。同时，文件明确了投资建设内容，并要求内部签订产权划分协议，厘清平衡责任与费用结算标准等。
三是创新了适应多用户的调节激励与绿电溯源机制。
688号文件建立了调节能力激励机制。该机制鼓励多用户协同优化用电行为，通过聚合柔性负荷、提升集控管理能力、合理配置储能等方式，提升项目整体调节能力，从而提升项目经济性。多用户负荷类型多元，负荷曲线具有一定互补特性。机制鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定的基础上，根据内部主体的调节能力及约定的补偿标准，优化内部运行方式，促进源荷协同运行。
688号文件也明确提出要建立小时级绿电溯源机制。该机制回应了用户最关切的绿电溯源与认证问题，提出探索基于分时计量的绿电溯源方式，即项目整体按照内部实际新能源发电量扣减上网电量之后确定的自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果；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。
同时，项目内部电源须在国家可再生能源发电项目信息管理平台建档立卡，电网企业原则上应根据计量数据计算绿电溯源结果，并按相关规定进行校核后，推送至国家绿证核发交易系统，项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等按有关规定执行。该机制与绿证、碳核算等做好衔接，为多用户明确自发自用绿电量提供了方法论，更好满足企业绿色用能需求、提升绿电消费水平、应对国际绿色贸易壁垒。
四个不变，持续引导市场各方预期
作为政策的延续，688号文件中体现的“不变”更值得关注。被保留的底层逻辑意味着从试点探索到制度规范，核心目标与基本原则始终未变，市场各方也将依此形成预期。
一是绿电直连的基本内涵不变。
650号文件将绿电直连定义为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。688号文件在此基础上拓展为多用户场景，但内涵未变：在电源上，均以风电、太阳能发电、生物质发电等新能源为供给主体；在传输上，均须通过专用线路实现电源与电力用户的直接连接；在发展目标上，均为探索创新新能源生产和消费融合发展模式，满足企业绿色发展需要，提升新能源就近就地消纳水平，并要求绿电直连项目公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任。
二是“以荷定源、就近消纳”原则不变。
无论是650号文件还是688号文件，“以荷定源、就近消纳”作为关键原则，均围绕三个指标展开。一是发电侧自发自用电量占比。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%。二是用户侧自发自用电量占比。项目整体新能源年自发自用电量占总用电量的比例不低于30%，并明确2030年前需进一步提高至35%。三是反送电比例限制。年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%。
688号文件在此基础上对反送电要求做了两处优化：一是将650号文件中的“一般”改为“原则上”，并明确在新能源消纳困难时段“不得”向公共电网反送电，规则更加刚性；二是淡化了单用户政策中“现货市场连续运行地区”的限定条件，以适应我国电力现货市场建设加速推进、实现基本全覆盖的新形势。
三是运行管理要求不变。
首先看责任界面。无论是650号文件还是688号文件，并网型项目与公共电网都各自在责任界面内履行相应的电力安全风险管控责任。接网容量由并网型项目统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益等因素自主合理确定，公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。并网型项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的相关责任，建立调节机制确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量；离网型项目则自行承担项目范围内的安全风险管控责任。项目内部按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议和运行实际对责任进行公平划分。
其次看安全运行管理。两份文件均明确，项目须按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性能满足相关标准。
再次看调度管理。两份文件也都明确，并网型项目按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构统一管理，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划。作为整体参与电力现货市场的并网型项目，项目主责单位按照调度计划负责管理内部平衡。
四是交易和价格机制不变。
在市场参与方式方面，并网型项目以新型经营主体身份进行市场注册、内部主体也可分别注册，原则上应作为整体参与电力市场交易，初期可以“报量不报价”方式参与现货市场，且项目不得由电网企业代理购电。上述要求在文件中明确且一以贯之。
在价格机制方面，688号文件与1192号文件的精神一致，遵循“公平负担”原则。并网型项目按照所享受的供电服务，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用，按现行政策缴纳政府性基金及附加。离网型项目虽不缴纳输配电费、系统运行费等稳定供应保障费用，但与并网型项目一样，也按现行政策缴纳政府性基金及附加。可见，从650号文件到1192号文件再到688号文件，政策始终致力于为绿电直连项目、普通用户及电网企业构建公平合理的价格机制。
电网角色面临新的调整
无论是新型电力系统建设，还是今年提出的新型电网平台，都对电网提出了全新要求。未来，主配微协同将成为电网的新形态。在这一大背景下，以绿电直连为代表的、依托储能与负荷调节实现新能源就近消纳的新业态也将不断涌现。
从短期来看，绿电直连对电网运营的影响较小，且仍依赖大电网。由于新能源发电具有波动性大的固有特性，长时储能技术尚未突破，以及用户对供电可靠性要求高等因素，目前，绿电直连项目自发自用电量占用户总用电量的比例一般不超过40%，仍有相当部分的电量需来自大电网。部分项目通过优化源荷匹配、合理配置储能等方式，力争提升自发自用电量比例，但这面临源荷精准预测、储能成本增加以及负荷柔性控制等挑战，需在经济性与可靠性之间寻求平衡。因此，目前并网型绿电直连项目仍需大电网提供可靠供电等服务，这也为电网企业从“输配主体”向“枢纽平台”的定位转变提供了过渡期和适应期。
从长期来看，绿电直连等新业态不可避免地会对传统供电模式造成冲击。在新型电力系统政策框架下，电网企业的角色面临新的调整，即从传统的“供电主体”转向“平台服务者”。
角色的转变，意味着电网企业需要重新审视自身价值，实现再优化、再调整、再提升。一方面，电网企业需进一步夯实作为公共基础设施的属性定位，以开放、公平的服务迎接和拥抱新业态，履行绿电直连等新业态的接网、兜底保供、计量、结算、绿电溯源等职责，服务、支持电力新业态健康发展；另一方面，要提升供电服务水平，谋求更大发展空间。目前，很多企业或用户开展绿电直连的初衷是满足绿色用能需求、应对国际绿色贸易壁垒以及降低用电成本等，但受技术制约，上述目标短期内未必能够同步实现。电网企业可以此为契机，充分发挥大电网优化资源配置平台作用，通过技术改造、效率提升、管理优化、服务拓展等方式探索提升供电服务质量的路径，以更好的供电服务满足经济社会发展用电需求、支撑各类新业态新模式发展，在新型能源体系建设中发挥更大作用。
（作者供职于国家发展改革委能源研究所）
