5月14日，国家发展改革委、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，以下简称“688号文件”），标志着绿电直连从单用户试点正式迈向多用户规模化发展阶段。
近日，《能源评论》杂志举办第40期学术沙龙，特邀来自能源电力领域的专家，邀约能源电力领域业内专家开展圆桌对话，聚焦“绿电直连背景下，电网企业的角色转型与价值重塑”等话题，共同探讨绿电直连的深层价值与实践路径。
政策演进与职责更新
《能源评论》：从政策演进脉络看，688号文件相较国家发展改革委、国家能源局于2025年联合发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“650号文件”）等文件的主要变化体现在哪些方面？这些变化如何回应当前新能源消纳与绿色用能的现实需求？
冯凯辉：688号文件的核心变化在于从单用户向多用户拓展，并在三方面作出与650号文件不同的规定：适用对象上，覆盖零碳园区、产业集群、算力基地等多元场景；建设模式上，投资主责机制转向“多元共建”；电量分摊溯源上，建立小时级绿电溯源机制，与绿证、碳核算衔接。
这些变化回应当前三重挑战。一是消纳压力。2025年新能源装机达18.4亿千瓦，但利用率同比降低2.3个百分点，多用户模式通过负荷互补提升就近消纳水平。二是用户绿电诉求。电解铝、钢铁、数据中心等行业消纳责任权重加大，欧盟碳边境调整机制（CBAM）正式实施，出口企业溯源需求迫切。三是发电侧收益风险。未纳入机制电量的项目收益降幅较大，多用户模式可对冲单一企业停产风险，自主协商定价。
《能源评论》：688号文件赋予储能哪些新的职责？
秦奕东：688号文件将储能与连接线路、变电设施、运营平台等并列，储能从以往的可选配套选项升级为基础配置，定位较此前有明显提升。
长时储能、构网型储能和高安全性与长寿命储能技术应用趋势凸显。其中，长时大容量储能成为配置趋势。当前已开展的零碳园区、绿色氢氨醇项目，储能配置时长普遍达到4小时，液流电池、压缩空气等原生长时储能技术迎来更多机会。构网型储能加速发展，其具备的黑启动能力、毫秒级调压调频特性，是多用户绿电直连场景下离网微电网稳定运行的先决条件。全生命周期安全标准与寿命要求持续提升。多级消防系统、热失控预警及远程故障诊断系统等安全手段需进一步发展，需更加重视长寿命设计及运维保障。
《能源评论》：688号文件赋予电网哪些职责？
刘凡：政策赋予电网的职责包括履行绿电直连等新业态的接网服务、兜底保供、计量、结算等职责，以及小时级绿电溯源的计量与校核责任。在新型电力系统建设背景下，电网企业需进一步夯实公共基础设施属性。同时，政策始终遵循“按服务内容付费、平等承担社会责任”的原则，要求并网型项目公平承担输配电费、系统运行费等费用，这既保障电网合理收益，也为用户降本提供空间。
赵波：688号文件下，电网将扮演四个至关重要的角色。一是资源优化配置平台。物理直连适合局部场景，依托全国统一电网实现跨区域绿电优化配置，是更经济有效的全局最优解。二是绿电溯源鉴证方。凭借计量基础设施优势，通过电网侧计量与小时级匹配机制，可构建可信溯源路径，满足国际碳认证要求。三是安全运行最终保障者。688号文件明确要求建立安全兜底责任机制，其前提正是大电网作为最后防线的存在。四是平台化综合服务商。提供的服务包括调度运行、数据、市场运营、碳管理等，其不可替代性体现在系统组织与平台服务能力上。
冯凯辉：电网可在存量资源运营与溯源服务支撑方面发力。一方面，依托园区存量电网整合周边新能源，打造绿电专变模式，避免重复建设。另一方面，根据计量数据计算小时级绿电溯源结果，推送至国家绿证核发交易系统，支撑绿证核发与划转。
安全底线与系统韧性
《能源评论》：688号文件将绿电直连从单用户拓展至多用户后，配电网从单向供电转向双向潮流，并网型与离网型项目在安全运行上各面临哪些技术挑战？协调机制应如何设计？
苑舜：多用户绿电直连模式下，配电网安全运行面临挑战，这源于配电网运行方式的深层变革。当前，覆盖110千伏到380伏的各级配电网已打破传统单向供电模式，转为双向潮流，增加了直连场景下安全运行的复杂性。
具体而言，配电网安全运行面临三方面技术挑战：一是独立网络稳定性问题；二是时间稳定性问题，包括暂态与稳态时间的稳定；三是小范围直流直供方式的可行性问题。
协调机制方面，应建立政策与技术双轮驱动的机制。未来运行平台与地市调度之间须实现有效协调。人工智能的自主学习与电力系统安全的全程可控之间也需要协调。配网管理模式如何适应可再生能源接入，是未来的关键命题。
