2026年5月14日，国家发展改革委、国家能源局发布《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），允许风电、光伏等新能源不接入公共电网，直接通过专用线路和变电设施同时向多个法人用户供电。

▲ 政策原文首页，发改能源〔2026〕688号

这篇文章把政策到底改了什么、你怎么介入、落地会卡在哪儿讲清楚。

讲清楚：什么叫多用户直连？

1. 用词拆解：

2. 绿电直连：出自 2025 年发改能源〔2025〕650 号文：风电、光伏、生物质等新能源不直接并入公共大电网，单独架设专属专线，只给单一企业法人供电，全程可追踪绿电发电量、用电量，实现物理溯源的供电模式。行业俗称一对一模式。

核心特点与局限

3. 多用户直连：发改能源〔2026〕688 号原文：风电、太阳能、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过统一专用线路、变电设施，向多个独立法人企业集中供应绿电，拆分每家企业用电量、实现电量可溯源、分户分配的新模式；多用户工业企业法人，居民、农业用户不纳入。行业俗称一对多、园区拼团模式。

• 核心升级点：

--多用于绿电直连不是隔墙售电，是“绿色微生态”

传统绿电模式VS多用户绿电模式

1. 一图看懂：

2.四句话就能说清楚：

谁可以参与：从单一企业到园区生态

650号文只能一个新能源对一个用户；

688号文打开四类通道：

※ 新建负荷可同步配套新能源；

※ 存量单用户项目可以吸纳新用户、扩建电源；

※ 有绿电消费需求的企业可利用周边新能源资源探索；

※ 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。

分布式光伏还能通过集中汇流方式参与。

组织方式：从直接签约到成立主责单位。

※ 单用户模式下，电源和负荷签一份协议就行。

※ 多用户模式下如果各签各的，责任会虚化，出问题就是人人有责、但无人负责。688号文要求项目必须明确独立法人作为主责单位，原则上由电源方和负荷方合资组建，也可以由电源方或负荷方单独投资，园区模式还可以由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）组建。这个主责单位承担项目内部所有设施的投建运管、市场交易和电费结算的最终责任。

市场参与：从整体原则到可执行规则。

650号文要求项目整体参与电力市场，但没写怎么操作。

688号文规定：项目以新型经营主体身份注册，主责单位统一申报，内部主体不得各自入市；初期以“报量不报价”方式参与现货市场，条件成熟后过渡到“报量报价”。这相当于给新手玩家开了简单模式，等跑顺了再上难度。

绿电认证：从物理溯源到小时级匹配。

650号文只在定义里提到“可实现供给电量清晰物理溯源”，没有具体规则。

688号文要求项目内部各关口安装双向分时计量装置，按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。这直接对接绿证核发和碳排放因子计算，让企业拿得出经得起核查的证据。

底层规则：为什么现在推”多用户“？

政策从来不会凭空加码的，推动多用户模式有3个底层原因：

个是新能源消纳压力。

装机规模：十四五末新能源装机19 亿千瓦，2035年预计将达到36 亿千瓦；消纳恶化：2025 年 3 月风电、光伏利用率同比分别 - 3.5pct、-2.8pct；青海、蒙西、陕西风光利用率＜90%；绿电直连本质是就近匹配，减轻大电网远距离输电压力。

第二个是国际碳壁垒。CBAM进入正式实施期后，出口企业必须证明产品用电的低碳属性，但普通绿证和绿电交易在欧盟规则下很难被认可为“直连电力”，因为缺少物理连接和小时级匹配。688号文用专用线路和分时计量把这条路修通了。

第三个是企业真实需求。工业园区占我国总能耗的66%以上，面临双控、消纳权重考核双重压力，零碳园区、产业集聚区对绿电直连的需求很集中。但单用户模式门槛高，一家企业要吃得下一个新能源项目，负荷规模、投资能力、谈判能力缺一不可。多用户模式让不同企业负荷错峰互补，摊薄成本，扩大受益面，这是从“精英模式”到“普惠模式”的演化。

