数字储能网讯：近日，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）。这不是一次普通的政策补丁，而是一份可能彻底改写中国工业用电格局的重磅文件。

从去年“一对一”单用户绿电直连试点破冰，到如今“一对多”集群供电模式全面放开，绿电市场化终于跨过了最后一道门槛。一个覆盖全国工业园区、高耗能企业、数据中心、零碳园区的万亿级绿电直供市场，正式打开。

相比此前单一企业与新能源电站之间点对点直连，此次政策最大的变化，是允许一个新能源项目通过专用线路，同时向多个不同法人主体供电，甚至支持整个园区统一开展绿电直连。这意味着，绿电直供正式从“单体工厂时代”进入“产业集群时代”。

文件还大幅提升了项目灵活性。政策明确，项目年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，其余电量可与公共电网进行双向交互。同时，适用范围全面扩大，新建负荷、存量项目扩容、出口企业抱团、增量配电网乃至消纳受限新能源项目，都被纳入政策体系。

这背后，本质上是国家正在推动新能源从“集中式并网消纳”走向“用户侧就近消纳”，而储能，则正在成为这一新体系中最核心的调节中枢。

因为多用户绿电直连，本质并不是简单的新能源直供，而是一个高度依赖“源网荷储协同”的局域能源系统。新能源波动性、多用户负荷差异、电力现货交易、绿电溯源、峰谷调节等问题，都需要储能承担核心平衡功能。

可以说，在单用户时代，储能更多还是新能源项目的“配套设备”，但在多用户绿电直连时代，储能开始真正从边缘角色走向系统核心。因此，这场政策变化，很可能将成为储能行业继新能源强制配储之后，又一次关键的产业重构机会。

从“新能源配储”走向“系统级储能”

过去几年，中国储能行业的核心增长逻辑，其实高度依赖新能源强制配储。无论是风电、光伏项目，还是大型新能源基地建设，“新能源+储能”几乎已经成为标准配置。

但这种模式长期存在一个根本问题——储能的收益逻辑并不独立。很多项目配置储能，并不是因为储能本身具备强经济性，而是因为新能源项目必须满足配储要求。储能在很多场景下，本质仍属于新能源项目的“成本项”或“并网附属设施”。这也是过去几年行业不断讨论“储能盈利难”“利用率偏低”“建而不用”的核心原因。

而此次多用户绿电直连政策，第一次真正赋予储能“系统运营价值”。因为在多用户绿电直连模式下，新能源不再只是向单一负荷供电，而是同时面向多个用户、多种负荷曲线以及多种电价机制。整个系统内部，必须具备更强的动态平衡能力。

文件明确提出，项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。

这意味着，储能已经不再只是“新能源附属设施”，而是多用户绿电直连项目能够成立的基础设施之一。因为多个用户之间的负荷特性并不一致，有些企业白天负荷高，有些企业夜间生产；有些企业存在短时冲击负荷，有些企业则具备较强柔性调节能力。而风电、光伏本身又天然具有波动性。在这种情况下，如果没有储能作为缓冲层，整个系统很难维持稳定运行。

因此，多用户绿电直连的本质，其实正在推动储能从“新能源配套储能”向“系统级共享储能”转变。储能不再只是为了满足新能源并网要求，而是开始承担整个局域能源系统的调节、优化与运营功能。

共享储能迎来产业爆发点

此次政策最大的变化之一，是“多用户聚合”，而这恰恰与共享储能天然契合。

过去几年，共享储能一直被视为行业的重要发展方向，但现实推进并不理想，核心原因在于单一新能源项目很难真正实现共享，收益分摊机制复杂，调度体系与市场机制也尚不成熟。

但多用户绿电直连，第一次真正创造出了共享储能天然适配的场景。因为一个多用户绿电直连项目，本身就是一个天然的“共享能源共同体”。多个用户共用新能源、共用线路、共用运营平台、共用调节体系，那么储能自然也将走向共享化。这意味着储能利用率将明显提升。

