2026 年 5 月，国家发改委、国家能源局联合印发发改能源〔2026〕688 号文，正式推开多用户绿电直连规模化发展大门。相较于此前单一企业专线直供的点对点模式，本次政策构建起多点源、多主体共用的点对多绿电供给新体系，打破风光资源直供场景长期存在的发展桎梏。这场由顶层政策驱动的模式革新，不只是绿电交易覆盖范围的简单扩容，更是一次对可再生能源经济、环境、电网协同价值的全方位重新定义，为工业园区、产业集群、零碳园区绿色转型开辟全新路径。
一、单点直供发展遇阻：点对点模式三大现实发展短板
2025 年落地的绿电直连相关政策，首次打通新能源电站与工业用户直供电通道，点对点专线模式一度成为高耗能企业降碳降耗的重要选择。但经过一年多落地实践，单一电源匹配单一用电主体的运营逻辑，逐渐显现难以调和的结构性矛盾。
其一，新能源消纳效率偏低，弃风弃光现象难以根除。风光发电天然具备间歇性、波动性特征，仅对接一家生产企业时，一旦工厂停工检修、产能下调，发电侧富余清洁电力无处消纳。市场实测数据显示，大量点对点直连项目新能源综合利用率不足六成，规模化绿色电力资源白白损耗，违背发展可再生能源的核心初衷。
其二，前期基建投入成本过高，中小制造企业难以参与。点对点模式下，专属输电线路、配套变电设备全部由单一企业全额出资建设，整体工程投入动辄数千万。高昂的一次性投资抬高准入门槛，使得绿电专线直供长期沦为大型重工、化工企业专属工具，大量中小微制造主体无缘低成本绿电资源。
其三，无法适配集群化产业布局，规模降碳效应无法释放。当下国内产业发展以工业园区、产业集聚区为主要载体，园区内聚集数十家不同行业、不同用电负荷的市场主体。点对点一对一供给模式只能拆分建设多条独立专线，无法整合区域内分布式光伏、分散风电资源，难以形成源荷互补的规模优势，区域整体绿色转型推进缓慢。
二、点对多共享模式实现底层革新：三大核心制度突破
688 号文跳出原有专线供给框架，从运营模式、碳溯源认证、项目管控逻辑三个层面完成制度重构，真正实现绿电直连从 “私人专线” 向 “公共绿色电力局域网” 转变。
（一）供给模式革新：专线互通，园区全域共享绿电资源
政策明确风电、光伏、生物质等各类新能源项目，无需全部接入公共主网，可搭建共享输电网络，同步供给多家独立法人企业。存量点对点专线项目也允许扩容新增用电负荷、扩建新能源装机。
该规则将适用场景全面覆盖产业园区、零碳示范园区、增量配网片区，打破 “一厂一线” 的固化格局。同一片区内分布式光伏、集中式风光电站可统一接入共享配电网络，不同企业按需取用清洁电力，从根源减少重复建设，盘活区域内全部新能源资产。
（二）溯源体系升级：小时级精准计量，打通官方绿证闭环
小时级分时溯源核算机制，是本次新政最核心的制度亮点。文件强制要求共享网络内全部电力关口配置双向分时智能计量设备，依据逐时段用电占比拆分每家企业实际消纳绿电量，实现发电、用电数据逐小时精准匹配。
整套计量数据自动同步至全国统一绿证交易核发平台，绿证登记、分割、划转、核销流程全程线上闭环、官方确权。这套标准化溯源体系完全匹配欧盟 CBAM 碳关税认证标准，国内出口企业可凭借官方出具的小时级绿电消费凭证，应对海外绿色贸易壁垒，解决过往绿电认证公信力不足、无法跨境认可的痛点。
（三）项目分类管控：以荷定源，并网离网双路线灵活落地
新政确立 “以负荷定电源规模” 的建设准则，依据园区长期用电需求规划新能源装机容量与建设周期，杜绝盲目上马风光项目造成资源闲置。同时将多用户直连项目划分为并网型、离网型两类差异化管理：并网项目可依托公共电网实现余电外送、缺电补购，适配大型成熟工业园区；离网项目依靠风光储自给自足，适合偏远产业园、独立产业基地，不同场景均可匹配适配方案。
三、三重价值重构：新能源从补充能源转向产业核心资产
