分布式光伏迎“共享模式”：多用户绿电直连新政开辟千亿消纳新通道

发布时间： 2026年5月23日

来源： 本网综合

2026年5月20日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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），将绿电直连从“一对一”正式升级为“一对多”——新能源电力不经过公共电网，通过专用线路和变电设施直接向工业园区多家企业供电。文件中最受行业关注的一条是：分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。

这意味着，分散在千家万户屋顶的光伏不再只是各自独立的“自发自用”，而是可以整合为园区级的统一电源，向多家企业协同供应绿色电力。政策意在打通两大刚需——出口企业的碳关税解药，与新能源消纳的物理出口。绿电直连的账本，从今年开始真正翻开。

一、两面夹击：弃光高企与碳关税叠加的双重压力

新政出台的背景，是光伏行业正面临“发得出、卖不掉”的严峻现实。2026年1—2月全国光伏发电利用率降至90.8%，对应弃光率升至9.2%，较上年同期的6.1%明显抬升。西藏、青海、甘肃、新疆四地光伏利用率分别低至60.8%、78.7%、82.5%和85.6%，这些比例正逼近政府设定的弃电率上限。10个省市的光伏利用率低于90%，弃光率超过10%。2025年，全国弃风弃光电量达2518亿千瓦时，光伏利用率首次跌破95%。

与消纳困局并行的是欧盟碳关税的骤然收紧。2026年1月1日，CBAM正式进入收费阶段。中国出口欧盟的铝制品每吨平均承担约340欧元碳关税成本；更具压迫感的是，欧盟已计划从2028年起将CBAM范围扩大到机械装备、汽车及零部件等约180种下游产品。CBAM要求的是小时级精准溯源——企业需要向欧盟证明生产过程中每一度电的碳足迹，传统绿电交易以年、月度为主的粒度根本达不到这一要求。

而多用户绿电直连，恰好能同时解决这两个问题：为新能源提供一条不经过公共电网的就近消纳通道，同时也为出口企业提供了一站式、可小时级溯源的绿电供应方案。

二、“一对多”破局：从龙头企业孤例到园区共享模式

2025年，国家已出台单用户绿电直连政策，但仅允许新能源向单个用户供应绿电，无法满足多个企业用户的直连需求。此前向单一电力用户“一对一”的模式存在天然短板：发电侧的光伏、储能设备运行周期约20年，而负荷侧企业的经营周期不确定性较大，项目主责单位需要为一个企业承担长期全部客户风险，导致项目推进缓慢。

此次新政打破了这一困境。文件明确适用范围大幅拓宽：新建负荷可开展多用户绿电直连，存量单用户项目可吸纳其他负荷扩建为多用户项目；工业园区、零碳园区、增量配电网的全部或部分负荷可就近接入新能源。

远景能源副总裁孙捷指出，多用户模式在投资架构和风险分散方面实现了质的突破，多个用户共担建设成本、分散运营风险，有效破解了单用户模式下投资周期与企业经营周期错配、融资难度大等痛点。市场主体方面，可由园区管委会或第三方机构作为项目主责单位，进一步调动了地方与市场的积极性。在绿电溯源方面，新政首次要求实现“小时级发用电匹配”，与CBAM的溯源粒度精准对齐。

据中金公司研报，截至2026年2月，全国已有84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达32.59GW。新政从“一对一”升级至“一对多”后，有望进一步加速项目落地。

三、分布式光伏迎共享模式：存量屋顶资源被激活

新政对分布式光伏行业最具实操意义的条款是：支持尚未开展电网接入工程建设的新能源项目，以及因新能源消纳受限无法并网的项目，在履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。

远景能源孙捷对此诠释：新政意味着园区屋顶光伏不再只是各家企业独立“自发自用”，而可以整合成园区级的统一电源，向多家企业协同供应绿色电力。对于存量光伏资源丰富的工业园区而言，这是一条无需新建大规模电源即可开展多用户绿电直连的实操路径。

清华大学评估数据显示，我国可供分布式光伏开发利用的屋顶资源技术潜力总计2785GW，年发电量可达4631亿千瓦时，占2025年我国光伏发电量比重约四成。新政将这部分潜力从“闲置资产”推向“共享绿电新基建”，此前因配电网容量不足、消纳受限等原因被“雪藏”的存量分布式项目通过集中汇流接入多用户绿电直连网络后，有可能成为算力中心等新兴产业的稳定绿电供应源。

在优先支持方向上，算力中心、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业被列为重点支持对象。中节能太阳能、安靠智电等企业已在青海、宁夏等地布局算电协同项目，探索数据中心绿电直供模式。

四、严控消纳压力：以荷定源的“紧箍咒”

在多用户绿电直连模式全面扩容的同时，新政也设定了严格的核心约束线。项目须按“以荷定源”原则合理规划新能源装机规模，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%（2030年前提升至不低于35%）。

在反送电管控上，并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，严禁在新能源消纳困难时段向公共电网反送电。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计，确保直连电量不计入弃光考核。

项目需合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力等方式提升就近消纳能力。风电、光伏装机规模统一纳入省级新能源开发建设方案，从源头严控无序扩张风险。

这些约束意味着多用户绿电直连项目不能沦为“变相并网”的工具。园区若要满足“自发自用电量占比不低于60%”的要求，需主动配置储能、平衡调度，这恰恰激活了储能的需求市场，也为更智能的源网荷储一体化调度提出了更高要求。

展望：绿电直连进入“园区时代”

从2025年“一对一”试点到2026年“一对多”全面推开，多用户绿电直连正在为新能源消纳和出口企业减碳开辟出一条切实可行、可大规模复制的制度通道。对光伏行业而言，这一通道意味着：分布式光伏不再是千家万户“各自为战”的微电源，而是可以汇集成园区级的稳定绿电供应系统。分散的屋顶资源被集中汇流，将分散的闲置产能串联起来，服务工业园区、零碳园区和算力中心等新型负载。华泰证券研报认为，688号文有望降低绿电直连开发商面临的客户风险、加速项目落地，并拉动电网设备和储能需求。

随着各省细则陆续出台和项目实施加速，绿电直连有望在“十五五”能源转型中扮演更为重要的角色。对于光伏行业的从业者而言，新政打开了分布式光伏参与市场化消纳的全新通道——从屋顶到园区，从各自为战到协同共享，这一模式能否成功复制，将考验政策落地速度、电网企业配合度以及园区级调控平台的技术成熟度，但其方向已不再需要怀疑。

注： 本文数据及政策信息截至2026年5月23日，来源于国家发展改革委、国家能源局公开文件、证券日报、中证网、华泰证券研报及公开媒体报道，仅供参考，不构成投资建议。