——多用户模式下的产业机会与投资方向

一、政策定位与出台背景

2026年5月14日，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），这是继2025年出台单用户绿电直连政策后，我国绿电直连政策的重大升级。该文件的出台标志着我国新能源消纳政策体系进一步完善，为多元主体共享绿电资源提供了制度保障，对推动能源绿色低碳转型具有里程碑意义。

1.1 政策演进脉络

688号文并非孤立出台，而是我国新能源政策体系演进的必然产物。2025年以来，我国密集出台了一系列电力体制改革和新能源消纳政策，形成了相互支撑、逐层递进的政策链条：

第一环：136号文（发改价格〔2025〕136号）——新能源上网电价市场化改革，取消了强制配储和强制并网要求，推动新能源进入市场定价阶段。

第二环：1192号文（发改价格〔2025〕1192号）——完善就近消纳价格机制，明确了不同消纳场景下的价格形成规则，为绿电直连提供了价格依据。

第三环：114号文（发改价格〔2026〕114号）——发电侧容量电价机制和储能容量电价的出台，解决了新能源项目容量价值认定问题，增强了项目经济可行性。

第四环：1360号文（发改能源〔2025〕1360号）——新能源消纳和调控指导意见，从系统层面统筹新能源发展和消纳。

第五环：650号文（发改能源〔2025〕650号）——单用户绿电直连试点政策，开启了新能源直接供电给特定用户的探索。

第六环：688号文（发改能源〔2026〕688号）——多用户绿电直连，在单用户基础上实现主体扩容和机制创新。

1.2 出台的现实紧迫性

新能源消纳压力持续加大是政策出台的直接推手。2025年3月，全国风电利用率同比下降3.5个百分点，光伏利用率同比下降2.8个百分点，青海、蒙西、陕西等省份新能源利用率已降至90%以下。数据显示，截至2026年4月底，全国可再生能源总装机达24.1亿千瓦，占全国总装机的60.4%，风光装机已突破12亿千瓦。然而，与装机快速增长形成鲜明对比的是，消纳问题日益突出，迫切需要创新消纳渠道。

算力需求爆发带来新型用能需求。2025年全国算力中心用电量达1960亿千瓦时，同比增长18.1%；2026年1-4月，互联网数据服务业用电量增速高达44.4%。以数据中心为代表的新兴产业对绿色电力有强烈需求，且对供电可靠性要求极高（通常要求99.999%以上），这与传统电网供电模式存在结构性矛盾，客观上需要创新供电方式。

工业园区碳减排需求迫切。工业园区能耗占全国总能耗的66%以上，是实现碳达峰碳中和目标的关键场景。出口外向型企业面临国际供应链碳足迹核查压力，对绿电消费比例提出刚性要求。这些因素共同构成了多用户绿电直连政策出台的现实基础。

实践探索已积累成熟经验。截至2026年2月，全国已有84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达32.59GW（中金公司研报数据）。这些项目的成功运行，为多用户模式的推广提供了实践支撑和技术储备。

二、核心要点解读

688号文在继承650号文基本框架的基础上，进行了系统性制度创新，核心要点可从定义边界、适用范围、规划建设、运行管理、交易机制五个维度把握。

2.1 精准定义多用户绿电直连模式

文件明确，多用户绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。这一界定包含三个关键要素：

一是电源类型限定为常规新能源发电项目，不包括核电、水电等传统电源。

二是用户范围界定多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户，体现了政策聚焦工业和商业用户的导向。

三是技术形态分类分为并网型和离网型两类，两类项目在接入方式、运行管理、责任划分等方面存在差异化的制度安排。

2.2 适用范围大幅拓展

与650号文相比，688号文的应用场景从四类扩展为"五个用户侧+四个电源侧"共九大场景，实现了供给侧与需求侧的双向突破：

用户侧五大场景：新建负荷可配套新能源组成项目；有绿电消费需求的企业（含绿电消费比例要求企业、重点用能和碳排放企业、降碳需求的出口外向型企业及其上下游）；工业园区、零碳园区、增量配电网的全部或部分负荷；优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业；分布式光伏可通过集中汇流参与。

电源侧四大场景：存量单用户绿电直连项目可吸纳新建负荷、扩建电源升级；支持因消纳受限无法并网的新能源项目转型；允许分布式光伏通过集中汇流方式参与；鼓励其他适合多用户直连的电源项目。

