2026年5月，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》，将绿电直连从"一对一"拓展到"一对多"。加上2025年的650号文搭框架、1192号文理定价，政策信号愈发明确。截至2026年4月，全国24个省区市出台配套政策，99个项目完成审批，对应新能源装机3405万千瓦。然而行业交流中披露，备案项目预计已超过400个，真正开工的比例却很低，"批复热、开工冷"的剪刀差折射出市场观望态度。
01｜用电企业：想要绿电，却算出一笔更贵的账
用电企业尤其是出口型、高耗能客户，对绿电有刚性需求——碳核算、碳关税、ESG审计都要求电力来源可溯源。他们最初设想的模型很简单：隔壁建个电站，拉根专线，绕开过网费。
但1192号文明确，项目需按规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加，各地不得擅自减免。风电光伏固有的间歇性，又倒逼企业追加储能投资。
于是企业发现，自己既要投电源、投专线、投储能，又要承担长期购电协议风险。灵活、便宜、稳定、可退出——这四个诉求难以被同一套方案同时满足。
02｜投资方：数亿重资产砸下去，用户能活到合同结束吗
绿电直连是典型的重资产赛道，单体投资动辄数亿元，资金方首要审视的是未来二十年现金流的确定性。
发电企业渴望长期锁定，用户却害怕被长约绑死——今天满负荷的工厂，三年后产能几何、五年后是否存续，都是未知数。民企用户的生命周期风险，最终沉淀为投资方的信用风险。
大型央企尚可凭借资金实力承受试错，民营投资方却没有那么多缓冲空间。项目谈遍"五大六小"和上市公司，最后往往止步于"项目很好，但钱不敢掏"。
03｜电网企业：平时绕开我，出事要我兜底
电网在绿电直连中常被误解为"被动了奶酪的一方"，但从系统运行角度看，并网型项目仍需公共电网作为备用安全底座。
新能源大发时用户停产，反向潮流可能引发周边线路过载；直连系统突然切换至公共电网，负荷冲击需有人承接；电能质量出现异常，责任边界也需厘清。备用容量、系统运行与安校成本，是客观存在而非故意设卡。
问题在于，这些成本若缺乏透明、统一、标准化的核算方法，就容易被业主解读为"卡脖子"，双方由此陷入"企业认为电网阻碍改革，电网认为自己承担别人不愿承担的风险"的典型僵局。
04｜地方政府：夹在招商压力与安全责任之间
地方政府既要扛招商引资的政绩压力，又要面对节能降碳考核。龙头企业一旦因为绿电配套不到位而外流，对税收、就业、产业链的连锁影响不可忽视。
但地方政府可以协调，却无法替代电力系统承担安全责任。企业要求"帮我解决"，电网要求"签字负责"，而安全事故的责任追究并不会因为政绩考量而豁免。
于是地方只能不断推动示范区、零碳园区、源网荷储一体化，希望把复杂的系统性问题收敛到一个园区内部——这实际上仍是在走钢丝。
绿电直连卡住的并不是政策，而是风险没人愿意独自接盘。用电企业怕长期锁定，投资方怕用户违约，电网怕承担系统安全责任，地方政府怕企业流失也怕项目出事。破题的关键，在于把备用容量成本标准化、把长期购电协议从固定电价拓展为"保底消纳量+浮动电价+信用担保"的组合，并建立多用户模式下的退出与违约分摊机制。唯有将风险拆开、定价、交易、分散，绿电直连才能真正跨越从批复到开工的那道鸿沟。
