中國儲能網訊：近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于有序推動多用戶綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（發(fā)改能源〔2026〕688號）。這不是一次普通的政策補丁，而是一份可能徹底改寫中國工業(yè)用電格局的重磅文件。
從去年“一對一”單用戶綠電直連試點破冰，到如今“一對多”集群供電模式全面放開，綠電市場化終于跨過了最后一道門檻。一個覆蓋全國工業(yè)園區(qū)、高耗能企業(yè)、數(shù)據(jù)中心、零碳園區(qū)的萬億級綠電直供市場，正式打開。
相比此前單一企業(yè)與新能源電站之間點對點直連，此次政策最大的變化，是允許一個新能源項目通過專用線路，同時向多個不同法人主體供電，甚至支持整個園區(qū)統(tǒng)一開展綠電直連。這意味著，綠電直供正式從“單體工廠時代”進入“產業(yè)集群時代”。
文件還大幅提升了項目靈活性。政策明確，項目年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量比例不低于60%，其余電量可與公共電網進行雙向交互。同時，適用范圍全面擴大，新建負荷、存量項目擴容、出口企業(yè)抱團、增量配電網乃至消納受限新能源項目，都被納入政策體系。
這背后，本質上是國家正在推動新能源從“集中式并網消納”走向“用戶側就近消納”，而儲能，則正在成為這一新體系中最核心的調節(jié)中樞。
因為多用戶綠電直連，本質并不是簡單的新能源直供，而是一個高度依賴“源網荷儲協(xié)同”的局域能源系統(tǒng)。新能源波動性、多用戶負荷差異、電力現(xiàn)貨交易、綠電溯源、峰谷調節(jié)等問題，都需要儲能承擔核心平衡功能。
可以說，在單用戶時代，儲能更多還是新能源項目的“配套設備”，但在多用戶綠電直連時代，儲能開始真正從邊緣角色走向系統(tǒng)核心。因此，這場政策變化，很可能將成為儲能行業(yè)繼新能源強制配儲之后，又一次關鍵的產業(yè)重構機會。
從“新能源配儲”走向“系統(tǒng)級儲能”
過去幾年，中國儲能行業(yè)的核心增長邏輯，其實高度依賴新能源強制配儲。無論是風電、光伏項目，還是大型新能源基地建設，“新能源+儲能”幾乎已經成為標準配置。
但這種模式長期存在一個根本問題——儲能的收益邏輯并不獨立。很多項目配置儲能，并不是因為儲能本身具備強經濟性，而是因為新能源項目必須滿足配儲要求。儲能在很多場景下，本質仍屬于新能源項目的“成本項”或“并網附屬設施”。這也是過去幾年行業(yè)不斷討論“儲能盈利難”“利用率偏低”“建而不用”的核心原因。
而此次多用戶綠電直連政策，第一次真正賦予儲能“系統(tǒng)運營價值”。因為在多用戶綠電直連模式下，新能源不再只是向單一負荷供電，而是同時面向多個用戶、多種負荷曲線以及多種電價機制。整個系統(tǒng)內部，必須具備更強的動態(tài)平衡能力。
文件明確提出，項目應通過合理配置儲能、提升集控管理能力、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力、開展多能互補等方式，提升就近消納能力。
這意味著，儲能已經不再只是“新能源附屬設施”，而是多用戶綠電直連項目能夠成立的基礎設施之一。因為多個用戶之間的負荷特性并不一致，有些企業(yè)白天負荷高，有些企業(yè)夜間生產；有些企業(yè)存在短時沖擊負荷，有些企業(yè)則具備較強柔性調節(jié)能力。而風電、光伏本身又天然具有波動性。在這種情況下，如果沒有儲能作為緩沖層，整個系統(tǒng)很難維持穩(wěn)定運行。
因此，多用戶綠電直連的本質，其實正在推動儲能從“新能源配套儲能”向“系統(tǒng)級共享儲能”轉變。儲能不再只是為了滿足新能源并網要求，而是開始承擔整個局域能源系統(tǒng)的調節(jié)、優(yōu)化與運營功能。
共享儲能迎來產業(yè)爆發(fā)點
此次政策最大的變化之一，是“多用戶聚合”，而這恰恰與共享儲能天然契合。
過去幾年，共享儲能一直被視為行業(yè)的重要發(fā)展方向，但現(xiàn)實推進并不理想，核心原因在于單一新能源項目很難真正實現(xiàn)共享，收益分攤機制復雜，調度體系與市場機制也尚不成熟。
但多用戶綠電直連，第一次真正創(chuàng)造出了共享儲能天然適配的場景。因為一個多用戶綠電直連項目，本身就是一個天然的“共享能源共同體”。多個用戶共用新能源、共用線路、共用運營平臺、共用調節(jié)體系，那么儲能自然也將走向共享化。這意味著儲能利用率將明顯提升。
