2025年5月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《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，下称“650号文”），首次在国家层面确立绿电直连制度框架，支持绿色电力不经过大电网与单一用户“直接见面”，开创新能源就近消纳新模式；其后，《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，下称“1192号文”）补全了价格与责任规则。目前，全国已有24个省（区、市）印发或制定了绿电直连配套政策，形成“国家定原则、地方定实操”的政策格局。截至2026年5月21日，全国已审批绿电直连项目99个，对应新能源总装机规模3,405万千瓦。
然而，650号文的制度留白同样明显，其所规定的绿电直连制度以向单一电力用户供电为基本模型，对多个无关联用户共享同一直连项目的模式始终未予明确。2026年5月14日，国家发展改革委、国家能源局印发《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，下称“688号文”或“绿电直连新政”），正是对这一制度空白的回应，绿电直连由此从单用户模式迈向多用户模式，从单点试验走向规模化组网。
对工商业分布式光伏项目而言，688号文的意义尤为特殊，该文首次明确分布式光伏可通过集中汇流参与多用户直连，并为消纳受限项目开辟了合规路径。本文拟在梳理688号文核心规则变化的基础上，重点分析其对工商业分布式光伏投资、交易结构与收益逻辑的影响，并提出相应的实务建议。
（一）适用范围由单用户扩展至多用户直连模式
688号文将多用户绿电直连界定为“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，而是通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电并实现供给电量清晰溯源和分配的模式”。其中，“多用户”是指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。688号文按绿电直连项目是否接入公共电网分为并网型与离网型两类，并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项目内部，从物理边界上确保直连的真实性与可计量性。
在项目组成上，688号文提供了四类通道：其一，新建负荷可以配套建设新能源电源；其二，存量单用户项目可以吸纳其他新建负荷并配套扩建电源，实现由单一用户向多用户的升级；其三，有绿电消费需求的用户（包括有绿电比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等）可以利用周边新能源资源探索开展多用户直连；其四，工业园区、零碳园区、增量配电网的全部或部分负荷可以就近接入新能源组成项目。
688号文带来最大的变化是消纳受限无法并网的项目可以履行变更手续后开展多用户直连，分布式光伏则首次获准以集中汇流方式参与其中。在政策导向上，算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业获得优先支持。
（二）建立主责单位制度完善多主体治理格局
多用户模式的最大难点之一在于多主体治理，688号文以主责单位制度作为回应。688号文要求绿电直连项目须明确具备法人资格的独立主责单位，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可以由一方单独组建；在园区模式下，主责单位可以由园区管委会或第三方机构投资组建，但明确排除了运营输电业务的公共电网企业，以防止管网不分和利益冲突。
在投资方面，项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由主责单位投资建设，同时鼓励利用存量电力设施、租赁使用其他主体的存量设施。主责单位须与电源、负荷等内部主体就产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签订协议。
在责任界面与安全运行方面，主责单位承担因项目自身原因造成供电中断的责任，并按谁产生、谁负责的原则在内部划分。主责单位应组织内部源荷建立调节机制，确保交换功率不超过接网容量。
（三）按“以荷定源”原则规划装机规模延续消纳红线