过去单一工商业储能项目，往往只能服务一家企业，充放电周期有限，收益来源单一。而在多用户模式下，储能可以同时服务多个用户，参与峰谷套利、内部负荷调节、绿电平衡、电力现货市场、降低接网容量、减少需量电费以及提升自发自用比例等多种场景。

文件明确提出，项目年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年前不低于35%；同时，年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%。

这意味着项目必须尽可能提高内部消纳能力。而提高新能源内部消纳率最直接、最有效的手段，就是储能。因为只有储能能够实现“把白天的光伏，转移到晚高峰使用”。

未来，多用户绿电直连项目内部，很可能形成“新能源+共享储能+柔性负荷+虚拟电厂”的新型局域电力系统，而储能，将成为其中最核心的调节器。

储能商业模式正在被改写

过去储能行业最大的痛点之一，就是商业模式相对单一。很多储能项目高度依赖峰谷价差、容量租赁、新能源配储指标以及地方补贴等政策性收益，但这些模式长期存在不稳定性，行业始终缺乏真正可持续、可复制的市场化盈利体系。

而多用户绿电直连，实际上正在为储能打开全新的商业模式空间。

首先，是“容量价值”。文件明确提出，并网型项目应合理确定接入公共电网容量。这意味着，项目接入容量越小，输配电成本越低。而储能最大的价值之一，就是降低系统瞬时峰值功率需求。简单来说，如果没有储能，一个园区可能需要申请100MW接网容量；但在配置储能后，可能只需要70MW。这部分减少的接网容量，背后对应的是大量输配电投资与基本电费节约，这使储能开始具备“替代电网投资”的能力。

其次，是“电力交易价值”。文件明确，项目原则上应作为整体参与电力市场交易，未来逐步过渡至“报量报价”参与现货市场。这意味着，储能未来不仅能做物理调节，还能直接参与市场套利。随着全国电力现货市场持续推进，未来多用户绿电直连项目内部，储能可能成为最核心的交易调节资产。因为储能既能在低价时充电、高价时放电，又能平滑负荷曲线、降低偏差考核、优化内部交易，这使储能从“设备收益”转向“运营收益”。

第三，是“绿电价值”。此次政策最重要的创新之一，是建立小时级绿电溯源机制。未来每一度绿电都将实现精准追踪，而储能也首次被纳入绿电统计体系。文件明确，内部实际新能源发电量“含储能释放的项目新能源电量”。这意味着，储能释放的电量，也可以计入绿电。

这一点对储能行业意义重大。因为过去很多企业最大的顾虑在于：“储能放出的电，到底算不算绿电？”如今政策正式确认后，储能开始真正成为绿电体系的重要组成部分。未来储能不仅卖电，还可能卖绿证、碳价值、绿电属性以及低碳溯源能力，这使储能资产价值体系，开始被彻底重构。

工商业储能进入“园区级时代”

过去几年，工商业储能已经成为中国储能市场增长最快的赛道之一，但其始终存在一个明显问题，即大量项目规模偏小，很多项目仅服务单一工厂，容量只有几MWh，经济性高度依赖峰谷价差。

而多用户绿电直连政策，实际上正在推动工商业储能走向“园区级”。因为未来真正具备竞争力的，不再是单一企业储能，而是“园区级综合能源系统”。尤其是零碳园区、出口制造园区、高耗能产业园、数据中心集群、绿色化工园区以及绿色算力基地等场景，都天然适合“新能源+储能+绿电直连”模式。

值得注意的是，文件明确提出，优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。这意味着，AI算力与储能的融合，可能正在加速到来。

因为数据中心本身就是高耗能、高稳定性负荷，而新能源天然波动，只有储能能够同时解决供电稳定性、绿电比例、电价优化以及碳排放管理等问题。未来大量算力中心，很可能直接配套大规模储能系统。而绿色氢氨醇项目，则意味着储能开始进入“电转化工业体系”。因为电解制氢本身具备负荷柔性，未来可能形成“光伏低价时制氢、储能调节波动、氢能反向调峰”的综合能源系统。

