介子九维：关于绿电直连政策的最冷静最审慎解读

5 月 20 日，国家发展改革委、国家能源局联合公开发布《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），正式把绿电直连从“一对一”扩到“一对多”。

688号文出台已有数日，还记得当日朋友圈里刷屏式的转发，许多自媒体博主也迫不及待地进行了解读和“课程”的推广，喧嚣尘上，好不热闹。

很多读者熟悉介子九维，恰好就是从去年的那篇关于绿电直连政策的最全面最深度解读 | 全文15000字开始的，当时我大言不惭地取了这个标题，至今仍旧觉得比较狂妄，还恳请大家谅解，以至于后来的每次发文，我都尽力收敛而客观。

但是这次688号文出台后，出于一份长期秉持的冷静和客观，同时也想吸引大家的点击阅读（也就是标题党吧），我只好再次采用这个狂妄的标题《关于绿电直连政策的最冷静最审慎解读》，当然主要目的绝不是证明自己有多了不起，而是诚恳地希望我们能一道看清楚，650+1192+688号文，在绿电直连这条政策链上，究竟分别落在什么位置？到底解决了哪些问题？又没有解决哪些问题？那我们一起开始探讨吧。

绿电直连的制度框架，是分三步搭起来的。

2025 年 5 月，两部门以《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）立下单用户的规矩；同年 9 月，又以《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）厘清费用与市场；这一次的 688 号文，补上的是多用户这一块。

三份文件、不到一年，节奏不快，分寸却拿捏得稳，读懂 688 号文，要把它放回这个链条里看。

一份政策的分量，既在它放开了什么，也在它守住了什么。688 号文打开的空间是真实的，划下的边界同样清楚，门开了多大，路又有多窄，是下面想逐一说清的，我们最好把两面都看明白，才不至于把一扇因地制宜的“窄门”，错看成一片全民狂欢的“蓝海”。

先把这条政策链看得更细一些。

650 号文第一次给绿电直连立框架，把它定义为风电、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；1192 号文紧接着解决就近消纳项目的费用怎么承担、市场怎么参与；而 650 号文里还留着一句“多用户另行规定”，这块空白，正是 688 号文要填的。空白填上之后，688 号文的定位就清楚了，我认为，它是 650 号文的强补丁，1192 号文的弱补丁。

688号文，对 650 号文遗留的单用户局限、多主体组织和项目治理问题，解决得比较彻底；对 1192 号文确立的费用承担和外部市场结算框架，基本没有改写，可以说，688号文对绿电直连的制度准入的价值很高，经济性的改善有限。

强补丁和弱补丁的区分，决定了一个项目能不能从制度上没法做，推进到可以设计方案、组主体、做接入、做评审，却不决定这个项目最后能不能挣钱，比如说，一家企业拿到建设工程规划许可证，只说明它在制度上可以建了，至于建得起建不起、回不回得了本，是另一套账。

688 号文回答的是前一个问题，后一个问题要交给 1192 号文和地方细则，把这两件事混为一谈，是后面许多过度看好的起点。

再回到这三份文件的节奏。

从 650 到 1192 再到 688，先定单用户规则，再厘清费用机制，再放开多用户准入，每一步都给地方留了因地制宜的空间，也给行业留了消化的时间，在新能源消纳这样牵涉极广的领域，能做到分步试验、渐进推开，本身就是国家主管部门一种负责任的稳妥体现。

也正因如此，如果说这扇门已经全面放开，那么恐怕要再读一遍文件标题。688 号文写的是有序推动，正文给的是条件准入、分类管理、地方细化；多用户限于多个不同法人实体，当然居民和农业用户还是除外；项目分并网型、离网型两类管理；还要满足以荷定源、自发自用比例、上网比例等一连串约束。

说适用范围比过去宽了一步，是准确的；说全面放开，就把“有序”两个字读没了。

先说门开了的部分。

688 号文具体打通了几件事。

一是主体，从“单一电力用户”扩到“多个不同法人实体”，居民和农业用户除外；二是场景，把工业园区、零碳园区、增量配电网的全部或部分负荷纳入，也覆盖有绿电消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、出口外向型企业及上下游；三是治理，要求设立具备法人资格的独立项目主责单位，负责连接线路、变电设施、储能和运营平台的投资建设，并承担运营管理、市场交易、电费结算。