688号文延续了绿电直连的消纳硬指标，项目按“以荷定源”原则规划新能源装机规模，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%；并网型项目投产运行后，年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，具体比例可由省级能源主管部门确定。
在此基础上，688号文针对多用户项目增设了两项管控要求：一是峰谷差率管控，并网型项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不得高于规划方案确定的最大负荷峰谷差率；二是反送电限制，项目在省级能源主管部门明确的消纳困难时段不得向公共电网反送电。
688号文同时要求项目配置储能、提升集控能力。值得关注的是，国家发展改革委、国家能源局《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号文，下称“114号文”）已于2026年1月将电网侧独立新型储能纳入容量电价机制，储能电站可获得基于顶峰能力的容量电价保障，与绿电直连场景下的消纳服务收益、现货市场套利及辅助服务收益叠加形成多元收益模式，较大程度上缓解了储能配置的成本压力。
（四）完善市场参与、电价结算及绿电溯源机制
在市场参与方面，并网型项目应按照《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份注册，内部主体亦可分别注册，原则上整体参与电力市场交易并由主责单位统一申报，初期可以报量不报价方式参与现货市场，条件成熟时过渡至报量报价，且不得由电网企业代理购电；调度机构在现货出清结果基础上下达调度计划，整体入市的并网型项目由主责单位按调度计划负责内部平衡。
在价格机制方面，并网型项目应符合1192号文的相关要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用，由主责单位统一与公共电网结算电费；并网型和离网型项目均应缴纳政府性基金及附加。尤为关键的是，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，即不享受机制电价；1192号文已将输配电费从电量制重构为容量制，该机制在688号文项下得到完整承继。
在计量与溯源方面，项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、各用户、储能等关口安装双向分时计量装置，禁止绕越用电；并网型项目以公共电网接入点为计量结算参考点，整体与公共电网结算电费。在绿电溯源上，并网型项目整体按内部实际新能源发电量（含储能释放电量）扣减上网电量确定自发自用电量，内部各用户可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；内部电源应在国家可再生能源发电项目信息管理平台建档立卡，溯源结果由电网企业根据计量数据计算核对后推送至国家绿证核发交易系统。对出口外向型企业而言，小时级溯源与绿证是应对国际绿色贸易规则的重要凭证——欧盟碳边境调节机制（CBAM）已于2026年正式进入实施期，目前仅认可直接连接的电力排放计算模式并要求小时级数据匹配，688号文建立的溯源机制与CBAM要求高度契合（但最终能否获得欧盟认可尚取决于中欧制度互认进展）。
（一）拓展工商业分布式光伏消纳路径
近年来，随着分布式光伏项目装机的快速增长已使我国部分地区出现消纳红区，新备案项目无法并网。在650号文出台后，工商业分布式光伏参与直连只能采取一源一荷或一源多荷（同一法人）模式，跨法人供电缺乏明确依据，屋顶资源分散、单一企业负荷有限与装机规模化之间的矛盾，长期制约着园区分布式光伏的开发深度。688号文首次明确分布式光伏可以通过集中汇流方式参与多用户直连，园区内各企业的屋顶光伏由此可以整合为园区级统一电源，向多家法人用户供电，原先各企业独立自发自用的格局得以重构为园区组网模式；分布式光伏经汇流后直供园区或工厂，不再依赖全额上网，从源头缓解了接网压力。
此外，688号文首次明确项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计，与《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）就近消纳新业态新能源弃电不纳入统计的口径相呼应；此前地方政府常因担忧拉低区域利用率指标而收紧并网审批，弃电口径的调整在制度上解除了这一顾虑。上述文件均支持因消纳受限无法并网的项目履行变更手续后开展绿电直连，存量受困项目由此获得盘活路径，分布式光伏资源丰富的存量园区无需新建大规模电源，即可通过集中汇流开展直连。绿电直连有望成为红区及受限地区工商业分布式光伏开发的主要增量模式。