所文件核心是搭建完整四环节制度闭环：“生态准入界定—主体责任划分—交易运行—碳电溯源认证”四个制度环节闭环 ： 先定义谁能玩，再解决谁来负责，再解决怎么参与市场，解决怎么被认证。

政策到底说了什么？

政策正文不算长，但每一句话都是门槛。

60%和30%：自发自用比例（以荷定源）。

自用电量/项目总发电量 ≥60%自用电量/园区总用电量 ≥30%；2030年前提升至≥35%作用：锁定自用定位，防止借直连变相倒卖电力上网。

20%：上网电量上限。并网型项目投产后，并网型项目年上网电量≤总可用发电量 20%；消纳困难时段禁止向公网反送电。

不纳入利用率统计：新能源弃电不再背锅。项目内部新能源弃电不计入全国风光利用率考核，允许项目内部自主平衡出力，无需限产降价保利用率。

价格机制：公平承担费用。并网型项目要符合《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）要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。也就是说，你该交的电网相关费用还是要交，但不能蹭国家新能源补贴的结算机制。

我们从哪些行业去切入？

政策讲清楚了，但落地从哪些方面入手，谁能抓住机会很重要。

1. 一图看懂：

：光伏行业：卖硬件→一体化源荷方案

打破台区 25% 光伏接入限制，光伏成为园区微网核心；企业需补齐 AI 光伏出力预测、多企业负荷拟合两大核心能力。

第二：储能行业：配套选配→系统刚需核心

无大电网兜底，储能承担移峰填谷、一次调频、电压稳压、防逆流、分户计量五大功能，按需配置，不再按光伏比例强制配套。

第三：电力工程行业：单纯 EPC 施工→综合能源运营商

三个行业里机会最大、门槛也最高的

转型方向：从低毛利EPC，升级到高毛利的EMC（合同能源管理）+ O&M（运维服务）

直连需要建设专线、智能开关站、保护通信系统——这些是看得见的工程量。但更大的价值在看不见的地方：工程建完之后，谁来运维这个微网？

需要储备：配网级调度技术 + 跨用户计量结算系统 + 承装（修、试）资质。

落地挑战在哪？

我认为要想落地，不可以忽略的挑战至少有4个。

是协调成本

多家企业共用一条专线，投资怎么分摊、电量怎么分配、负荷冲突时谁先断电，都要靠协议的制约和解决。

第二是技术复杂度

多用户项目内部发用电时序匹配、偏差考核、安稳装置配置都比单用户复杂，故障时责任界定困难。

第三是数据治理能力。

小时级溯源要求电网企业把计量结果推送至国家绿证核发交易系统，但目前很多地方的数据系统和标准还在建设中。

第四是省级细则没出齐。

政策给的是框架，用户边界、就近消纳距离、上网电量比例等具体指标还要各省自己定，在细则出来前，项目只能摸着石头过河。

我们要如何行动，怎么开始？

步：判断你的场景是否匹配

算力中心、出口型企业、零碳园区、氢氨醇项目优先级高；纯居民或农业用户不在范围内。

第二步：摸清用电底数

摸清连续12个月的负荷曲线、峰谷特征、年用电量，这是“以荷定源”的基础数据。

第三步：扫描周边资源

50公里或更近距离内是否有风电、光伏、生物质可开发，是否有存量单用户项目可以加团。

第四步：推动成立项目主责单位

优先选择电源方和负荷方合资模式，明确产权划分、运行维护、平衡责任、内部结算和违约责任。

第五步：把计量和溯源前置

在方案设计阶段就要求关口双向分时计量，确保后续能拿到小时级绿电溯源结果和绿证。

第六步：盯住省级细则

直连政策不是全国统一的，各省落地细则差异很大。盯紧国家发改委、能源局的文件 + 你所在省份的"源网荷储一体化"实施细则 + 过网费核定标准（这直接影响经济性）。