近日，湖南省发展和改革委员会印发《关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，面向重点用能碳排放企业、降碳需求出口外向型企业、工业园区、零碳园区开展多用户绿电直连， 优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业开展绿电直连 。通知明确落实 "以荷定源" 原则并设置消纳硬性指标，实现小时级绿电溯源并对接国家绿证核发交易系统，助力市场主体就近获取绿电、降低用电碳排放。 适用范围：优先支持绿色氢氨醇等新兴产业 多用户绿电直连是指风电、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。其中，多用户是指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。 直连方式分为并网型和离网型两类。并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项目的内部；离网型项目与公共电网之间无电气连接。 在适用负荷方面，新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目；存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的用户（包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等）可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。 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 。 在适用电源方面，新增风电、集中式光伏、生物质发电等新能源可作为直连电源，其中风电、集中式光伏应纳入省级能源主管部门制定的年度开发建设方案，生物质发电应纳入可再生能源发展规划；存量能源送出线路属于电源企业自有资产的，可作为直连电源。新增及存量分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。允许不同供电营业区的电源开展绿电直连项目。 源荷匹配：自发自用电量占总可用发电量不低于 60% 项目按照 "以荷定源" 原则科学确定新能源电源类型、装机规模。 项目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% 。 投资模式方面，项目应明确独立的主体作为项目主责单位；项目主责单位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建。项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。 接入管理方面，并网型项目接入电压等级不超过 220 千伏，确有必要以 220 千伏电压等级接入的，省级能源主管部门会同国家能源局湖南监管办公室共同组织开展电力系统安全风险专项评估。 就近消纳：年上网电量不超过总可用发电量的 20% 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。 并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的 20% ，在省级能源主管部门明确的新能源消纳困难时段不向公共电网反送电。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。 在交易与价格机制方面，并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份进行市场注册，现阶段项目可以 "报量不报价" 方式参与电力现货市场，条件成熟时逐步过渡至 "报量报价" 参与。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。 绿电溯源机制方面，并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。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， 实现小时级新能源用电量匹配 。 项目申报：企业申报、市级初审、省级评审 绿电直连项目采取企业申报、市级初审、省级评审的方式组织开展。项目应按省级能源主管部门同意的实施方案统筹建设，新增负荷原则上应于 1 年内开工、2 年内投运，电源规模及投产时序应与负荷相匹配。 坚决杜绝出现借用绿电直连名义套取新能源资源行为。绿电直连项目投运 3 年内原则上不予退出。项目投运 3 年后，因负荷发生较大变化导致项目无法持续运营的，项目主责单位应书面向省级能源主管部门提交退出申请。项目达产后连续 3 年相关指标不满足政策要求的，省级能源主管部门审核评估后函告项目主责单位强制退出。