文件还明确了优先支持的方向，算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业。

这个优先序列的设定有深意，算力设施和绿色氢氨醇这两类负荷，一类代表新兴数字基础设施，一类代表绿色化工转型的关键路径，共同特点是负荷规模大、绿电需求强，并具备通过储能、冷却系统、生产排程或负荷管理形成调节空间的可能。

688号文把它们放在优先位置，反映的是对“什么样的负荷最适合绿电直连”这个核心问题的判断。

“主责单位”是 688 号文最实质的治理安排，但如果说主责单位是一个全新物种，甚至是一家小电网公司，发电、配电、售电、储能一肩挑，那么这个判断只看准了一半。

它的职责确实比单用户模式复杂得多，连接线路、变电设施、储能和运营平台要投建，运营管理、市场交易、电费结算要承担，但另一半还需要厘清。

主责单位拿到的是项目内部的组织、投资、交易、结算和平衡责任，并没有拿到普遍意义上的配电网运营权、公共供电义务和保底供电义务，这些职责都圈定在项目内部，面向的是项目参与方和电力市场，与面向社会公众的普遍供电不是一回事。

增量配电业务也另有监管框架，《增量配电业务配电区域划分实施办法》（发改能源规〔2024〕317号）明确，一个配电区域内只能有一家企业拥有配电网运营权；主责单位更准确的身份，是项目内部的能源组织者和责任承接者，有微网化、平台化的特征，却不当然等同于电网公司，与增量配电企业的法律身份也不能简单画等号。

绿电分配机制方面，688 号文提出，并网型项目整体按内部实际新能源发电量，含储能释放的项目新能源电量，扣减上网电量形成绿电溯源结果，内部各用户按每个时段用电量占比确定自发自用电量，做到小时级新能源发用电匹配，并由电网企业原则上根据计量数据计算、核对后推送至国家绿证核发交易系统，这套机制对园区绿电核算和用户内部管理是实打实的进步。

如果说分布式资源将就此集中式化、户用光伏将被普遍重构成集中式电站，那么我认为这个观点同样激进。688号文写的是分布式光伏可以通过集中汇流方式参与多用户绿电直连，这是参与方式上开的一个口子，但绿电直连要求通过专用线路和变电设施供电，与公共电网之间留有清晰的物理界面，但是散布在公共配电网上的居民屋顶光伏，本身并不具备这样的边界条件，要纳入需要单独的物理整合和接入安排。

因此，集中汇流更现实的对象，是园区屋顶光伏、工商业分布式光伏，以及增量配电网区域内能够物理整合的分布式资源，即便部分分布式光伏借此参与进来，改变的首先是参与方式，产权、备案、并网、计量关系并不随集中汇流安排自动改写。

把这几件事合起来看，688 号文真正的价值，是让一批原本卡在制度门槛外的项目，第一次有了可以设计、可以组队、可以报批的路径，对园区、数据中心集群、绿氢氨醇项目、重点用能企业联合体来说，这扇门是实实在在地开了；在一个高度管制的领域里开辟出新的组织方式和交易路径，这个突破值得充分肯定。

我们再说路还窄的部分，那就是688 号文没有重做价格机制。

并网型项目仍要按 1192 号文公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴，按现行政策缴纳政府性基金及附加，项目新能源发电量也不纳入新能源可持续发展价格结算机制。

多用户可以分摊线路、储能和平台成本，也可能通过负荷互补提高负荷率，但这些费用本身并没有因为项目改成多用户而减轻。按 1192 号文的安排，公共电网按接网容量为项目提供可靠供电，项目据此承担相应费用，这部分与接网容量挂钩的支出，取决于项目向公共电网预留了多大的备用空间，降低这个备用空间，不能只靠绿电直连的自发自用比例提高，最终能不能把接网容量压到合理水平，是项目经济性绕不开的一道“综合难题”。

反送电这条线也基本没动。1192 号文明确，现货市场未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算；688 号文虽然规定并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的 20%，消纳困难时段不得反送，但没有实质改变这条约束。在现货未连续的省份，多发的新能源电量缺少稳定的市场化外送和结算通道，项目更容易面对限发、弃电或内部消纳不足的压力，这对项目的发电利用小时数和现金流构成直接影响。

把费用和反送两条线放在一起看，结论很清楚。绿电直连的经济性真正能腾挪的空间，在自身的源荷匹配和负荷调节里，这几项做不到位，绿电直连就会滑成一笔高成本的“专线供电”。

