5月14日，国家发展改革委和国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“688号文”），继650号文（《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》）发布近一年后进一步明确了多用户绿电直连的方式，适用范围从650号文的一对一拓宽至一对多，在适用范围、投资模式、分配机制等方面赋予更多灵活空间，为零碳园区等多主体用户场景提供绿电直连政策托底，拉动产业向源网荷储协同发展。我们认为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。

从“一对一”拓展至“一对多”，通过降低开发商风险加速落地

688号文明确“多用户绿电直连”模式，即风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式，整体沿袭650号文绿电直连核心机制，突破主要为下游用电主体数量的放开。用电主体侧，政策明确优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业开展绿电直连，以及明确有降碳需求的出口外向型企业等有绿色电力消费需求的用户可探索开展多用户绿电直连，政策优先拉动我国新质生产力和出口行业所构成的增量负荷需求绿电消费比例。供电侧，政策对存量项目亦有所覆盖，在650号文背景下建设的“一对一”绿电直连项目也可以吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目，为存量项目保留升级渠道。我们认为此前绿电直连项目落地面临的主要困境在于负荷端的不确定性，“一对一”负荷对于20年级别的电源开发而言长期不确定性较大，拓展至“一对多”有望缓解绿电直连开发商面临的客户风险，稳定收益率预期，加速项目落地。

以荷定源、就近消纳核心要求不变，首提小时级发用电匹配

688号文明确项目应按照“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年前不低于35%。同时，688号文通过严卡反送电来限制绿电直流项目增加电网消纳压力，并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，不可在新能源消纳困难时段向电网反送电，上网电量占比和消纳困难时段一省一议。688号文也首次提出“项目内部各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配”，与我们2025年9月22日发布报告《变革已至，系统平价带来能源需求为王的时代》提出“需要考虑新能源特性与负荷特性相匹配”、“系统平价是利用小时匹配的过程”观点相呼应。我们认为厘清反送电量比例，避免直连项目进一步冲击市场电价，也将推动新能源消纳能力拐点到来。

一对多直连系统复杂度提升，拉动电网设备和储能需求

我们认为在多用户绿电直连机制落地、“以荷定源”和责任划分要求明确下，新能源加速向用电侧价值转移，对负荷控制、分布式电源管理和电网互动提出新的应用场景和要求，相关设备构成投资窗口。此外，我们认为新能源发展会从重视供给转向重视需求，站在满足用电需求的角度来看，新能源有望通过风光储一体化模式，提升为高利用小时、高稳定性和高灵活性的高质量电源。

风险提示：多用户主体协调体系落地不及预期，后续政策推广不及预期，新能源资源与负荷需求不匹配。