在2025年5月发布的《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”）确定单用户直连“合法身份”之后，上述发布会上披露，目前全国已有24个省（区、市）印发或制定了绿电直连配套政策，99个绿电直连项目完成审批，对应新能源总装机规模3405万千瓦。绿电直连正从能不能做走向能不能做大。

2026年以来，全国新能源消纳进一步承压。风电、光伏发电仍在高速增长，虽然电网送出通道也在加速建设，但物理通道的扩张速度与新能源装机的增长速度之间仍存在缺口，绿电直连等就近消纳形式成为必要补充。

与此同时，中共中央办公厅、国务院办公厅印发的《碳达峰碳中和综合评价考核办法》落地，碳排放正式从“软倡导”进入“硬约束”，自上而下的减排压力正倒逼地方与企业加速寻找低成本的绿电替代方案，绿电直连成为破局方法之一。

此外，世界资源研究所的温室气体核算体系（GHG Protocol）范围二修订正在讨论小时级匹配要求，国际碳核算标准正向更严格的物理溯源方向演进。绿电直连的物理专线可追溯性，可以为国际规则博弈提供坚实的合规基础。

650号文提出，采用直连线路向多用户开展绿色电力直接供应的，具体办法由国家发展改革委、国家能源局另行规定。经过实践，“一对一”模式存在部分结构性缺口，如在一定意义上将新能源项目的“命运”与单个用户经营状况进行“捆绑”；一个零碳园区往往几十家企业，“一对一”模式无法覆盖等。

2025年9月发布的《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）明确了新能源发电就近消纳项目的相关价格机制，通过精细化的核价和责任分摊机制压缩了套利空间，却也在一定程度上收窄了绿电直连的经济优势。

多用户模式在理论上似乎能完美回应上述结构性缺口：用户基数扩大，分散单一企业的经营风险；不止为单一用户，而是可以为工业园区、零碳园区提供清洁替代的整体解决方案；投资成本可由多方共摊等。

然而，理论上的优势要转为现实，关键在于能否解决责任如何界定、成本怎样分摊、交易如何组织等一系列复杂问题。

首先，多用户模式权责界面远比单用户复杂。如何界定各用户之间的安全责任、如何履行与公共电网的界面责任需要更精细的规则。其次，成本分摊与利益分配机制是核心。在“谁受益、谁负担”的原则下，不同用电特性、不同可靠性要求的用户之间，容（需）量电费、系统运行费如何公平分摊？绿色环境收益又将如何分配？这些都直接关系到各参与方的积极性和项目的经济性。最后，交易与调度的复杂性激增，多个用户作为一个整体参与市场时，内部交易如何组织、如何协调内部调度与电网统一调度，都是全新的课题。

绿电直连能否真正从能不能做走向能不能做大，正取决于即将出台的新政如何在这些关键机制设计上取得突破。

表1：部分省份（区）绿电直连差异化政策摘要

表2：部分省份（区）项目梳理