688 号文还把很多决定项目生死的事交给了地方。适用主体、项目用户边界、就近消纳距离、上网电量比例、退出机制，都由省级能源主管部门细化，还要组织第三方评审、听取电网企业和派出机构意见；国家层面只给了框架，那么很可能同一个项目在 A 省可能成为零碳园区示范，在 B 省可能因为就近距离、线路通道、接网容量或负荷真实性过不了关。

文件原文也说得很明白，前一个阶段的绿电直连的项目申报也证实了这一点，省级能源主管部门要组织具备资质的第三方机构开展绿电直连方案评审，并充分听取电网企业、国家能源局派出机构等意见，这个评审不是走过场，电网企业和派出机构的意见在很多地方会对项目的接入和推进节奏产生实质影响。

还有读者问我，688 号文是否能让沉寂多年的增量配电网全面复苏，甚至让赔了多年的增量配电就此扭亏？那么我认为这份期待恐怕要打个折扣。

增量配电网的确被列入适用场景，方向上是利好，但从列入场景到系统性蓝海，中间隔着太多前提。一个增量配电网要真正用上用好 688 号文，得同时具备合法有效的供电许可、配电区域内稳定且有绿电需求的工商业负荷、就近的新能源资源、清晰的物理和责任边界、源荷匹配能力、储能或柔性负荷、合格的主责单位、地方的认可、接入和调度条件，以及可承受的费用结构等等。

就这些条件，我打字都得打好一会儿，这些条件能凑齐的，只能是少数高质量场景；增量配电改革推进多年，真正跑通的项目本就不多，688 号文打开的是一种新的可能，能不能落地，仍要看上面这串主要条件（还不是全部）能否满足。

但上述这些约束条件，恰恰体现了政策制定部门的良苦用心，在鼓励创新的同时不放松安全底线，给市场空间的同时保留调控手段。

688 号文明确项目须接受相应调度机构统一管理，这个设计指向的是系统安全，是在保护每一个参与方。公共电网企业在这个框架中没有被安排为通常意义上的项目主责单位，园区模式下可投资组建主责单位的第三方机构，也明确不含运营输电业务的公共电网企业；但公共电网企业承担的系统支撑、调度衔接、安全兜底和可靠供电保障角色不可替代。

绿电直连是在统一电力系统框架之内的制度创新，不是要绕开电网，也不是要削弱电网；在保障电力安全稳定供应这件大事上，电网企业承担的兜底责任，恰恰是绿电直连这类创新能够放心铺开的前提。

这一点，行业应当充分理解。

要理解我为什么说绿电直连是因地制宜的“窄门”，得先搞清楚它的底层逻辑。

它首先是一项负荷侧政策，讲的是“以荷定源”。688 号文要求按以荷定源规划新能源装机，年自发自用电量占总可用发电量不低于 60%，占总用电量不低于 30%，2030 年前不低于 35%，这个门槛决定了项目的起点应该是真实、稳定、可调、有绿色刚需的负荷，而不是新能源项目单方面去找消纳出口。

60% 的自发自用底线，要求项目在年度电量层面保持较高的源荷匹配水平；30% 的用电占比下限，要求绿电直连在用户总用电中占到实质比重。两个指标放在一起，把纯粹的“挂名绿电”和“卖电量附赠绿证”的模式挡在了门外。

很多新能源企业习惯从“我有风光资源、我有项目、我找用户”出发，但绿电直连的逻辑是反过来的，先有靠谱的负荷，再配相应的电源。传统新能源开发看资源、指标、并网、土地、收益率；绿电直连还要看负荷曲线、生产节奏、接网容量、调节能力、内部结算和用户信用，这两套逻辑差得很远。

一个习惯了“拿项目”思维的团队，面对绿电直连时最容易犯的错，是把项目当成资源开发来做，而忽略了它本质上是一个负荷服务和能源运营的生意。

它也不是一条低价电通道。688 号文没有给绿电直连特殊的低价豁免，并网型项目仍要公平承担公共电网的各项费用，绿电直连的经济性，主要来自提高自发自用比例、压低合理接网容量、匹配现货低价时段、满足用户绿色溢价或合规需求这几项。

提高自发自用，降低的是外购电量和对应交易成本；合理压低接网容量，压缩的是与容量挂钩的固定费用；匹配低价时段，释放的是负荷调节和结算优化收益；绿色溢价和合规价值，则取决于用户愿不愿意为绿电多付、是否非用不可。这几项凑不齐，项目就站不住。

