6月26日，国家能源局副局长万劲松在国新办发布会上表示，当前多用户绿电直连政策已经出台，将进一步激发民营企业投资零碳园区、工业绿色微电网和综合能源服务的积极性；下一步还将完善电力市场和价格机制，支持民营企业投资虚拟电厂、充电设施、新型储能等项目。
他提及的多用户绿电直连政策，指今年5月国家发展改革委、国家能源局印发的《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（下称“688号文”）。688号文提出，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。此前，绿电直连只能向单一电力用户供电。
供电范围从单一用户扩展至多用户，各类工业园区成为最直接的受益方。一位新能源电站投建方说，目前地方政府对工业降碳非常重视，正在大力推进零碳园区建设。一个零碳园区内有大量用电主体，多用户绿电直连政策推出后，绿电资产有望直接给各个主体供电。该投建方曾承接过零碳园区规划设计工作，据其介绍，新规出台前，部分园区只能各类变通方式，实现单一绿电资产向多家企业供电。“多用户绿电直连解决了发电企业和用电企业之间不信任的问题。工业园区也将成为绿电直连项目发展最重要的基础。”中国投资协会能源投资专业委员会专家、智汇光伏创始人王淑娟对经济观察报表示。
从“孤岛”走向“园区”
目前，绿电直连项目的投建主体主要有三类：工业园区、产业链企业及新能源项目建设企业。
在王淑娟看来，新政策明确园区管委会可作为项目主责单位后，零碳园区将从政策旁观者转变为绿电直连的积极推动者。园区内的企业大都配套自有生产基地，单一用户绿电直连模式下，每家企业都要单独建设专线配套绿电；推行多用户绿电直连后，电力基础设施可以共建共享，大幅降低重复投入。
绿电直连客户与投建方的目标不同。终端用户及微电网运营方需要系统总运行成本最低，这包含运维成本、向电网购电成本、容量成本等；投建方需要在满足既定收益率要求的前提下，实现售电收入最大化。
王淑娟表示，发电资产通常有20年至25年寿命，在如此长的周期内，单一电力用户的经营情况存在较大不确定性，多用户绿电直连后，能够有效避免单一用户经营变化带来的风险。“多用户绿电直连下，资产风险可以近乎满足‘大数定律’，比如概率上可能有5%的企业会出现电费支付问题，那么就可以控制风险，从而有效提高投资收益。”王淑娟说。
九章云极智算发展部总经理陈何向记者表示，688号文发布后，绿电直连算力中心有望走向园区型、可复制的发展路径。
此前单一绿电直连政策下，绿电直连算力中心均为“孤岛型”，电力负荷波动较大。多用户绿电直连政策下，算力中心理论上可以联动多种类型用电负荷形成互补负荷曲线，既可以有效降低基础设施的投建成本，也能平抑电力负荷波动带来的风险。
远景能源AIDC解决方案总监杨量表示，园区型绿电直连算力中心可以囊括更多用户，同时园区通常由政府主导，在新能源资源获取上也有一定优势。不过在一些合适的地区，也可以考虑建设“孤岛型”绿电直连算力中心。
王淑娟说，多用户绿电直连的具体落地还要看各地的实施细则，当前除新疆外，大多数省份的多用户绿电直连省级政策细则尚未落地，行业仍处于观望期。
她举例，2025年中单一用户绿电直连政策发布后，直到2026年初各地才陆续有项目审批释出。
在推动多用户绿电直连的同时，新政大幅扩宽了绿电直连适用行业范围。此前，原政策仅允许新增负荷、特定存量负荷、有硬性降碳需求的外贸出口企业，以及因消纳受限、未开展并网施工的新能源项目开展绿电直连。而688号文明确，存量单用户绿电直连项目可吸纳其他用电主体；有有绿电消费需求的市场主体均可参与，政策优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业投建绿电直连项目；工业园区、零碳园区、增量配电网等全部或部分就近负荷，分布式光伏也可通过集中汇流方式接入直连系统。
前述新能源电站投建方按照电力成本占比、绿电需求迫切性、碳排放、电力负荷特性、用户经营稳定性等指标给国内产业做了一张“排行榜”：电解铝、绿色氢氨醇、盐湖提锂、电池材料、铁合金等相关行业最适合投资绿电直连，其次是数据中心、烧碱、工业硅、炼钢、电石等行业，仍在此前政策许可的范围内。
王淑娟表示，最适合多用户绿电直连的群体仍然是高载能、对绿电有强需求的企业，不能简单认为用户越多，越适合绿电直连。
她举例，在绿电需求上，像锂电池、电解铝等需要满足欧盟CBAM认证的行业，因欧盟目前只承认物理连接的碳减排，必须上绿电直连项目。其他行业可以通过诸如购买绿证等方式，满足绿电需求。
运营能力要求更高
绿电直连算力中心从“孤岛型”变成“园区型”，电力管理和运营难度更高。
陈何强调，园区多主体模式能否真正压降电费、基建成本，关键看负荷曲线匹配度和园区统一调度能力。用户多少与供电稳定性成本不存在简单线性关系，供电稳定性成本主要由储能配置深度与调度控制精度决定。未来随着标准体系成熟，园区型或成为更经济的形态。
陈何向记者表示，如果绿电直连仍只是供电方案，对算力中心的吸引力有限。算力中心应用绿电直连的核心难点不在于“绿电便宜不便宜”，而在于风光发电的出力曲线、算力负荷曲线能否纳入同一套调度体系统筹优化。风电、光伏发电出力波动性强，智算中心负荷具备连续、高密度特征。算力中心想要实现“绿电到Token”的可控、可计量、可追溯，就需要把储能、备用电源、算力负载调度做成一套联合优化系统，不能单纯依靠电价差制定运营策略。
他建议，绿电直连算力中心项目如能具备负荷跟随绿电波谷走、统一度量、Token产出可追踪等能力，项目才会从政策可行走向市场可行。
对算力中心而言，688号文的直接利好是实现小时级绿电溯源及针对绿电直连项目核发绿证。陈何说，这给绿电直连算力中心项目提供了“增量价值项”。他表示，离网项目可核发绿证，补全了绿电直连环境属性的“可证伪”，长远来看绿电溯源能力有助于算力中心进入更高价值场景，进而提供运营溢价，这比单次绿证收入更重要。九章云极会持续跟进政策落地与计量标准演进。
秦能科技园区事业部总经理许俊表示，当前无论是监管侧要求，还是国内科技企业对于绿电的要求，本质上已从“比例合规”走向“真实消纳与可追溯”。绿电直连可以系统提升算力基础设施的能源安全性、运行韧性和绿色价值确定性，实现碳减排量化可追溯，支持算电协同解决方案的ESG合规要求，确保利益相关方在绿电溯源、绿电信息披露中具备更强的确定性与合规性。
陈何认为，新政将绿电直连并网管理、反送电规则、计量溯源等要求制度化，让过去“孤岛型”项目从“可跑通”走向“可审计”“可规模化运营”。合规标准的明确通常会带来前期设计与认证成本的上升，但也减少了后期改造与政策不确定性风险，因此有助于推动项目走向可复制的标准化单元（类似电力行业的模块化变电站），推动“绿色算力”从个案工程变成可运营资产。
