国家能源局表态！绿电直连升级，一对多时代来了

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（来源：IESPlaza综合能源服务网）

4月底，国家能源局例行新闻发布会上，新能源司副司长潘慧敏释放重大政策信号，在单用户绿电直连政策基础上，研究制定了多用户绿电直连政策，将于近期发布。

新政将允许新能源电站通过专线，向工业园区、零碳产业园内多个用户直接供应绿电，绿电直连将从“一对一”单点绑定，升级为“一对多”集群共享。

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为什么升级？

“一对一”绿电直连模式存在三大突出问题：太脆、太贵、太窄，这些痛点催生了多用户模式的政策创新。

“太脆”——负荷不稳，电源投资“赌运气”。

工业负荷多为24小时连续不间断用电，而光伏等新能源发电受自然条件影响波动明显，导致直连线路利用率低，电源投资回报不稳定。当单个用户生产计划调整或设备检修时，整条专线面临闲置风险，增加了电源项目的经营不确定性。

“太贵”——专线投入高，中小企业“望而却步”。

从发电侧到用户侧的专线建设、变电站改造、储能系统配置等前期投资巨大，这种高成本模式使中小企业望而却步，2025年绿电直连项目中，中小企业占比也很低，难以享受绿电直连带来的降本和绿色认证红利。

“太窄”——适用范围有限，政策红利“难普惠”。

早期政策仅允许特定类型企业申请绿电直连，如高载能、高附加值的新兴产业，且地理上受限于与新能源项目相邻区域。大量有绿电需求的中小企业、园区用户，因距离远、负荷分散、规模不足被排除在外，绿电直连沦为“少数玩家的游戏”。

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改起来难在哪？

从单用户到多用户模式的转变，不是把多个用户简单接入同一条专线的“物理拼单”，而是涉及电力系统安全、精准计量溯源、成本收益核算、跨主体责任划分的全维度变革，技术、经济两大层面均存在挑战。

技术层面：最大的挑战是“发得出、用得上、算得清”的技术闭环构建。

电力系统稳定性与调度控制：多用户场景下，园区内不同企业负荷峰谷完全错配，叠加新能源出力随机波动，供需平衡难度呈指数级上升。例如，某工业园区内，A企业设备检修导致负荷骤降，而B企业生产线启动造成负荷激增，若调度响应滞后，可能引发新能源电站功率倒送或电网频率波动。

精准计量与绿电溯源体系：多用户共享线路时，如何从物理上精准区分每一度绿电的归属，避免计量误差引发的结算纠纷，成为技术难点。传统按小时或日计量的方式难以满足溯源需求，需依赖高频计量设备（秒级甚至毫秒级采样）和区块链等数字化技术，构建不可篡改的绿电流向记录。

数据打通与电网防护：发电侧、电网侧、用户侧数据系统长期相互独立，必须统一通信协议、行业技术标准，才能实现跨主体数据协同；同时多电源、多负荷的复杂并网结构，对继电保护、故障隔离、故障定位提出了全新要求。

经济层面：需平衡“高投入、长周期、分摊难”三大矛盾。

高初始投资与回报周期长：“一对多”模式需要同步建设共享专线、集中式储能、智能调度平台，前期总投入更高，而新能源项目常规回报周期大多在10年以上，项目融资、收益回笼的压力远大于“一对一”单项目。

费用分摊机制复杂：绿电直连项目需按规定缴纳输配电费、系统运行费及交叉补贴等费用。在多用户场景下，如何公平合理地分摊这些费用成为难题。例如，对于承担更多电网备用容量的用户，其费用分摊比例应如何确定？如何避免“搭便车”现象，激励用户主动调节负荷以匹配新能源出力？

收益不确定性增加：绿电环境权益交易机制尚未完善，绿证国际认可度有限，导致绿电溢价收益不稳定。同时，多用户模式下，不同用户对绿电的需求强度和支付意愿差异大，如何设计差异化的电价机制和交易模式，满足不同用户需求，成为经济可行性保障的关键。

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新政会怎么定？

针对上述难点，即将发布的多用户绿电直连政策可能从四大方向重点突破。

1.技术标准与保障体系完善

政策可能强制要求多用户直连项目配置一定比例的储能设施，并配套建设智能调度系统。同时，将制定统一的高频计量设备标准，要求采样频率提升至秒级甚至毫秒级，明确绿电物理溯源的计量技术规范。

在技术架构上，政策可能要求构建“源-网-荷-储”协同控制平台，整合风光功率预测、负荷需求响应、储能充放电控制等功能，实现毫秒级功率平衡。

2.费用分摊与结算机制创新

针对费用分摊难题，政策或将设计“按用电量比例+峰谷时段差异”的动态分摊规则进行精细化计算，确保成本公平分配。

对于电网备用容量费用，可能参考“按容量收费”模式，类似于通信行业的“包月不限量”，根据用户对电网备用容量的需求而非实际使用量收费，降低负荷波动用户的成本压力。

在结算机制上，可能建立绿电直连交易结算平台，支持长期购电协议与实时交易相结合，降低用户风险。同时，明确“直连线路专用部分”与“共用电网部分”的费用核算方式，避免重复收费，提高经济性。

3.绿电认证与国际互认体系构建

为解决国际认证障碍，政策预计将建立全国统一的绿电认证体系，明确多用户模式下绿证的核发规则与碳减排量分配方法，确保符合国际碳足迹核算标准(如PAS 2060、ISO 14064)。

同时，可能推动绿电消费记录与国际规则兼容，建立绿电“小时级”交易与溯源体系，为出口型企业提供物理直连之外的合规溯源方案。

4.区域示范与场景适配策略

政策可能将优先在新能源资源条件好、负荷调节能力强的地区推进示范项目，如内蒙古、甘肃、宁夏等西北风光资源富集区，以及东部出口导向型工业园区和数据中心集群。通过打造“样板工程”，形成可复制推广的经验做法，发挥示范效应。

在场景适配上，政策可能针对不同用户类型和区域特点，设计差异化实施方案。例如，对工业园区，支持统一建设绿电直连设施，让园区内多家工厂“抱团”使用绿电，摊薄基础设施成本；对数据中心等高耗能企业，鼓励“算电协同”模式，将算力基础设施与新能源资源有机整合，实现资源动态匹配与优化配置。

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先行案例

全国首个“一对多”标杆项目沈阳中德零碳产业园，将引入AI驱动的源网荷储协同机制，依托远景自主研发的气象与能源大模型，可实现分钟级风光发电预测，并据此调动储能充放电策略与负荷侧响应，将波动的绿电转化为稳定可控的园区电源。

该项目也将通过构建零碳数字化管理体系，实现绿电的供应与消纳实时追踪与计量，帮助园区内企业打通国际碳足迹认证通道，降低产品出口的绿色壁垒。中德园在“一对多”绿电直连模式上的先行探索，以及在技术路径上的系统布局，将会是重要的经验借鉴和政策实践窗口。