（二）重构工商业分布式光伏的收益模型
688号文叠加电价市场化改革，正在重构工商业分布式光伏的收益模型。第一重变化来自新能源上网电量全面入市，《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，下称“136号文”）确立新能源上网电量原则上全部入市、由市场形成价格，并建立新能源可持续发展价格结算机制（即机制电价）作为价格兜底。第二重变化来自机制切割，1192号文明确项目新能源上网电量不纳入机制电价结算，688号文进一步扩大为发电量不纳入，直连项目的绿色价值只能经绿证溢价变现，不能叠加机制电价兜底，而136号文又规定机制电量不重复获得绿证收益，项目须在两者之间作出权衡。第三重变化来自费用机制，按容（需）量缴纳输配电费对自发自用比例高、网间交换电量小的项目总体利好，但暂按、暂免均为过渡安排，未来成本可能上升，收益测算须预留弹性，建议在购电协议或能源管理协议中预设费用调整的触发机制与分担比例。
与此同时，688号文项下的项目收益与负荷质量绑定。在容量制输配电费下，负荷率高于平均水平的项目才可能获得费用节约，多用户负荷曲线的互补性所形成的错峰效应反而可能成为价值来源；60%、30%、35%的消纳指标、20%的上网电量上限及峰谷差率管控构成刚性约束，源荷失配将直接侵蚀收益，甚至导致项目无法合规运行，配置储能与负荷调节能力由此从可选项变为刚需，“以荷定源”不再只是规划原则，而是项目能否盈利的收益前提。此外，688号文专设的小时级绿电溯源机制按时段用电量占比实现发用电精准匹配，溯源结果直接推送国家绿证核发交易系统，绿证从财务凭证升级为物理溯源凭证，直接回应了出口企业的国际合规需求，为项目开辟了电价加绿证的双收益空间。
（三）推动工商业分布式光伏商业模式转型
工商业分布式光伏普遍采用合同能源管理（EMC）模式，688号文项下相关协议体系面临重构。其一，自发自用电价的定价困境凸显，实践中EMC协议多采用工商业电价下浮或固定电价模式，在电价波动加剧的背景下，固定电价模式面临用电方调价压力，浮动模式则需明确电价基数及变动规则。参照分布式光伏领域的司法实践，如浙江佳源物业服务集团有限公司安吉分公司、杭州天迈新能源科技有限公司湖州分公司等供用电合同纠纷([2022]浙05民终151号)案件中，法院倾向于将电价波动认定为正常商业风险而非情势变更，但若电价政策发生根本性调整，仍存在支持调价的可能，存量协议如缺少价格调整与政策变化条款，争议风险将上升。其二，多用户协同对合同安排提出新要求，688号文鼓励项目内部主体基于调节能力差异约定调节责任和经济补偿标准，实现谁调节、谁受益，而项目的消纳比例与上网电量指标均针对项目整体考核，任一用户的经营波动或退出均可能拉低整体负荷、触发考核不达标。其三，源荷权责须书面锁定，电源与负荷非同一投资主体的，应签订多年期购电协议或能源管理协议，对建设进度、产权边界、结算方式、绿证归属等作出明确划分。对此，新签协议应预设电价调整、政策变化与考核条款，存量协议宜尽快补充完善。
在投资与交易结构层面，多用户直连模式下投资人面对主责单位、负荷企业与电源方的多边结构，交易文件体系随之升级。投资人应在源荷合资、一方单独组建、管委会或第三方组建中选定主责单位模式；合资模式下需提前规划股权比例、决策机制、回购安排及资产产权划分，并关注地方对投资主体变更的限制。源荷主体不一致的，应签订购电协议明确产权边界、消纳比例承诺及违约责任。688号文要求按权责对等、公平分摊原则确定内部结算方式，并定期协商调整，内部定价与调整机制是交易核心。绿证方面，小时级溯源可实现精确分配，负荷企业宜争取绿证归其所有且无需额外付费。
（一）对工商业分布式光伏投资人的风险及应对建议
投资人面临的首要风险是项目性质认定的合规风险。650号文与688号文对存量负荷的适用条件不同，前者要求已有燃煤燃气自备电厂并足额清缴可再生能源发展基金，后者扩展至有绿色电力消费需求的用户即可，未保留清缴前提，项目若界定框架出现偏差，可能面临审批退回或监管追责。其次是源荷匹配与多用户协同的运营风险，自发自用比例与上网电量上限属于持续性考核而非一次性准入条件，多用户场景下任一用户的停产、减产或退出均可能拉低整体负荷，消纳困难时段不得反送电的要求亦对功率预测与负荷调度提出较高技术要求。再次是电价波动与收益分配的风险，并网型项目须作为整体参与电力市场交易，初期可以报量不报价，成熟后过渡至报量报价，缺乏专业交易能力的主体将面临价格波动敞口，收益不确定性还可能削弱项目的可融资性，多用户合资主体若权责不清、股权退出机制缺失，将进一步放大投融资风险。