点对点向点对多的模式切换，改变了市场对可再生能源的传统定位，从经济效益、低碳资产、电网协同三个维度，重塑新能源资产核心价值。
（一）经济价值重构：成本分摊提收益，新能源摆脱补贴依赖
共享模式最直观的优势，在于大幅降低企业用绿电综合成本。输电线路、配电设备由园区多家企业共同分摊建设、运维开支，地方节能机构测算，多用户共享线路单位建设成本可下降四成以上，中小企业参与绿电直连的资金门槛大幅降低。
同时，多家企业错峰负荷天然形成互补调节能力，一家企业产能低谷产生的富余绿电，可供给园区其他高负荷主体，显著提升风光电站整体利用小时数。行业机构测算，点对多共享项目内部收益率相较单点专线提升 2 至 3 个百分点，新能源项目盈利逻辑由政策补贴驱动，转向运营效率驱动，商业化可持续性大幅增强。
（二）环境价值重构：绿电消费转化为可交易、可认证碳资产
在小时级溯源机制落地前，企业采购绿电仅能作为模糊的绿色宣传概念，电量无法精准拆分至独立主体，碳减排数据缺少权威凭证，跨境碳核算不被认可。
新政落地后，每一度绿电的发电时段、发电场站、消耗主体全程留痕、可查可证，配套官方绿证形成标准化低碳资产。对于钢铁、电解铝、化工等高耗能出口企业，完整的小时级绿电溯源凭证能够直接抵扣欧盟碳关税支出，测算显示可减少 15%-25% 的跨境碳成本，绿色电力从企业支出项，转变为降低国际贸易成本的核心碳资产。
（三）系统价值重构：源荷储协同，打造微型新型电力系统
点对多共享网络不再是单一电源单向输送电力，而是实现源、荷双向互动。园区聚合多家企业用电负荷后，整体用电弹性大幅提升，依托数字化调度系统引导企业错峰生产、柔性调节用电负荷，平滑风光发电波动。配套储能、新能源充电桩、可调负荷设备后，可自主平抑峰谷差，减少园区对外购电依赖。
电力规划领域专家指出，多用户绿电直连项目相当于小型新型电力系统试验载体，园内源网荷储协同运行积累的调度、管控经验，能够为全社会电力体系低碳转型提供实践参考，凸显新能源服务电网稳定运行的系统价值。
四、数字化能源平台：企业落地多用户绿电直连的核心底座
新政设置六项硬性合规指标：园区整体绿电自用率不低于 60%、用电中新能源占比超 30%、富余电力上网比例不高于 20%，同时满足小时溯源、多主体电量分摊、电网可观可测可调可控要求，全部合规条件均依托数字化能源管理体系实现。
面向园区多用户共享绿电场景，成熟的云边端一体化能源管理平台可完成全流程管控：终端部署高精度分时智能电表、电力保护装置，采集双向实时用电发电数据；边缘控制器就地完成负荷快速调节、储能联动调度；云端智慧能源管理系统统一实现多企业电量拆分、小时级绿电溯源核算、风光储协同优化。
从实际落地案例来看，数字化平台赋能效果突出。无锡某制造园区上线全域能源管理系统后，园区绿电自用率由 40% 提升至 85%，峰谷电价套利收益增长 150%，配套储能设备投资回收周期缩短至 3 年内；上海科研园区搭配 150kW 分布式光伏、百千瓦级储能系统与园区充电桩联动调度，年均减少外购电量 2.3 万度，节约电费超 3 万元，充分印证数字化是释放多用户绿电直连政策红利的关键抓手。
结语
从单一专线点对点供给，到集群共享点对多运营，688 号文带来的不只是绿电直连模式迭代，更是全社会对可再生能源价值认知的深刻变革。在共享网络体系下，新能源不再只是能源结构里的补充选项，而是支撑工业园区降本、企业合规出口、电力系统平稳转型的底层绿色基础设施。
对于各类产业主体而言，多用户绿电直连时代既是降碳降本的重大机遇，也对园区能源数字化管控能力提出全新要求。提前布局共享绿电项目、搭建一体化智慧能源管理平台的企业，能够在生产成本、国际绿色认证、品牌低碳竞争力上构建长期优势。在全球低碳发展浪潮下，依托点对多绿电直连新政挖掘新能源多重价值，将成为制造业、产业园区实现高质量绿色发展的全新突破口。
