国家发改委、国家能源局2026年5月14日发布的《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“688号文”），是在2025年《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）基础上的重大政策升级，核心是将绿电直连从“单用户”拓展至“多用户”模式，系统性解决了单用户直连负荷匹配不足、资源利用效率低、园区/产业链集群绿电需求难以满足等痛点，是我国新能源消纳和绿电市场化进程中的里程碑文件。
一、政策出台的核心背景与目标
（一）核心背景
新能源消纳压力持续增大：我国新能源装机快速增长，部分地区弃风弃光问题反弹，就近就地消纳成为破解消纳难题的关键路径。
多元化绿电需求爆发：重点用能企业、碳排放管控企业、出口外向型企业（应对欧盟CBAM等碳边境机制）以及算力、绿色氢氨醇等新兴产业，对稳定、低价、高精度溯源的绿电需求呈指数级增长。
单用户直连模式局限性凸显：单个用户负荷规模有限，难以匹配新能源项目的经济装机规模；园区、产业链集群的集中绿电需求无法通过单用户模式满足。
（二）核心目标
完善新能源消纳和调控政策，促进新能源就近就地消纳，构建“源荷直接对接、多主体协同”的绿电供给新模式，更好支撑能源绿色低碳转型和双碳目标实现。
二、核心内容与关键突破
（一）适用范围：明确多用户直连定义与核心场景
官方定义：风电、太阳能、生物质等新能源不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个不同法人实体（排除居民、农业用户）供电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式，分为并网型（整体接入公网，有清晰物理/责任界面）和离网型两类。
核心适用场景
新建负荷配套建设新能源电源；
存量单用户直连项目吸纳新建负荷并扩建新能源；
有绿电消费需求的企业（重点用能/碳排放企业、出口企业及上下游）利用周边新能源资源；
工业园区、零碳园区、增量配电网的全部或部分负荷就近接入新能源。
支持与禁止事项
支持：未建接网工程的新能源、消纳受限无法并网的新能源、集中汇流的分布式光伏参与；优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业。
禁止：严禁企业通过绿电直连开展违法违规活动（如变相逃避电力监管、违规建设自备电厂）。
（二）规划投资与建设：以荷定源，市场化准入
规划核心原则：以荷定源+硬性比例约束项目需严格按照“以荷定源”规划新能源装机，设置两个刚性指标：
年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%；
年自发自用电量占总用电量的比例不低于30%，2030年前提升至35%。 同时，项目风电、光伏规模纳入省级新能源开发建设方案，项目及其内部资源豁免电力业务许可（另有规定除外），大幅降低准入门槛。
投资模式：明确主责单位，排除电网垄断
项目主责单位：必须为独立法人，可由电源方与负荷方合资组建，也可由单方单独组建；园区模式可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）组建。
投资范围：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；鼓励利用存量电力设施，可通过租赁方式使用，协商不成可自行建设。
内部约定：主责单位需与电源、负荷方签订协议，明确产权划分、运行维护、平衡责任、内部结算、违约责任等核心事项。
建设管理：强调源荷协同，电网公平接网项目需匹配源荷建设投产时序及规模；接网容量变更需重新履行系统接入评估；内部新增新能源需报省级能源主管部门批准；电网企业需公平无歧视提供接网服务。
（三）运行管理：清晰责任界面，强化消纳约束
责任界面划分
主责单位：承担自身原因造成的供电中断责任，内部按协议公平划分责任；
并网型项目：与公共电网在责任界面内各自承担电力安全管控责任，主责单位需确保与公网交换功率不超过接网容量；
离网型项目：自行承担全部安全风险管控责任。
安全运行要求项目需按标准配置继电保护、安全稳定控制等二次系统，制定应急预案并备案；并网型项目需分级配置监测控制设施，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，接受调度机构统一管理。
就近消纳核心约束（政策最大松绑+管控）
重大松绑：项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计，彻底解决企业担心弃电影响考核的痛点；
刚性管控：并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%（省级可调整）；在省级明确的新能源消纳困难时段，不得向公共电网反送电，避免增加公网消纳压力。
（四）交易与价格机制：市场化定价，高精度溯源
市场参与：整体为主，初期报量不报价并网型项目以新型经营主体身份注册，原则上作为整体参与电力市场交易，由主责单位统一申报；初期可“报量不报价”参与现货市场，条件成熟后过渡至“报量报价”；不得由电网企业代理购电。
价格机制：完全市场化，不享受国家补贴
并网型项目需公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴，按规定缴纳政府性基金及附加；
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，即不享受国家新能源补贴，完全通过市场化方式定价。
绿电溯源：实现小时级精准匹配（核心突破）
整体核算：并网型项目自发自用电量=内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）-上网电量；
内部分配：内部各用户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，完全满足欧盟CBAM等国际碳边境机制对绿电溯源精度的要求；
绿证核发：电源在国家可再生能源发电项目信息管理平台建档，电网企业计算溯源结果并推送至国家绿证核发交易系统，自发自用电量对应绿证可正常核发、划转、核销。
（五）组织保障：省级细化，强化监管
国家层面：加强指导评估，推动政策平稳落地；
省级层面：需细化适用主体、用户边界、就近消纳距离、上网电量比例、退出机制等具体要求，优化核准备案流程，组织第三方机构开展方案评审；
监管层面：国家能源局派出机构加强项目建设与运行监管，电网企业提升接网、交易、计量、溯源等技术服务能力。
三、政策核心影响与行业机遇
（一）对新能源行业：拓宽消纳渠道，盘活存量资源
为消纳受限地区的新能源项目提供了新的消纳路径，盘活了大量无法并网的存量新能源资源；
新增多用户直连项目需求，带动新能源装机增长，特别是分布式光伏和分散式风电；
推动新能源与负荷侧深度融合，促进“源网荷储”一体化发展。
（二）对用电企业：降低绿电成本，提升国际竞争力
相比市场化绿电交易，多用户直连绿电价格更低、供给更稳定，可显著降低企业用能成本；
小时级精准溯源和绿证分配，满足出口企业应对国际碳关税的需求，提升产品国际竞争力；
算力、绿色氢氨醇等优先支持产业，可获得更充足的绿电保障，加速产业布局。
（三）对园区与产业链：加速零碳转型进程
为工业园区、零碳园区、增量配电网提供了清晰的绿色转型路径，可实现园区整体绿电供应；
支持产业链上下游企业联合开展绿电直连，打造绿色产业链集群。
（四）对电力市场：丰富市场主体，完善市场体系
新增多用户绿电直连项目这一新型市场主体，丰富了电力市场交易品种和模式；
推动电力市场从“电网统购统销”向“源荷直接交易”转型，提升电力市场化程度。
688号文是我国绿电直连政策的重大升级，通过“多用户模式创新+消纳考核松绑+小时级精准溯源+市场化定价机制”四大核心突破，构建了更加灵活、高效的绿电供给体系。政策既解决了新能源消纳的现实难题，又精准匹配了新兴产业和出口企业的绿电需求，将有力推动我国能源绿色低碳转型和双碳目标实现。后续需重点关注各地实施细则的出台，以及项目落地过程中多主体协调、运行管理等问题的解决。
以下为政策全文：
国家发展改革委 国家能源局关于
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
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，北京市城市管理委员会、天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，有关中央企业：
为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，完善新能源消纳和调控政策措施，促进新能源就近就地消纳，更好满足能源绿色低碳转型需求，积极推动碳达峰碳中和目标实现，在《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）基础上，现就有序推动多用户绿电直连发展有关事项通知如下。
一、适用范围
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。其中，多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。多用户绿电直连项目（以下简称项目）按照是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。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，电源应接入项目的内部。