前面聊台区储能和虚拟电厂的时候，我们留下了几个问题： 储能到底靠什么商业模式赚钱？ 虚拟电厂怎么参与电力交易和辅助服务 绿电直连又是怎么回事？ 这几个问题看似各管一摊，其实都指向同一件事——光伏发出来的绿电，怎么才能不被扔掉、真正用掉？这就是绿电消纳问题。这一篇我们一个个拆开聊。 "消纳"就是"用掉"。绿电发出来了，得有人用；用不掉就得限发、扔掉，这就是"弃光"。绿电消纳，就是研究怎么让"看天"发出来的绿电尽量被"不看天"的用户用掉。怎么让对不上的用电和发电供需对上？主要靠三条路： 我们叫它"消纳三角"。三条路不是三选一，而是组合着来。 一、绿电为什么会"用不掉"？ Q1：光伏发的电用不完，到底卡在哪？ 卡在"对不上"，具体是三重错配: 第一重，时间对不上。中午光伏哗哗猛发，可工厂午休、居民出门用不完；傍晚光伏下班，用电高峰却来了。 第二重，地方对不上。发的地方不用、用的地方不发，这就是超特高压篇讲过的"新疆牛奶运上海"，得靠特高压千里送电。 第三重，调节能力和惯量对不上。我们在发电侧篇仔细讲解过，转子惯量可以帮助电网稳频率，新能源占比一高，系统调节能力就不够了，频率电压就容易出问题。 这一篇我们往大了看：整个系统怎么把"靠天吃饭"的绿电真正用掉？ 二、时间上搬家——储能怎么让绿电"待得住" Q1：储能在消纳里干什么？ 第一篇讲过，电这东西没法直接囤——电能本身不能大量存着，得先转换成别的形式存起来，用的时候再转回来，以最常见的化学储能为例，充电时电能驱动电池内部发生化学反应，把能量"锁"在化学键里；放电时逆向进行反应，把化学能重新变成电能。除了电化学储能，还有抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能等方式，都是把电能转成其他形式存着。储能主要干的就是"时空平移"：富余的电存起来，需要时再放出来。值得一提的是，飞轮储能的响应时间仅2~20毫秒，比锂电池储能（百毫秒到秒级）快一个数量级以上，因此它更适合拼速度的调频场景，而非需要长时间存电的移峰填谷。 Q2：储能都装在哪儿、干什么活？ 根据按装的位置和服务对象，主要分三大场景： 第一类是电源侧储能，跟着光伏风电场一起建，把忽大忽小的出力 "熨平"，减少被限发。前几年强制配储配的就是这类。 第二类是电网侧储能，接在电网上为整个系统服务，其中最核心、发展最快的是独立储能。 所谓"独立"，是指它不绑定某个具体电站，而是作为独立市场主体接入电网——独立投资、独立运营、独立参与电力市场。这个身份是它的核心优势：独立储能能够同时给多个电站提供配储租赁，还能自己进市场赚价差、拿辅助服务补偿。它的收益来源也最多元——容量电价保基本、价差套利赚弹性、辅助服务拿补偿、配储租赁收租金（后面我们会细聊）。 第三类是用户侧储能，工厂商场自己装在院里，半夜低价充满，白天高价放出来自己用。 Q3：储能靠什么赚钱？ 前几年很多地方搞 "强制配储"，新能源电站不配储能不让并网——储能是硬性要求，必须建，但建了之后靠什么赚钱没人关心。2024年起国家明确取消强制配储，储能得自己在市场里找饭吃，储能的商业模式一下从"可有可无"变成"生死攸关"。现在储能正在形成越来越多元的"收益栈"，简单理解，就是一个储能电站不再只靠一种收入活着，而是几种收入叠加。 第一种，容量电价，是"基本工资"。2026年1月114号文件第一次给电网侧独立新型储能建立容量电价机制。电网不光买你发的电，还买你"随时能顶上"的能力，就像小区给保安发工资，买的是"一直在岗、有事能上"。有了这笔钱，储能哪怕一年只在关键时刻放几次电，也有基本收入兜底。 第二种，电能量套利，是"绩效奖金"。储能在低价时充电，在高价时放电，赚取不同时间电价之间的价差。以前电价是固定的，储能按时充放就行；现在电价实时波动，波动越大越考验储能能不能快速抓住机会，越"灵活"就越值钱——价格波动本身就是在给"谁反应快"定价。 第三种，辅助服务补偿，是"加班费"。电网运行不光需要电，还需要稳频率、调峰、应急备用这些"看不见的服务"，打包起来叫辅助服务——好比小区物业费买的不是某样东西，而是保安、电梯维护、消防应急这些保障。主要有四种：调峰跟着负荷起伏调整出力，调频把频率实时稳在 50 赫兹，备用留发电能力当"备胎"，爬坡应对负荷短时大起大落。