近年来，数据中心储能市场尤其火热。据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年至2026年5月，国内新增数据中心配储项目15个，并网规模696.25MW/2606.17MWh。

从建设地点来看，甘肃新增并网1GWh，容量占比38.37%，排名全国第一。内蒙古新增并网109.8MW/439.2MWh，容量占比16.85%。广东新增并网208MW/416MWh，容量占比15.93%。宁夏新增并网规模200MW/400MWh，山东新增并网容量也达到了200MWh。此外，上海、新疆、浙江等地也有新增项目并网，容量分别为73.66MWh、60MWh、14.88MWh。

表  2025年—2026年5月部分国内各省数据中心配储项目

零碳园区方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年至2026年2月，国内共新增53个零碳园区储能投运项目，并网规模合计491.42MW/1437.7MWh。

其中内蒙古新增并网规模240MW/900MWh，容量占比62.6%，排名全国第一。江苏新增并网规模144.98MW/293MWh，容量占比20.37%，位居全国第二。山东新增并网规模47.99MW/95.98MWh，容量占比6.68%，位列第三。湖南新增并网规模32.4MW/86.33MWh，容量占比6.01%，排名第四。此外，四川新增并网27.24MWh，安徽新增并网10MWh。

表  2025年—2026年2月部分国内零碳园区储能项目

高耗能企业方面，据CESA储能应用分会产业数据库统计，2025年至2026年4月，国内高耗能行业储能项目新增并网总规模近3GWh，包含化工、钢铁、冶金、水泥、玻璃、纺织、造纸、金属加工等多个高耗能行业。

从项目建设地点来看，江苏新增并网规模360MW/830.45MWh，排名全国第一。湖南新增并网192.88MW/461.96MWh，居全国第二。四川新增并网175.78MW/351.59MWh，位列第三。此外，河南、广东、安徽新增并网规模在200MWh级别，河北、浙江、福建新增并网规模在100MWh级别。

从行业来看，化工行业新增并网22个储能项目，合计规模377.74MW/762.71MWh；钢铁行业新增并网15个储能项目，合计规模278.64MW/604.93MWh；冶金行业新增并网13个储能项目，合计规模235.24MW/557.7MWh；金属加工行业新增并网项目27个，总规模251.82MW/533.06MWh；纺织行业新增并网项目39个，总规模92.22MW/240.7MWh；水泥生产行业新增并网规模75.12MW/167.4MWh；玻璃制造行业新增并网33.65MW/80.6MWh；造纸行业新增并网27.14MW/54.29MWh。

表  2025年—2026年4月部分国内高耗能企业储能项目

一场新的能源革命已经开始

此前，国家能源局在4月27日举行的季度例行新闻发布会上表示，全国已有24个省（区、市）印发或制定了绿电直连配套政策，全国有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。

除福建已率先发布地方细则外，广东、江苏、内蒙古等地的首批多用户直连项目，预计将在6月底前集中签约。可以预见，未来3年，绿电直连将从“少数企业拥有”，变成“所有工业企业的标配”。

对于新能源开发商而言，多用户绿电直连将彻底解决“并网难、消纳难”两大痛点，项目收益率有望显著提升。“五大六小”等大型能源集团，已经开始重新调整年度投资计划，下半年新能源直连项目或迎来集中开工潮。

对于中小企业而言，不再需要单独拿地建电站，就能通过园区化模式共享低价绿电，用电成本有望明显下降，利润空间被重新打开。

对于出口企业而言，小时级绿电溯源机制，则意味着企业终于能够获得国际认可的“物理级绿电证明”，从容应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际碳约束。

对于零碳园区而言，满足碳足迹合规性要求可有效提升产品差异化竞争力，高附加值产业、绿色制造企业、AI算力中心都将加速向绿电资源集聚。

对于储能行业而言，也许这才是“大时代”的真正开始。