新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目。存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的用户（包括有绿色电力消费比例要求的企业、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）可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。
支持尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，以及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，在履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。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。项目应满足国家产业政策要求，严禁企业通过绿电直连开展违法违规活动。
二、规划投资与建设
（一）项目规划
省级能源主管部门应加强对项目的统筹规划。项目应按照“以荷定源”原则合理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%。
项目风电和太阳能发电规模纳入省级能源主管部门制定的新能源发电开发建设方案，相关规划管理要求参照《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）执行。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。
（二）投资模式
项目应明确独立的主体作为项目主责单位；项目主责单位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建。项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单位应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、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。
（三）建设管理
项目应按规划统筹推进、协同建设，匹配好负荷和电源的建设投产时序及规模。
项目建成后，接网容量发生变更的，应重新履行系统接入评估等手续。项目内部新增新能源发电规模，应报省级能源主管部门批准并计入新能源发电开发建设方案。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。
三、运行管理
（四）责任界面
项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的相关责任，并按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议和运行实际对责任公平划分。
并网型项目与公共电网各自在责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。并网型项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益等因素，自主合理确定接入公共电网容量；公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。并网型项目主责单位应组织内部电源和负荷建立相应的调节机制，确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量。
离网型项目自行承担项目范围内的安全风险管控责任。
（五）安全运行管理
项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统。项目主责单位应强化运行管理能力，协同优化项目内部电源、储能等资源，做好应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案，明确相关安全和经济责任，并报送省级能源主管部门备案。
并网型项目根据接入的电压等级和容量规模，分级分类配置监测与控制设施，做好公共电网交换功率监测，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性能应满足相关标准，并按照有关规定向电力调度机构提供相关资料。并网型项目按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构统一管理，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划；作为整体参与电力现货市场的并网型项目，项目主责单位按照调度计划负责管理内部平衡。
（六）就近消纳要求
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。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。
并网型项目规划方案应合理确定最大的负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。为避免过度增加公共电网消纳压力，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%，具体比例可由各省级能源主管部门结合实际确定。在省级能源主管部门明确的新能源消纳困难时段，并网型项目不得向公共电网反送电。
四、交易与价格机制
（七）市场参与方式
并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册；项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报；初期，项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。项目不得由电网企业代理购电。
（八）计量管理
项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能计量装置用电。
并网型项目以项目与公共电网接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。
（九）项目内部管理
项目主责单位应与项目内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签订协议，合理确定内部结算方式等内容，并考虑外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定的基础上，根据内部主体的调节能力及约定的补偿标准，优化内部运行方式，促进源荷协同运行。
（十）价格机制
并网型项目应符合《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）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。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型和离网型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。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。
（十一）绿电溯源机制
并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户可按照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。
项目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，电网企业原则上应根据计量数据计算绿电溯源结果，并按相关规定进行核对后，推送至国家绿证核发交易系统。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等按照有关规定执行。
五、组织保障
国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指导，及时评估成效，推动绿电直连模式平稳有序发展。
省级能源主管部门应结合本省电力供需形势、消纳条件等实际情况，进一步细化适用主体、项目用户边界、就近消纳距离、上网电量比例等具体要求，明确项目电源、负荷、连接线路和变电设施等的退出机制。省级能源主管部门要做好项目管理，针对项目多主体特点优化核准和备案流程；组织具备资质的第三方机构开展方案评审，并充分听取电网企业、国家能源局派出机构等意见，引导项目科学合理评估需求；及时跟踪监测项目运行情况，加强项目建设和运行安全监管。
国家能源局派出机构应按职责加强监管，及时跟踪辖区内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展项目建设运行。
电网企业、电力市场运营机构要做好落实，持续提升对项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水平。
国家发展改革委
国 家 能 源 局
2026年5月14日
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