王函韵：688号文件豁免直连项目内部设施电力业务许可，大幅降低了多用户绿电直连业务的准入门槛，有利于引入更多市场主体、激发行业活力，是深化电力市场化改革的积极举措。但作为新兴业态，其快速发展过程中也可能伴生一些需要提前关注和防范的风险。部分直连项目主责单位以市场化盈利为核心目标，在安全运维投入和合规管理体系建设方面的经验、资源积累相对有限。建议通过完善准入标准、强化事中事后监管等方式加以防范，加强对这类新型市场主体的信息披露与评价监管，保护好绿电直连用户合法利益。
王鹏：绿电供给的不稳定性与算力中心需求的刚性稳定之间存在矛盾。算力中心对电力供应质量要求极高，但简单利用绿电存在不稳定性，还需要大电网或储能支撑。同时，“以算优电”（算力中心作为虚拟电厂参与调节）实现过程还比较漫长，技术标准体系仍待完善。
各方价值提升与商业模式再造
《能源评论》：如前所述，688号文件赋予了电网一系列新职能。新形势下，电网如何提升自身价值？平台化转型是概念还是可行商业模式？
刘凡：电网企业需从两方面提升价值：一方面，履行接网、兜底保供、计量、结算、绿电溯源等职责，服务支持电力新业态健康发展；另一方面，充分发挥大电网资源优化配置能力，通过技术改造、效率提升、管理优化、服务拓展等方式，在满足企业绿色用能、突破国际绿色贸易壁垒、降低用电成本等多元诉求中探索降低供电成本的路径，在新型能源体系建设中发挥更大作用。
张玉清：电网企业应在增量市场中主动参与，具体可从三方面着力：体制机制创新，重构收益模式，在并网规则、交易机制、责任边界等方面形成清晰制度安排；管理创新，运用数字技术优化运行管理，推动管理模式从经验驱动向数据驱动演进，同时守住安全底线；科技创新，以需求为导向突破长时储能等技术瓶颈，加快培育专业化综合能源服务商。
刘冠男：对于电网企业来说，机会至少有三方面。一是小时级绿电溯源服务。未来需要溯源时，最好的数据一定来自电力企业，可孵化基于图计算等技术的溯源服务，提供认证体系、服务体系及软硬件基础设施。二是负荷聚合与虚拟电厂落地。一对多的绿电直连给虚拟电厂提供了非常好的应用场景，电网可参与边界划定、规则制定等环节，并提供市场化服务。三是扮演“大平台支撑者、规则制定者、服务商”角色，提供包括碳溯源服务和新型负荷聚合市场化服务。
刘雪松：在源荷互动平台建设过程中，其他企业跟电网企业实际上还是存在一些技术差异的，大电网是最终保障。平台建设当前对其他企业来说可能还存在一定难度或技术挑战。因此，平台建设可能是电网将来的优势所在，可培育溯源、数据服务等第二或第三增长曲线。
王函韵：电网需重点推动标准体系建设。我们在2024年就发布了《绿色电力消费信息披露与评价指引》，在浙江湖州等地开展绿色电力消费核算、评价和标识等试点工作，覆盖自发自用、绿电直连、绿电交易、绿证购买等全场景。推动地方政府将绿电消费评价纳入绿色工厂、绿色信贷体系；推出终端消费品绿电消费标识，实现产品“含绿量”转为市场“含金量”。此外，分时绿电交易和分时分区电碳因子是两大创新方向：前者将每一度电的使用和生产做时空匹配，作为688号文件所提出的“一对多”的有益补充；后者追求“新能源即发即用”和“电气距离越短越好”。
《能源评论》：从装备制造和项目落地实践看，绿电直连催生了哪些新需求？产业链各方如何协同应对？
马永生：总的说来，机遇与挑战并存。在全球变压器紧缺背景下，保变电气海外订单占比约20%，国内新能源订单占比持续提升。但传统电力装备企业优势在工频变压器和主网高电压领域，而在配网、微网方面布局薄弱，配网、微网变压器正朝着固态化、数字化、智能化方向快速发展，这不是一个单一设备类别能解决的事，而是涉及多个领域的综合性系统，涉及二次数字化控制。装备企业需与电网、专业化园区整合企业、高校联合研发，共同适应微网、配网用户直联需求。
刘冠男：从产业生态来看，一是负荷侧角色日益重要。传统能源思维聚焦“源”和“网”，但绿电直连背景下，负荷扮演的角色越来越重要。电网应利用数据基础和基础设施优势，引导工业企业挖掘更大的负荷调节潜力。目前，多数工业企业用电成本仅占总生产成本的3%～10%，降电价带来的收益有限，多数企业缺乏为降电价而承担排产调整风险的动力。要让企业主动调整负荷，需通过政策引导和进一步降低用电成本来激活潜力。二是资源错配问题需要电网通过如青海—河南特高压通道等特高压基础设施来解决，让跨区域资源匹配成为可能。
王海涛：从装备制造与项目落地实践看，绿电直连正深刻催生“源—网—荷—储”一体化协同的新需求。一方面，它要求产业链提供具备快速响应与灵活调节能力的储能装备，以平抑绿电波动；另一方面，它催生了对零碳园区及算电协同等综合场景的整体解决方案需求。面对这些挑战，产业链各方必须从单一设备供应向“生态协同”转变。在实践中，科力远通过组建大储能生态创新联合体，以“产融投建运”模式统筹资源，在多地规模化落地独立储能电站，并依托AI数字底座赋能园区智慧运营。这种由装备企业牵头，联合地方政府、电网及上下游企业的协同应对机制，不仅有效提升了新能源就近消纳水平，也为绿电直连的商业化、可持续发展提供了可复制的样本。