政策真正鼓励的，是能响应电价信号、灵活调整用电的可调节产业负荷。电解水制氢、部分算力负荷、冷储热储、可错峰制造、具备生产排程能力的园区，天然更适合；相反，连续化工、半导体、精密制造、医院、轨交这些负荷，用电量虽大，但对供电连续性和电能质量要求极高，未必适合深度绿电直连，要参与也得额外配备用、储能和电能质量治理，配套成本上去了，经济性账就更难算；反过来，负荷越柔性，源荷匹配度越高，对储能和接网容量的需求越低，项目闭环的可能性也越大。

所以绿电直连切实可行的机会，集中在少数场景，绿色氢氨醇、算力负荷、零碳园区、出口导向制造集群、重点用能和碳排放企业、有调节能力的工业园区，把它理解成一个面向全行业的普遍机会，从一开始就偏了方向。

判断一个项目值不值得往绿电直连这条路上走，不妨先问三个问题，负荷是否真实、稳定且可调，绿电需求是否构成刚性，空间边界是否清晰可控；三个都站得住，才有继续论证的价值；只要有一个含糊，就要格外谨慎。

至于设想一对多绿电直连政策将使中国电力系统走向大电网做普惠性平衡、下面挂着 N 个自平衡主体的这类设想，则描绘得过于超前了。

并网型项目确实会形成局部的自平衡单元，责任边界也更清晰，这一点观察得不错，但并网型项目仍要整体接入公共电网，接受相应调度机构统一管理，现货出清之后由调度机构下达调度计划，主责单位只是在调度计划的基础上管理内部平衡。

底层逻辑始终是统一调度、统一市场、统一频率，绿电直连项目在这个框架内获得了更大的自主空间，框架本身却没有被改写，一个项目层面的组织安排，离系统层面的格局重构，还隔着相当远的距离。

那么，什么样的主体才接得住这扇门？答案藏在主责单位要干的活里。

它要作为整体参与市场交易，要做分表计量、内部结算、绿电溯源、费用分摊、负荷调节、应急预案、安全运行、网络安全、调度衔接。这套能力，更像一个“园区内部能源运营商”，既要懂电源，又要懂负荷；既要面对电网和市场，又要协调用户；既要管安全，又要管结算。

以一个典型的园区多用户项目为例，主责单位一方面要面对电网调度，确保交换功率不超过接网容量，按时段响应现货出清结果；另一方面要面对园区内十几家甚至几十家用户，按用电比例分配绿电、核算费用、处理争议。

用户的生产节奏不同、用电曲线不同、绿色权益诉求不同、信用水平不同，某一家企业的用电变化就可能打破整个项目的源荷匹配和费用分摊平衡，这套复合型运营能力，目前在行业里并不多见。

从这个能力清单倒推，适合做主责单位的主体大致是这几类：

园区管委会牵头或投资组建的法人化平台、地方平台公司，有协调权和场景组织能力；能力强的售电公司、虚拟电厂公司，懂电价、负荷曲线、需求响应和交易规则；综合能源服务商，懂电源、储能、配电、能碳和长期客户关系。但是最好的方案依然是结合各家之所长，联合组建法人主体单位来实施。

688号文列举了主责单位的投资组建方式，电网企业不在其中，同时明确项目不得由电网企业代理购电，这一安排指向的是角色边界的厘清，确保项目运营主体和系统保障主体各司其职。

电网公司在多用户绿电直连体系中的价值，在于提供公共电网的接入服务、系统平衡和安全兜底，这些是任何主责单位都无法替代的公共服务；反过来，只会拿资源、做备案、建电站、卖电量的普通新能源开发商，很难成为核心主导方，因为它考验的负荷组织、电力交易、园区治理这几项能力，恰恰是传统开发模式的短板。

开发商如果只靠项目开发和 EPC，缺了产业客户组织和长期运营的本事，进来也接不住。当然，开发商也不是完全没有机会，若能找到合适的合作方，形成开发商出电源、园区或售电公司出负荷和运营的组合，把各自短板补齐，也是一条走得通的路。

除了选对主体，还有几条审慎提醒，值得在项目早期就想清楚。

第一，把退出机制当前置条件。多用户项目里，一个大用户退出，不只是合同问题，它会改变项目的源荷匹配、绿电比例、接网容量、储能利用率和偿债能力。项目早期就要约定，大用户退出是否触发重新评估，退出方是否承担剩余线路、储能、平台成本，新增用户进入是否需要重新备案和接入评估。这些问题如果不在项目协议里事先约定清楚，一旦发生就会变成多方扯皮，严重的甚至影响到项目存续和融资安全。