2.3 规划投资与建设机制创新

688号文确立了"以荷定源"的规划原则，要求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%）。这一比例要求体现了政策设计的基本逻辑：绿电直连的核心价值在于就近消纳，而非向公共电网返电。

在主体资格方面，文件规定项目主责单位须具法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可由单方投资；园区模式下可由管委会或第三方组建，但明确不含电网企业。这一安排既保证了项目的责任主体清晰，又避免了电网企业借此扩大配电业务边界。

同时，文件明确豁免电力业务许可，允许租赁存量电力设施。这两项政策大大降低了项目开发门槛和初期投资压力，有助于吸引更多社会资本参与。

2.4 运行管理边界清晰

688号文强化了并网型项目与公共电网的物理界面和责任界面划分。项目主责单位承担供电中断责任，这意味着用户不能向电网企业索赔因项目内部故障导致的供电中断。文件同时规定，并网型项目年上网电量不得超过总可用发电量的20%，消纳困难时段不得向公共电网反送电——从650号文的"不应"升级为"不得"，约束力显著增强。

值得关注的是，项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。这一安排消除了地方政府和电网企业对于项目弃电影响考核指标的顾虑，为项目运行提供了更大的灵活性。

2.5 交易与价格机制破题

688号文明确项目以新型经营主体身份注册，整体参与电力市场，初期"报量不报价"，逐步过渡至"报量报价"。这种渐进式市场化路径，既保证了项目初期能够平稳接入市场，又为未来参与现货市场预留了空间。

在价格机制方面，项目按就近消纳价格机制缴纳相关费用。文件还探索基于分时计量的绿电溯源机制，与绿证、碳核算相衔接，有望解决绿电消费认证的"最后一公里"问题。

三、与单用户绿电直连政策的关键突破

688号文相比650号文实现了七大关键突破（据电力规划设计总院凡鹏飞解读），这是理解政策创新价值的关键所在。

突破一：直连用户数量从"单一用户"拓展为"多主体普惠共享"。这是688号文最核心的变化。在单用户模式下，一个发电项目只能向一个用户供电，资源配置效率受限；多用户模式下，同一电源可以向多个用户供电，实现了新能源发电资源的共享利用。

突破二：应用场景从四类扩展至九大场景。在原有场景基础上，新增了工业园区整体接入、分布式光伏集中汇流、算力中心等场景，覆盖面显著扩大。

突破三：项目构成要素更多样。新增变电设施、储能、运营平台等要素，项目架构更加丰富灵活，可以更好地适应不同场景需求。

突破四：主责单位制度优化，从"负荷方主责"到"多元共建"。单用户模式下通常由负荷方担任主责单位，多用户模式下可由电源方与负荷方合资组建，或由第三方主导，这种制度安排更有利于平衡各方利益。

突破五：安全管理体系升级为"边界清晰、兜底有责、协同管控"。明确了项目与电网的责任边界，建立了事故情况下的协同机制。

突破六：反送电约束从"不应"升级为"不得"。约束力从倡导性升级为强制性，表明了政策对于绿电直连应立足于本地消纳而非返送电网的坚定态度。

突破七：绿电溯源机制创新，建立基于分时计量的小时级溯源。这一机制与绿证、碳核算相衔接，有望为绿电消费提供更加精准的认证依据。

四、产业机会分析

688号文的出台为多个产业领域带来了新的发展机遇，主要集中在以下四个方面：

4.1 绿电直供与算电协同：核心受益场景

算力中心是688号文明确支持的首要应用场景，也是最具确定性的产业机会。算力中心具有用电量大、供电可靠性要求高、绿色电力需求迫切三大特征，与多用户绿电直连模式高度契合。

从经济性角度分析，国金证券测算显示，当绿电直连比例为60%时，宁夏项目可节省约0.05元/千瓦时的用电成本。以2030年全国数据中心用电量7000亿千瓦时、80%绿电直连渗透率、60%直连比例测算，年节省金额可达168亿元。

典型案例显示，大唐中卫云基地项目一期200万千瓦装机（50万千瓦光伏+150万千瓦风电），投资87亿元，建设四条专用输电线路直供中卫云基地，年可满足22.9亿千瓦时用电需求；晶科科技中卫1GW算力中心项目投资245亿元，规划约5万架机柜。内蒙古已启动7个算电协同项目，总投资超过300亿元。