過去單一工商業(yè)儲能項目，往往只能服務一家企業(yè)，充放電周期有限，收益來源單一。而在多用戶模式下，儲能可以同時服務多個用戶，參與峰谷套利、內部負荷調節(jié)、綠電平衡、電力現(xiàn)貨市場、降低接網容量、減少需量電費以及提升自發(fā)自用比例等多種場景。
文件明確提出，項目年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量比例不低于60%，占總用電量比例不低于30%，2030年前不低于35%；同時，年上網電量原則上不超過總可用發(fā)電量的20%。
這意味著項目必須盡可能提高內部消納能力。而提高新能源內部消納率最直接、最有效的手段，就是儲能。因為只有儲能能夠實現(xiàn)“把白天的光伏，轉移到晚高峰使用”。
未來，多用戶綠電直連項目內部，很可能形成“新能源+共享儲能+柔性負荷+虛擬電廠”的新型局域電力系統(tǒng)，而儲能，將成為其中最核心的調節(jié)器。
儲能商業(yè)模式正在被改寫
過去儲能行業(yè)最大的痛點之一，就是商業(yè)模式相對單一。很多儲能項目高度依賴峰谷價差、容量租賃、新能源配儲指標以及地方補貼等政策性收益，但這些模式長期存在不穩(wěn)定性，行業(yè)始終缺乏真正可持續(xù)、可復制的市場化盈利體系。
而多用戶綠電直連，實際上正在為儲能打開全新的商業(yè)模式空間。
首先，是“容量價值”。文件明確提出，并網型項目應合理確定接入公共電網容量。這意味著，項目接入容量越小，輸配電成本越低。而儲能最大的價值之一，就是降低系統(tǒng)瞬時峰值功率需求。簡單來說，如果沒有儲能，一個園區(qū)可能需要申請100MW接網容量；但在配置儲能后，可能只需要70MW。這部分減少的接網容量，背后對應的是大量輸配電投資與基本電費節(jié)約，這使儲能開始具備“替代電網投資”的能力。
其次，是“電力交易價值”。文件明確，項目原則上應作為整體參與電力市場交易，未來逐步過渡至“報量報價”參與現(xiàn)貨市場。這意味著，儲能未來不僅能做物理調節(jié)，還能直接參與市場套利。隨著全國電力現(xiàn)貨市場持續(xù)推進，未來多用戶綠電直連項目內部，儲能可能成為最核心的交易調節(jié)資產。因為儲能既能在低價時充電、高價時放電，又能平滑負荷曲線、降低偏差考核、優(yōu)化內部交易，這使儲能從“設備收益”轉向“運營收益”。
第三，是“綠電價值”。此次政策最重要的創(chuàng)新之一，是建立小時級綠電溯源機制。未來每一度綠電都將實現(xiàn)精準追蹤，而儲能也首次被納入綠電統(tǒng)計體系。文件明確，內部實際新能源發(fā)電量“含儲能釋放的項目新能源電量”。這意味著，儲能釋放的電量，也可以計入綠電。
這一點對儲能行業(yè)意義重大。因為過去很多企業(yè)最大的顧慮在于：“儲能放出的電，到底算不算綠電？”如今政策正式確認后，儲能開始真正成為綠電體系的重要組成部分。未來儲能不僅賣電，還可能賣綠證、碳價值、綠電屬性以及低碳溯源能力，這使儲能資產價值體系，開始被徹底重構。
工商業(yè)儲能進入“園區(qū)級時代”
過去幾年，工商業(yè)儲能已經成為中國儲能市場增長最快的賽道之一，但其始終存在一個明顯問題，即大量項目規(guī)模偏小，很多項目僅服務單一工廠，容量只有幾MWh，經濟性高度依賴峰谷價差。
而多用戶綠電直連政策，實際上正在推動工商業(yè)儲能走向“園區(qū)級”。因為未來真正具備競爭力的，不再是單一企業(yè)儲能，而是“園區(qū)級綜合能源系統(tǒng)”。尤其是零碳園區(qū)、出口制造園區(qū)、高耗能產業(yè)園、數(shù)據(jù)中心集群、綠色化工園區(qū)以及綠色算力基地等場景，都天然適合“新能源+儲能+綠電直連”模式。
值得注意的是，文件明確提出，優(yōu)先支持算力設施、綠色氫氨醇等新興產業(yè)和未來產業(yè)開展綠電直連。這意味著，AI算力與儲能的融合，可能正在加速到來。
因為數(shù)據(jù)中心本身就是高耗能、高穩(wěn)定性負荷，而新能源天然波動，只有儲能能夠同時解決供電穩(wěn)定性、綠電比例、電價優(yōu)化以及碳排放管理等問題。未來大量算力中心，很可能直接配套大規(guī)模儲能系統(tǒng)。而綠色氫氨醇項目，則意味著儲能開始進入“電轉化工業(yè)體系”。因為電解制氫本身具備負荷柔性，未來可能形成“光伏低價時制氫、儲能調節(jié)波動、氫能反向調峰”的綜合能源系統(tǒng)。
近年來，數(shù)據(jù)中心儲能市場尤其火熱。據(jù)CESA儲能應用分會產業(yè)數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計，2025年至2026年5月，國內新增數(shù)據(jù)中心配儲項目15個，并網規(guī)模696.25MW/2606.17MWh。