对此，我们建议投资人做好三方面工作：第一，在尽调阶段重点核查绿电用能方的经营稳定性、用电曲线匹配度与绿电需求真实性，避免多用户演变为多风险点，同时对照650号文与688号文逐项核查负荷属性、用户构成与电源类型；以分布式光伏为直连电源的，须先依《分布式光伏发电开发建设管理办法》确定项目类别及上网模式；涉及吸纳新建负荷、扩建电源或接网容量变更的，应履行变更及系统接入评估手续，必要时借助第三方方案评审前置识别瑕疵。第二，按“以荷定源”原则审慎确定装机规模，搭建主责单位章程或合资协议、购电协议或能源管理协议、内部结算与平衡责任协议的多层文件结构，明确消纳承诺、最低用电量承诺、考核责任分担、违约责任与负荷退出时的替代机制。第三，组建或外聘专业交易团队管理价格敞口，关注地方对投资主体与股权变动的限制，预设合规退出路径，稳定收益预期。
（二）对工业园区运营方的风险及应对建议
在园区模式下，运营方面临的风险主要集中在治理责任与安全管理两个方面。一方面，园区模式下主责单位可由园区管委会或第三方机构投资组建，主责单位须统筹项目的投资、建设与运营，并与各内部主体签订多边协议，治理架构设计不当将直接导致权责不清与内部纠纷。另一方面，主责单位承担因项目自身原因造成供电中断的责任，并须按谁产生、谁负责的原则在内部划分，若责任划分与费用分摊机制缺失，运营方可能实际承受超出其收益水平的责任负担。
对此，我们建议园区运营方：第一，及早评估以管委会或第三方机构组建主责单位的治理方案，明确主责单位与电源方、负荷方之间的产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项，并梳理园区存量电力设施的可利用空间，通过利用或租赁存量设施降低投资强度。第二，在内部协议中建立与谁产生、谁负责原则相衔接的供电中断责任划分与追偿机制，按标准配置继电保护、安全稳定控制等二次系统并接受调度机构统一管理，组织内部源荷建立调节机制，确保项目安全合规运行。
（三）对绿电用能方的风险及应对建议
对绿电用能方即负荷企业而言，风险主要体现在三个方面。一是电价与费用风险，内部结算价格如未明确形成与调整机制，在电价波动加剧的背景下，用能方面临用电成本失控的风险。二是绿证及环境权益归属风险，在电源与负荷非同一主体及多用户场景下，绿证及相关环境权益归属如未在协议中明确约定，容易在源荷双方及多用户之间引发分配纠纷，并直接影响出口外向型企业的国际绿色贸易合规。三是供电稳定性风险，项目内部其他用户的经营波动或违约可能通过整体考核机制传导，影响用能方自身的用电安排。
对此，我们建议绿电用能方：第一，在购电协议或能源管理协议中明确电价形成与调整机制以及交易损失的分担安排，锁定长期用电成本。第二，在协议中明确绿证及相关环境权益的归属与划转安排，争取约定绿证归负荷企业所有且无需额外付费，并充分利用小时级溯源机制满足国际合规需求。第三，关注供电中断责任的内部划分是否公平，争取设置供电稳定性保障条款与替代供电安排，避免其他用户违约拖累自身用能。
综上，688号文将绿电直连从单用户模式升级为多用户模式，为工商业分布式光伏开辟了园区化、规模化消纳的合规通道。集中汇流规则与弃电口径调整破解了接网红区困境，小时级溯源与绿证机制打开了环境价值变现空间，多元主体合资与园区牵头模式分散了单一主体重资产投资的风险。但借道绿电直连并非无成本的制度红利，比例硬约束、机制电价结算的排除、按容（需）量缴费的成本重构，以及多主体协同的治理复杂性，均要求市场各方以更精细的合规安排与合同设计予以回应。688号文将推动工商业分布式光伏从重开发、重装机转向重负荷、重运营，企业宜在省级实施细则落地的窗口期内，前置开展政策适用论证、负荷核查与协议体系梳理，方能在新一轮就近消纳竞争中行稳致远。
参考文献：
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[9] 国家发展改革委、国家能源局：《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），2026年1月27日印发。
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