数字储能网讯：2025年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确允许通过直连线路向多用户实施绿色电力直接供应，配套实施细则另行制定，为绿电直供模式迭代升级奠定政策基础、预留发展空间。近期，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》。政策导向清晰表明，我国绿电直供已从单一“一对一”试点应用，迈入“一对多”发展的新阶段，将重塑新能源消纳格局、工业用能转型路径与电力市场运行体系。“一对多”绿电直供模式，将通过专线成本共担、用电负荷互补、能源资源统筹配置，为破解行业现实困局提供可行路径。

本文系统梳理“一对多”绿电直供模式的内涵，研判其对能源产业、园区经济、电力市场的深层影响，梳理其落地推进中的各类风险瓶颈，提出针对性对策建议，为政策细化落地和行业实践推进提供参考支撑。

绿电直供模式迭代：从“一对一”到“一对多”的核心突破

传统“一对一”模式的局限

“一对一”绿电直连，指单个新能源项目不直接接入公共电网，通过专用线路向单一用户供电；按与公共电网的关系分为离网型（完全不接入）和并网型（源-荷-线整体并入公网）两类。该模式试点阶段可有效促进新能源就地消纳、降低重点企业用电成本，但推广应用中短板逐步凸显。

一是投资门槛高，覆盖范围狭窄。专线建设及储能配套投入均由单一用户独自承担，项目投资回收期超20年，远超一般企业投资收益预期，仅大型高耗能企业、数据中心等少数主体具备参与条件，中小企业基本被排除在外。二是资源配置效率偏低，消纳矛盾较为突出。单一用户用电负荷曲线相对固化，难以适配新能源发电间歇波动的特性，既易造成新能源弃电浪费，又难以保障用户稳定用电，整体能源利用效率不高。三是适用场景受限，难以规模化推广。该模式仅适配单个大型企业独立用能，无法满足工业园区、零碳园区多主体集中用能需求，难以支撑区域层面整体低碳转型布局。

“一对多”模式的内涵与创新

“一对多”绿电直供，是单个新能源项目通过专用线路或园区微电网，向多家电力用户统一输送绿色电力，由专业运营主体统筹开展负荷聚合、精准计量、电费结算及安全运维。相较于传统“一对一”模式，其创新优势主要体现在四方面。

一是成本共担，降低参与门槛。专线及储能设施建设投入由多家用户共同分摊，有效减轻单个企业初始投资压力，使中小企业能够低成本接入绿电直供体系，实现绿电普惠应用。二是负荷互补，提升就地消纳能力。不同行业企业用电峰谷错配特征明显，通过多用户负荷聚合统筹调节，可平滑整体用电曲线，适配新能源发电波动特性，提高绿电就地消纳效率，减少资源闲置。三是适配园区场景，支撑低碳载体打造。重点面向工业园区、零碳园区等集中用能区域，由园区管理方或专业能源运营机构牵头，整合内部用电负荷，统筹布局绿电直连配套设施，搭建区域一体化绿电保障体系，夯实园区低碳转型基础。四是完善运行规则，健全电力市场体系。明晰多用户场景下计量标准、结算方式、绿证分配及安全责任边界，形成电源侧、运营侧、用户侧三方协同运营格局，丰富电力中长期交易品类和应用场景。

“一对多”绿电直供模式对行业发展的深层影响

助力新能源行业消纳提质、稳定投资发展

一是拓宽就地消纳路径，减少新能源资源浪费。依托多用户负荷聚合优势，大幅提升新能源就地消纳规模，有效缓解“三北”地区新能源装机集中、跨省消纳承压的问题，降低弃风弃光率，提升新能源项目利用效率与经营收益。二是优化项目开发模式，降低市场化投资风险。发电企业无需依赖单一大型用户兜底，可依托园区聚合负荷锁定稳定用电需求，摆脱单一用户依赖；同时专线、储能配套成本多方共担，减轻发电企业建设压力，增强项目抗风险能力。三是推动业态转型升级，拓展综合服务能力。发电企业可突破单一供电业务，延伸开展储能调峰、负荷管控、碳资产管理等一体化综合能源服务，丰富盈利渠道，实现从传统电力生产向综合能源服务的转型升级。

助力园区企业降本增效、加快低碳转型

一是有效降低企业用能成本。绿电直供免收公共电网输配电价及附加费用，显著压缩企业用电成本。钢铁、电解铝等高耗能企业接入该模式后，每千瓦时用电成本可降低约0.05元（以云南地区某一试点项目测算），切实提升产品市场竞争力。二是支撑企业落实碳减排任务。直供绿电配套的绿证可直接抵扣企业碳排放指标，持续压降产品全生命周期碳足迹，帮助企业适配国际碳贸易规则，规避碳关税风险，增强绿色外贸竞争力。三是助力园区零碳体系建设。园区通过统筹布局多用户绿电直供系统，快速提升整体绿电消费占比，打造零碳示范载体，集聚低碳产业，推动园区产业结构绿色升级。四是实现低碳转型普惠覆盖。依托园区负荷聚合优势，打破中小企业绿电使用的成本壁垒，解决其低碳转型门槛高的难题，推动园区大中小微企业协同低碳发展。