4.2 储能配套：供电可靠性的关键保障

算力中心要求99.999%以上的供电可靠性，这一标准决定了储能系统成为多用户绿电直连项目的必备配套。海博思创预计算力中心储能需求在未来5年内有望超越传统独立储能市场。

多用户绿电直连场景下，储能系统主要发挥三重作用：一是平抑新能源出力波动，保障供电稳定性；二是提供备用电源，在发电中断时快速响应；三是参与电网调频，提升系统灵活性。构网型储能因能够主动支撑电网频率和电压，在这一场景中具有突出优势。

4.3 绿色溢价与绿证收益：双重价值释放

688号文建立的分时计量溯源机制，为绿电消费认证提供了技术基础。通过小时级溯源，可以更精确地记录每一单位绿电的消费时间，实现绿证与实际消费的精准匹配。

在绿证价格方面，随着欧盟碳边境调节机制（CBAM）的全面实施和国际供应链碳足迹核算要求的提升，绿证需求将持续增长。绿证价格预计将呈现梯度递增态势，新能源企业通过多用户绿电直连模式可实现"电力收益+绿证收益"双重收入来源。

4.4 智能运维平台：多用户协调的核心支撑

多用户绿电直连涉及多个法人主体的协调运行，对数字化管理提出了更高要求。AI+数字化调度平台成为项目高效运营的关键技术支撑。远景能源"天枢"能源大模型等智能化工具可以实现新能源出力预测、负荷需求预测、多用户电量分配优化等功能，显著提升项目运营效率。

此外，分时计量溯源系统、绿电消费认证系统、碳排放核算系统等信息化基础设施也将迎来发展机遇。

五、投资方向与标的分析

从投资视角审视，多用户绿电直连政策催生的投资机会可分为直接受益标的、间接受益领域和潜在风险标的三个层次。

5.1 直接受益领域

一是输配电设施建设。多用户绿电直连需要配套专用输电线路和变电站，110kV线路每公里造价超过百万元，催生大量设备需求。安靠智电等变电站及输电设备供应商将直接受益于项目建设需求。

二是储能系统集成。算力中心储能需求爆发，海博思创等储能系统集成商有望获得大量订单。构网型储能、应急备用电源等高端储能产品将更受市场青睐。

三是智能运维平台。能源数字化服务商可以切入多用户协调调度市场，提供包括新能源预测、负荷管理、电量结算等功能的综合解决方案。

5.2 间接受益领域

算力基础设施运营商。在绿色电力供给更有保障的情况下，头部算力中心运营商可以获得更稳定的绿电供应，降低用电成本，同时满足出口产品的碳足迹要求。

绿色氢氨醇等新兴产业。688号文明确支持绿色氢氨醇等新兴产业，这类项目通常用电量大、碳排放强度高，通过多用户绿电直连可以获得稳定、廉价的绿色电力供给。

绿电ETF等金融产品。绿电ETF华夏（562550）截至2026年5月22日已连续14个交易日获资金净流入，合计超过5.27亿元，规模达18.09亿元创历史新高，反映出市场对绿电板块的持续看好。

5.3 投资策略建议

短期内，建议关注已公告参与多用户绿电直连项目的上市公司，以及储能、系统集成等直接受益环节。中长期来看，随着政策细则逐步落地和项目规模化推广，具备技术优势和成本控制能力的企业将获得更大市场份额。

投资者需要关注的风险因素包括：各省配套细则出台进度不及预期、项目协调成本超预期、电网企业配合意愿不足等。

六、发展方向与趋势预判

基于688号文的政策框架和当前产业发展态势，可以对多用户绿电直连的未来发展进行以下预判：

6.1 短期：项目审批加速，区域集聚明显

预计2026年下半年至2027年，多用户绿电直连项目审批将进入加速期。从区域分布看，具备风光资源优势和算力基础设施的西北地区（宁夏、内蒙古、甘肃等）将成为项目集聚区。

算力中心将成为首批规模化落地场景。大型数据中心对绿电需求刚性、支付能力强、配套条件成熟，预计将率先实现多用户绿电直连模式的商业化应用。

6.2 中期：多元主体参与，商业模式创新

随着项目经验积累和市场主体认知深化，多用户绿电直连将吸引更多元化的主体参与。除传统能源企业和用电大户外，电网企业可能以资产租赁、技术服务等间接方式参与；金融机构将开发绿电直连项目专属融资产品；专业能源服务商将承担更多项目开发和运营职能。

