在以单用户为核心的《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，以下简称“650号文”）发布一周年之际，在市场主体的殷殷期盼中行业迎来了《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，以下简称“688号文”）。688号文以新能源就地平衡、就近利用为核心目标，提出九大多用户绿电直连应用场景，明确了并网型项目以新型经营主体身份参与市场，以及对内对外的责权利等内容，对零碳园区建设等会有一定的促进作用。然而，688号文对存量用户、经营主体身份、结算方式等考虑仍有不足，本文提出三点思考供行业参考。

存量负荷准入

存在较大的模糊性

688号文有关“存量负荷中，工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可开展多用户绿电直连”的提法是模糊的。

第一，工业园区存量负荷准入，按照688号文精神，应该是新增负荷、单用户绿电直连项目、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）。

第二，零碳园区存量负荷准入，可以结合688号文和地方出台的文件，比如《内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（内能源新能发〔2026〕1号）提出国家级零碳园区范围内的存量、新增负荷项目均可开展绿电直连。目前，全国各省份都在积极推动零碳园区建设，有国家级零碳园区、省级零碳园区等，山西等省份积极推动绿电园区建设，建议各省充分结合省情自行出台零碳园区中存量负荷的准入条件。

第三，增量配电网存量负荷准入出现在688号文中是值得商榷的。一方面，将增量配网和工业园区、零碳园区并列的提法不严谨。增量配网属于公共电网，国家有关文件明确其与大电网属于平等关系；工业园区是指由政府或企业为促进工业发展而规划、建设和管理的特定区域；零碳园区是带有减碳目标的工业园区。从促进增量配网发展的视角看，688号文应该旗帜鲜明地提出增量配网的全部负荷（增量、存量）可以开展绿电直连，就像大电网接入绿电一样，不用刻意区分存量增量负荷。另一方面，增量配网出现在688号文中是值得商榷的。自2016年第一批增量配电改革试点至今已经十年，国家针对增量配电改革的专项文件几十份，增量配电网的定位已经形成了比较广泛的共识，也积累了很多经典的成功案例，很多增量配网与地方电网已经形成了一种比较默契的网网合作关系。688号文提到了增量配网的绿电直连，结算方式可以自愿选择按国家发改委、国家能源局发布的《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）（以下简称“1192号文”）执行。增量配网作为公共电网，容量规划建设本身具有一定的前瞻性，若按照1192号文相关规定执行绿电直连机制，增量配网企业的经济性将大幅下滑。

经济性仍将严重影响

项目铺开速度

据报道，650号文发布后至今，各省已经批复了99个项目、新能源批复总规模34.05吉瓦，但各省实际落地项目（仅开工建设）少之又少，经济性是重要原因之一。

1192号文探索绿电直连项目由两部制向一部制结算方式转变，方向值得肯定，但在实际操作中缺点明显。按照1192号文精神，绿电直连项目要公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。其中输配电费计算公式为：月度容（需）量电费计算方法为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。上述公式中，有两个新的变量，一个是平均负荷率，由省级电网公司发布，目前全国已经公布平均负荷率的省份包括宁夏等11个省份，大部分省区还没有公布平均负荷率，导致很多项目很难开展经济测算。

另一个是接入公共电网容量，1192号文原文是“接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和”。目前，绿电直连项目仍以单一大用户或者某大用户牵头，比如数据中心等，该部分大用户最大特点是用电可靠性要求高，变压器容量配置普遍采用“一用一备”方式，按照测算公式，经济账很难算，造成项目落地“雷声大雨点小”。688号文要求“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”，作者认为目前储能成本已经大幅下降，绿电直连项目在源荷-储一体化平衡、电力交易等方面已经有了比较强的能力（实际上没有这方面能力的项目也很难落地），接入公共电网容量可以探索由项目单位申报容量的有关机制，包括申报容量的方式、周期、考核方式等。申报容量还有一个好处是，配备生物质电厂等稳定电源的项目，可以大幅减少接入电网的容量，这就为同类企业发展开辟出新的方向。

新型经营主体身份

存在一定的模糊性

688号文指出，“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”。目前，由国家能源局发布的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号）已经明确的新型经营主体包括：分布式光伏、分散式风电、新型储能、可调节负荷、虚拟电厂（含负荷聚合商）、智能微电网（含源网荷储一体化项目）等。一对多或多对多绿电直连项目作为新型经营主体，在对内运营上有点像智能微电网，国家鼓励项目主责单位“优化内部运行方式，促进源荷协同运行”；在购售电上有点像综合类虚拟电厂，从大电网购电（中长期+现货），还可以有一定的上送能力（现货），建议各省在落实688号文精神时，明确绿电直连新型主体具体职能及交易方式，有助于项目落地。

688号文的发布是我国新型电力系统发展过程中生产关系调整的重要里程碑事件之一，是一种创新性的改革探索，更是市场主体绿色、经济发展的朴素要求。未来，绿地直连项目仍将陆续落地，暴露问题、解决问题将成为一种常态，这要求国家能源政策制定部门、地方政府、市场主体科学理性、实事求是、因地制宜地推动项目健康发展。（本文仅代表作者个人观点）