助力电力市场规范运行、深化改革建设

一是创新交易模式，丰富市场交易品类。园区运营主体作为负荷聚合商，与发电企业签订中长期购电协议，面向园区企业开展绿电零售，形成“发电企业—聚合运营方—终端用户”三级交易体系，完善电力中长期交易机制。二是激活辅助服务市场，提升电网调节能力。聚合负荷配套储能设施，可参与电网调峰、调频等辅助服务，为新能源平稳消纳提供灵活支撑，同时拓宽项目收益渠道，提升综合经济效益。三是联动绿证与碳市场，健全协同机制。通过园区统一统筹绿证分配与核销，推动绿电交易规范化、规模化发展。绿电消费数据可对接全国碳市场平台，实现减排数据可溯源、可核查，推动电力市场与碳市场深度协同运行。

“一对多”绿电直供落地推进中的风险与现实瓶颈

“一对多”绿电直供模式具备显著制度优势与落地价值，但在实操落地过程中，仍面临政策机制、技术安全、市场运营、协同保障等多维度制约问题，需在政策细化完善和项目实操过程中统筹破解。

政策机制存在不确定性，合规运行缺乏支撑

一是配套细则缺失，合规边界模糊。国家层面仅明确多用户绿电直供发展方向，项目准入标准、审批流程、建设规范、监管权责等核心细则尚未落地，地方政府与市场主体开展项目建设、运营缺乏明确依据。二是电价与成本分摊机制不清晰。专线架设、储能配套的成本分摊标准、直供电价形成规则、公网输配电价及附加费减免政策尚未统一界定，直接影响市场主体投资信心。三是跨部门协同监管体系缺位。绿电直供项目涉及发改、能源、生态环境、市场监管、电网等多个主体，尚未建立统筹协同监管机制，项目全流程监管责任划分不清，易出现监管真空或重复监管问题。

技术安全存在潜在隐患，系统运行保障不足

一是电能质量与供电可靠性承压。新能源发电具有间歇性、波动性特征，叠加园区多用户复杂负荷变动，易引发电压波动、谐波超标、频率偏移等问题，影响工业精密设备稳定运行。二是双重安全风险交织叠加。多用户并网微电网兼具实体电力运行与数字化管控属性，既存在线路、设备故障等物理安全隐患，也面临网络入侵、数据泄露等网络安全风险，故障影响覆盖整个园区。三是精准计量溯源技术存在短板。多用户、分时段精细化计量与溯源要求较高，现有部分计量设备精度不足、数据传输稳定性偏弱，难以满足绿证核销、碳减排精准核算的合规要求。

市场运营体系尚不健全，可持续性偏弱

一是盈利模式单一，项目收益稳定性不足。当前项目收益主要依靠电价差、绿证交易两类渠道，多元化盈利体系尚未形成。专线与储能项目投资回收期较长，电价波动、绿证价格变动极易导致收益不及预期，降低市场主体投资运营积极性。二是用户聚合难度大，负荷稳定性不足。园区企业用电需求、电价承受能力、低碳转型意愿差异较大，部分中小企业对绿电溢价接受度较低，难以形成稳定规模化聚合负荷。同时用户用电行为存在不确定性，易造成负荷曲线异常波动，影响新能源平稳消纳。三是运营主体专业能力不足。“一对多”模式运营涉及电力调度、安全运维、计量结算、碳资产管理等多项专业工作，多数园区管理机构缺乏专业运营团队与资质，第三方运营主体的准入标准、权责边界尚未明确，易导致运营管理失序。

推动“一对多”绿电直供模式规范落地的对策建议

细化落地政策细则，厘清合规与权责边界

省级能源主管部门牵头出台本地化“一对多”绿电直供实施细则，明确项目准入条件、源荷配比标准、建设验收规范、全流程审批流程。统一界定专线、储能成本分摊规则，明确直供电价构成、浮动机制，细化公网输配电价及附加费减免适用场景、执行标准与申报流程。建立发改、能源、生态环境、电网联动的常态化协同监管机制，细化各部门、各主体监管权责，杜绝监管真空与重复监管。

夯实技术安全体系，强化电网稳定与溯源能力

针对性优化园区微电网调度控制策略，配套建设储能调频、稳压装置，平抑新能源发电波动与用户负荷波动，保障电能质量达标、连续稳定供电。建立电力物理安全与数字安全双重防控体系，定期开展线路设备巡检、隐患排查，搭建专用数据加密传输系统，落实数据分级管控、访问溯源、风险预警机制。统一升级园区计量终端设备，规范分用户、分时段数据采集、传输、存储标准，满足绿证核销、碳核算、电费结算的精准溯源合规要求。

完善市场化运营体系，提升项目可持续运营能力

拓展多元化收益渠道，在电价差、绿证交易基础上，叠加储能调峰辅助服务、碳资产打包交易、园区低碳认证增值服务等收益模式，对冲单一市场波动风险。建立园区用户聚合管理机制，分类制定绿电采购、负荷管理方案，通过长协锁定稳定绿电用户，引导企业错峰用电、平稳负荷，提升源荷匹配度与新能源消纳率。明确第三方运营主体准入资质、服务范围、权责边界与考核追责标准，培育专业化电力运营服务团队，规范调度、运维、结算、碳资产全流程运营管理，保障项目长效平稳运营。