商业模式也将持续创新。电源方与负荷方可能形成更灵活的合作关系，如"保底+浮动"的定价机制、容量费用与电量费用分离、用户间电量互济等创新安排将逐步出现。

6.3 长期：融入电力市场，与碳核算体系衔接

从长期趋势看，多用户绿电直连将深度融入电力市场体系。项目参与方式有望从当前的"报量不报价"逐步过渡至"报量报价"，在现货市场中发挥更活跃的作用。同时，基于分时计量的绿电溯源机制将与绿证制度、碳排放核算体系实现全面衔接，形成"电力-绿证-碳排放"三位一体的认证体系。

在此基础上，绿电直连项目可能成为企业实现100%绿色电力消费的重要路径，也将成为出口外向型企业应对国际碳壁垒的有效工具。

七、风险与挑战

688号文的出台为产业发展打开了新空间，但政策落地仍面临多重挑战，参与主体需要审慎评估相关风险。

7.1 配套细则缺位风险

688号文作为纲领性文件，对诸多关键问题仅作了原则性规定，具体的操作细则有待各省出台配套政策。项目边界如何认定、退出机制如何设计、跨区域项目如何协调、存量设施租赁价格如何确定等问题，目前均无明确答案。在配套细则出台前，项目推进节奏存在较大不确定性。

7.2 多主体协调成本

多用户绿电直连涉及多个法人主体的利益协调，内部管理复杂度显著高于单用户模式。用户准入退出机制、电量分配规则、价格调整机制、违约责任划分等事项需要通过商业协议予以明确，协调成本不可低估。对于缺乏多主体项目管理经验的开发主体而言，这一挑战尤为突出。

7.3 电网企业角色博弈

688号文明确规定不含电网企业作为主责单位，但在实际运行中，并网型项目与公共电网存在物理连接，需要电网企业提供备用容量和应急支撑。电网企业在接入审批、调度配合、计量结算等环节的态度和效率，将直接影响项目实际运行效果。部分地区可能存在电网企业配合意愿不足的风险。

7.4 存量设施租赁僵局

文件允许租赁存量电力设施以降低初期投资，但在实际操作中，存量资产的产权归属、价格形成机制、维护责任划分等问题可能成为谈判障碍。电网企业的存量资产租赁定价缺乏市场参考，存在协商僵局的可能性。

7.5 绿证与碳核算衔接壁垒

688号文提出探索基于分时计量的绿电溯源机制，与绿证、碳核算衔接，但从技术层面看，分时计量的精度要求、设备投资、数据互认等问题尚未完全解决。绿证市场与碳市场属于不同管理体系，跨市场衔接存在制度性壁垒。在这些问题得到有效解决之前，绿电消费认证的公信力可能受到质疑。

八、结语

688号文的出台标志着我国绿电直连政策进入新阶段。从单用户到多用户的跨越，不仅是政策覆盖面的扩大，更是新能源消纳理念的深化和制度安排的创新。在新能源消纳压力持续加大、算力需求爆发增长、碳排放约束日益趋紧的背景下，多用户绿电直连为新能源产业和用电大户之间搭建了直接对接的桥梁，有望成为推动能源绿色低碳转型的重要抓手。

当然，政策从文件到落地仍需跨越配套细则、多方协调、市场衔接等多重障碍。相关市场主体应在把握政策机遇的同时，充分评估潜在风险，以审慎务实的态度推进项目开发。在各方共同努力下，多用户绿电直连有望成为我国能源转型进程中的标志性制度创新。

附：数据来源

[1] 《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），国家发展改革委、国家能源局，2026年5月14日

[2] 《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），国家发展改革委、国家能源局，2025年

[3] 《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）

[4] 《关于完善就近消纳价格机制的通知》（发改价格〔2025〕1192号）

[5] 《关于建立发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）

[6] 《关于做好新能源消纳和调控工作的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）

[7] 中金公司研报，2026年2月

[8] 电力规划设计总院凡鹏飞解读，《中国电力报》，2026年5月22日

[9] 国金证券新能源行业研究报告

[10] 《21世纪经济报道》《中国能源报》《大东时代》等行业媒体报道