5月20日，国家发展改革委、国家能源局发布《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《通知》）。
随着新能源发电装机容量快速增长，部分地区大电网接纳新能源的能力已接近上限，新能源面临“无处可去”的困境，亟需创新新能源消纳方式、拓展新能源开发利用空间。绿电直连模式成为破解这些难题的有效路径。
值得注意的是，2025年出台的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（该通知中的“直连”指单一用户绿电直连，以下简称“650号文”），开创了新能源就近消纳利用模式。之后，各地在推动政策落地中反映单用户绿电直连仅允许新能源向单个用户直接供应绿电，无法满足多个用户的绿电直连需求。为此，此次出台了多用户绿电直连文件，实现了从“1.0”到“2.0”的升级迭代。
那么，《通知》与“650号文”相比，核心变化是什么？多用户绿电直连对发电侧、用电侧有什么影响？在国家推进“算电协同”背景下，目前算力中心对绿电直连接受度不高，这又该如何解决？围绕前述问题，《每日经济新闻》记者展开了采访。
有效降低项目投资风险
国家电投经研院战略所所长裴善鹏在接受记者线上采访时表示，绿电直连是重资产项目，风电寿命20年，光伏25年，而我国大中型企业平均经营持续时间仅7年至8年。在“一对一”绿电直连的模式下，若用电方出现重大经营变化，项目将直接面临停摆风险。在多用户模式下，如有单一用户退出，对整体项目的运行不会造成太大影响，投资风险就可以大大降低。
对于用电侧，中小用户可以大大降低直连绿电的获取成本。“举个例子，自建线路的走廊成本和投资费用较高，110kV线路每公里造价超过100万元，中小企业负担不起。新政策允许多用户绿电直连后，多用户可以共担输电线路投资运维成本，中小企业可以组团获取绿电。”裴善鹏说。
值得注意的是，《通知》与“650号文”相比，也有一些相似之处。
比如，《通知》继续坚持新能源高比例就近消纳。《通知》要求，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%。
实现小时级绿电匹配
《通知》与“650号文”相比，有哪些核心变化？
裴善鹏认为，一是进一步满足出口外向型企业实际需求。绿电直连“一对一”模式解决了物理可溯源绿电的有无问题，但对出口企业全产业链绿电诉求和中小企业绿电需求的考虑尚不充分。为解决上述问题，可通过绿电直连“一对多”向整个产业集群供电，或对园区内众多中小企业提供绿电。
二是解决增量配电网接入新能源的问题。新政策落地执行后，增量配电网可作为多用户绿电直连项目接入新能源，并按“650号文”和《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》承担相应责任和费用。
“一方面，可以盘活地方存量增量配电网资产，改善原有项目盈利水平；另一方面，可以利用存量负荷，提高新能源就近消纳能力，平衡大电网和增量配网的利益、责任分配。”裴善鹏表示。
三是建立了多用户绿电直连项目参与市场的机制。在全国统一电力市场加速推进的背景下，新政策明确了多用户绿电直连项目这类新型主体在市场注册、交易、结算等方面的规则，丰富了新型经营主体参与电力市场交易的规则。
记者还注意到，《通知》明确提出，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。
“国际上对多用户绿电直连的物理溯源方式未有定论，但《通知》通过小时级绿电匹配机制，率先解决溯源问题。”裴善鹏认为，今后，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，用于企业履约减排责任。
值得注意的是，“算电协同”正式写入2026年政府工作报告后，迅速引发广泛关注。此次《通知》也提出，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。
目前，算力中心对绿电直连的接受度如何？裴善鹏直言，算力中心要求便宜的电价和非常高的可靠性，但算力中心目前的负荷不可调节，对风光（风力和光伏）电源波动性接纳度不高，导致绿电直连项目需要配置大量储能设施来平抑电源波动，整体供电成本较高，所以算力中心现阶段与绿电直连匹配经济性不好。
“（这个问题）可以从三方面解决，一是做好算电协同，利用新技术增加非实时类算力的灵活性；二是促进算力卡国产化降本，改变算力卡在算力中心成本中的主导地位；三是绿色溢价向用户侧传导，建立绿电消费机制。”裴善鹏建议。
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