第二，绿电溯源解决了“可分配”，不等于自动解决“可声明”。688 号文建立的小时级绿电溯源机制，对国内绿证、园区绿电核算、用户内部管理是重要进步，但出口企业还要面对客户供应链审计、国际绿电声明规则、产品碳足迹核算这些外部认可问题；小时级匹配比年度绿证更强，但国际买方认不认、认到什么程度、要不要额外审计，仍要逐案判断。出口越依赖欧美高标准市场的企业，越要把这条在项目立项阶段就谈清楚，不能等项目建成再回过头补认证。

第三，要和其他绿电路径做比较。对很多企业来说，绿电交易、绿证采购、分布式光伏自发自用、源网荷储一体化、虚拟电厂、需求响应，可能比绿电直连更简单、更便宜、更可控。如果只是要完成一定比例的绿电消费，又没有强烈的小时级匹配要求，绿电交易和绿证可能已经够用。

每条路径都有自己的适用条件和局限，绿电直连的优势在于物理溯源、小时级匹配和长期供需关系，但它的组织复杂度和前期投入也是最高的；绿电直连的核心战略价值，落在产品级低碳证明、长期锁定绿电供应、降低公共电网容量占用、建设零碳园区示范这些地方。

第四，警惕名义主责单位和责任空心化。688 号文要求设独立主责单位，但没有替市场主体设计公司治理。现实里可能出现项目公司资本金不足、扛不住供电中断和用户违约风险，园区平台有协调权却缺电力运营能力，开发商有开发能力却没有负荷调度权。主责单位不能只看谁牵头，还要看它是否真的具备调度、计量、结算、风控、应急、合同管理和长期融资能力。

第五，关注地方政策的差异化执行。688 号文给了省级能源主管部门很大的细化空间，同一类项目在不同省份可能面对截然不同的准入门槛。就近消纳距离怎么界定、上网电量比例在 20% 基础上怎么调整、评审流程走多长时间、退出机制怎么设计，都取决于地方的政策取向和执行节奏。项目前期论证不能只看国家层面的框架，要扎到省一级的细则里去判断可行性。

写到这里，可以把这扇门和这条路的关系收一收。门与路是两回事，开门是制度问题，走路是经营问题，前者由政策一纸文件决定，后者要靠项目自己一步步走出来。

首先，门确实开了。688 号文把 650 号文里“多用户另行规定”的空白补上，让园区、数据中心集群、绿氢氨醇项目、重点用能企业联合体这些原来卡在制度上的项目，第一次有了可操作的路径，这是实打实的制度进步，值得肯定，对那些真正有需求、有条件的主体来说，这一步等了很久，来得也正是时候。

然而，路也确实还窄。它没有重写 1192 号文确立的费用承担规则，没有改变现货未连续地区的反送约束，更没有把绿电直连变成面向全体新能源业主的通用开发通道。它从根上就是一道窄门，利好的是少数具备真实绿电需求、稳定可调负荷、清晰空间边界、柔性调节能力和长期治理能力的项目，能走通这道窄门的，必然是少数中的少数，甚至不适用于读我这篇文章的90%的读者朋友。但对这些少数项目而言，绿电直连给出的制度路径和溯源机制，比以往任何时候都更完整。

回过头来看，国家发展改革委、国家能源局用三份文件、不到一年时间，搭起了从单用户到多用户、从制度准入到费用机制的绿电直连框架，步子稳，框架清，预留了地方因地制宜的空间。这种分步推进的制度设计，在一个新兴领域做到了稳妥与开放的平衡，值得行业尊重，政策的用心，在于既给市场预期，又不给市场错觉。

行文至此，想对同行说一句。

解读政策，追求传播效果，可以理解；但落到投资决策，还是要回到更冷静的框架里来。一个吸引眼球的标题，与一个经得起推敲的项目判断，往往不是一回事。该看的，是文件原文、地方细则、负荷曲线、接网容量、价格机制和主责单位的真实能力。审慎一点，客观一点，对自己负责，也对客户负责。

我认为，绿电直连真正的门槛，在一个项目能不能在真实负荷、真实空间、真实成本、真实责任、真实绿电价值之间，形成一个长期跑得下去的闭环；门已经开了，能不能走通这条窄路，要看走路的人。