從建設地點來看，甘肅新增并網1GWh，容量占比38.37%，排名全國第一。內蒙古新增并網109.8MW/439.2MWh，容量占比16.85%。廣東新增并網208MW/416MWh，容量占比15.93%。寧夏新增并網規(guī)模200MW/400MWh，山東新增并網容量也達到了200MWh。此外，上海、新疆、浙江等地也有新增項目并網，容量分別為73.66MWh、60MWh、14.88MWh。
表 2025年—2026年5月部分國內各省數(shù)據(jù)中心配儲項目
零碳園區(qū)方面，據(jù)CESA儲能應用分會產業(yè)數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計，2025年至2026年2月，國內共新增53個零碳園區(qū)儲能投運項目，并網規(guī)模合計491.42MW/1437.7MWh。
其中內蒙古新增并網規(guī)模240MW/900MWh，容量占比62.6%，排名全國第一。江蘇新增并網規(guī)模144.98MW/293MWh，容量占比20.37%，位居全國第二。山東新增并網規(guī)模47.99MW/95.98MWh，容量占比6.68%，位列第三。湖南新增并網規(guī)模32.4MW/86.33MWh，容量占比6.01%，排名第四。此外，四川新增并網27.24MWh，安徽新增并網10MWh。
表 2025年—2026年2月部分國內零碳園區(qū)儲能項目
高耗能企業(yè)方面，據(jù)CESA儲能應用分會產業(yè)數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計，2025年至2026年4月，國內高耗能行業(yè)儲能項目新增并網總規(guī)模近3GWh，包含化工、鋼鐵、冶金、水泥、玻璃、紡織、造紙、金屬加工等多個高耗能行業(yè)。
從項目建設地點來看，江蘇新增并網規(guī)模360MW/830.45MWh，排名全國第一。湖南新增并網192.88MW/461.96MWh，居全國第二。四川新增并網175.78MW/351.59MWh，位列第三。此外，河南、廣東、安徽新增并網規(guī)模在200MWh級別，河北、浙江、福建新增并網規(guī)模在100MWh級別。
從行業(yè)來看，化工行業(yè)新增并網22個儲能項目，合計規(guī)模377.74MW/762.71MWh；鋼鐵行業(yè)新增并網15個儲能項目，合計規(guī)模278.64MW/604.93MWh；冶金行業(yè)新增并網13個儲能項目，合計規(guī)模235.24MW/557.7MWh；金屬加工行業(yè)新增并網項目27個，總規(guī)模251.82MW/533.06MWh；紡織行業(yè)新增并網項目39個，總規(guī)模92.22MW/240.7MWh；水泥生產行業(yè)新增并網規(guī)模75.12MW/167.4MWh；玻璃制造行業(yè)新增并網33.65MW/80.6MWh；造紙行業(yè)新增并網27.14MW/54.29MWh。
表 2025年—2026年4月部分國內高耗能企業(yè)儲能項目
一場新的能源革命已經開始
此前，國家能源局在4月27日舉行的季度例行新聞發(fā)布會上表示，全國已有24個?。▍^(qū)、市）印發(fā)或制定了綠電直連配套政策，全國有99個綠電直連項目完成審批，對應新能源總裝機規(guī)模3405萬千瓦。
除福建已率先發(fā)布地方細則外，廣東、江蘇、內蒙古等地的首批多用戶直連項目，預計將在6月底前集中簽約?？梢灶A見，未來3年，綠電直連將從“少數(shù)企業(yè)擁有”，變成“所有工業(yè)企業(yè)的標配”。
對于新能源開發(fā)商而言，多用戶綠電直連將徹底解決“并網難、消納難”兩大痛點，項目收益率有望顯著提升?！拔宕罅 钡却笮湍茉醇瘓F，已經開始重新調整年度投資計劃，下半年新能源直連項目或迎來集中開工潮。
對于中小企業(yè)而言，不再需要單獨拿地建電站，就能通過園區(qū)化模式共享低價綠電，用電成本有望明顯下降，利潤空間被重新打開。
對于出口企業(yè)而言，小時級綠電溯源機制，則意味著企業(yè)終于能夠獲得國際認可的“物理級綠電證明”，從容應對歐盟碳邊境調節(jié)機制（CBAM）等國際碳約束。
對于零碳園區(qū)而言，滿足碳足跡合規(guī)性要求可有效提升產品差異化競爭力，高附加值產業(yè)、綠色制造企業(yè)、AI算力中心都將加速向綠電資源集聚。
對于儲能行業(yè)而言，也許這才是“大時代”的真正開始。
