辽宁
5月20日，国家发改委、国家能源局联合印发《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）。这不是一次普通的政策调整，而是一份可能彻底改变中国工业用电格局的文件。
你可能要问了：绿电直连是什么？跟储能有什么关系？
鲜探告诉你，关系很大。这份文件最核心的变化，是把储能从“锦上添花”变成了“标配基建”。
一、从“一对一”到“一对多”：绿电直连的升级
2025年，国家推出了单用户绿电直连政策，允许一个新能源项目直接向一个用户供电。但在实践中发现，工业园区、零碳园区里企业密集、用能分散，逐企架设直连线路成本太高、落地太难。
688号文解决了这个问题。最大的变化是：允许一个新能源项目通过专用线路，同时向多个不同法人实体供电，甚至支持整个园区统一开展绿电直连。
文件中明确提出了九大多用户绿电直连应用场景，包括存量单用户绿电直连项目扩建、有绿色电力消费需求的用户、园区用户、分布式光伏汇集接入等。
电力规划设计总院能源政策与市场研究院院长凡鹏飞评价称，从单用户到多用户，绿电直连模式完成了从“单一主体”专属供给到“多主体”普惠共享的关键跨越。
目前，全国已有24个省（区、市）印发配套政策，99个绿电直连项目完成审批，对应新能源总装机规模3405万千瓦。
二、两道硬指标，把储能推上关键位置
储能在这个新体系里，到底扮演什么角色？
答案藏在文件里的两个硬指标中。
第一项指标：60%与30%的消纳要求。
文件明确：项目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年前升至35%）。
这意味着新能源电站和用电企业必须深度绑定。电站发的电，60%必须让直连的园区就地消纳；园区的总用电量，30%必须使用这些绿电。
但风光新能源具有间歇性特点。白天光伏发电充足，但工厂中午可能处于低负荷状态；晚上用电高峰，光伏却无法发电。如果没有储能作为调节手段，这项消纳要求难以实现。
文件明确要求：“项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力”。
第二项指标：新兴产业对供电质量的高要求。
文件特别提出“优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连”。
算力中心对供电稳定性要求极高，断电可能造成巨大损失；绿色氢氨醇的电解槽启停缓慢，需要平稳的功率输入。新能源的波动性输出与这些产业的需求之间存在明显矛盾。
储能成为解决这一矛盾的关键手段。文件将储能划归为与“连接线路”同等级别的基础设施，意味着储能从政策层面被确认为绿电直连项目的“标配”。
三、储能的三重新价值
那么，储能到底能带来哪些价值？至少有三层：
第一层：降低电网接入成本。
文件要求，并网型项目应合理确定接入公共电网容量。项目接入容量越小，输配电成本越低。储能可以降低系统瞬时峰值功率需求，从而减少接网容量需求。
例如，一个园区不配置储能可能需要申请100MW接网容量；配置储能后，可能只需要70MW。减少的30MW接网容量，对应着输配电投资与基本电费的节约。
第二层：参与电力市场交易。
文件明确，项目原则上应作为整体参与电力市场交易，初期可以“报量不报价”方式参与，条件成熟后逐步过渡至“报量报价”方式参与。
储能可以在低价时段充电、高价时段放电，参与内部削峰填谷，同时作为虚拟电厂节点参与辅助服务市场。这是从“设备收益”到“运营收益”的转变。
第三层：绿电溯源与碳价值。
文件建立了小时级绿电溯源机制，并首次将储能纳入绿电统计体系——明确“内部实际新能源发电量含储能释放的项目新能源电量”。
这意味着储能释放的电量可以计入绿电。未来储能不仅卖电，还可能涉及绿证、碳价值等附加收益。
四、工商业储能进入新阶段
过去几年，工商业储能项目大多服务单一工厂，规模偏小，收益高度依赖峰谷价差。
多用户绿电直连政策正在推动工商业储能走向“园区级”。一个多用户绿电直连项目，本身就是一个天然的“共享能源共同体”。多个用户共用新能源、共用线路、共用运营平台，储能也将走向共享化。在共享模式下，储能可以同时服务多个用户，利用率明显提升。
文件还明确提出，优先支持算力设施开展绿电直连。这意味着AI算力与储能的融合正在加速。未来大量算力中心，很可能直接配套大规模储能系统。
据中国储能网报道，2025年至2026年5月，国内新增数据中心配储项目15个，并网规模696.25MW/2606.17MWh。同期国内共新增53个零碳园区储能投运项目，并网规模合计491.42MW/1437.7MWh。
结语：
回到开头那个问题：多用户绿电直连政策，到底能给储能带来什么？
答案很清晰——储能正在从“新能源配储”走向“绿电直连必配”。
当储能开始具备降低电网投资、参与电力交易、绿电溯源增值等多重价值，其商业模型正在被重新定义。这不是简单的需求增长，而是储能从“成本项”向“价值项”的转变。
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