辅助服务里，调频对响应速度要求最高——直接关系到电网频率能不能稳在50赫兹，是电网安全的核心指标，新能源占比越高、调频需求越迫切。前面讲过的飞轮储能，就因为毫秒级响应、几乎不衰减，天生是调频的主力之一。储能反应快、调节准、能双向调节，干这些活天生合适，提供了就能拿补偿。 此外还有容量租赁服务：新能源电站需要配储能但不想自己建，就向独立储能站租容量、交租金。所以未来评价一个储能项目，不能只看“峰谷价差有多大”，而要看：电能量市场+容量机制+辅助服务+容量租赁等多种收入组合起来的综合收益。 三、全系统调配——调度与虚拟电厂怎么让绿电"调得动" Q1：电力调度是干什么的？ 调度就是电网的"交通指挥中心"。我们在物流网篇讲过了电在电网中需要保持的平衡，调度员就需要时刻盯着这个平衡，指挥电厂发多少电。 Q2：价格信号怎么帮调度？ 调度命令是"行政指挥"，守安全底线；价格信号是"市场指挥"，用钱引导资源自愿去该去的地方。中午光伏大发、电价低，利用低价引导储能充电、工厂把可调产线挪到中午；傍晚缺电、电价高，让高价引导储能放电、工厂避峰——不用调度员逐一通知，价格信号自己就把供需对上了。现货市场发现实时价格、引导供需，正是消纳新能源最需要的。2025 年《电力辅助服务市场基本规则》明确储能、虚拟电厂都能参与并拿补偿，新能源占比越高、波动越大，需求越大。以前靠调度命令，现在越来越靠价格信号，谁能灵活响应谁就能赚钱。具体怎么报价、怎么出清结算，下一篇聊电力市场交易时专门讲。 Q3：虚拟电厂怎么参与调度和辅助服务？ 上一篇打过比方：虚拟电厂像滴滴平台，自己没有一辆车，靠聚合海量私家车提供服务。它自己不发电，用软件平台把分布式光伏、储能、充电桩、工厂可调负荷这些"小零散"聚成一个整体来调度和交易。如果你理解了独立储能怎么赚钱，虚拟电厂的商业模式就很好懂—— 两者干的活几乎一样：电量交易赚价差、辅助服务拿补偿。 那区别在哪？独立储能是一个大电站亲自下场，靠自己的电池充放电；虚拟电厂则是个聚合平台，自己没有一度电，靠把这些"散户"组织起来统一报价、统一响应，说白了就是把散户凑成大户，才有资格进场交易。这个层级差异决定了它们的主战场不同：独立储能站在主网侧，解决的是"省级电网怎么平衡"的问题。虚拟电厂扎在配电网和用户侧，解决的是"园区里的分布式资源怎么变现、红区光伏怎么重新并网"的问题。也正因为扎在用户侧，虚拟电厂多了一个独立储能没有的角色——需求响应。用电紧张时，它组织工厂暂停半小时产线、写字楼把空调调高一度，用户省电费还拿补偿，电网也不用拉闸。这是"聚合用户"才能干的事，一个储能站做不到。 所以虚拟电厂帮消纳干两件事：一头帮电网"调得动"——把分散的储能和负荷组织起来，聚成整体给电网提供灵活调节；一头帮光伏"进得去"——让不可控的分布式光伏变得可观可测可控，红区重新放开，从而并更多网、发更多电。 四、就近找下家——绿电直连怎么让绿电"就地消化" Q1：绿电直连是什么？ 过去绿电发出来都得先并到公共电网，由电网"代购代销"——发电方卖给电网、用户再从电网买，哪怕光伏电站就在工厂围墙隔壁，两者也不直接做生意。绿电直连就是把这层代购拿掉，新能源项目直接向附近用户供电，相当于"厂家直供"。但它不是私拉电线、更不是不接电网，大多数项目仍连着电网、接受统一调度，只是发用电直接对应、直接结算，多余不足再和电网交互。 Q2：从单用户到多用户，政策迈了两步 第一步是2025年650号文，开"单用户"口子：一个新能源项目直连一个大用户，比如光伏电站直供旁边一家工厂。第二步是2026年5月发改能源688 号文，升级成"多用户"：一个项目可以同时给园区里多个用户供电。因为工业园区、零碳园区里几十上百家企业都想用绿电，一对一不够用。 Q3：和微电网是什么关系？ 上一篇讲的微电网是技术形态，强调"能自己管自己"、能孤岛自保；绿电直连是用电和交易模式，强调"发用直接对接"。两者经常一体两面：直连项目内部往往就是光伏加储能加负荷加智能控制，物理上就是个微网，只是同时选了直连这种交易方式。 写在最后 储能做"时间平移"，把中午的电挪到晚上；调度和虚拟电厂做"全系统调配"，靠指挥和价格信号让供需大范围对上；绿电直连做"就近消化"，让绿电不出园区就找到下家。三条路让光伏发的绿电"待得住、用得掉、调得动"。 对光伏发电来说："并上网"只是入场券，"能消纳、能被调度、能在新规则里找到收益位置"才决定项目长期价值，分布式资源参与调节和交易的通道正在一条条打开。未来的光伏项目，从选址设计那天起就要想清楚：我发的电，谁来用、怎么调、怎么卖。这一篇反复提到电价、现货市场、辅助服务补偿——这些钱具体怎么算？电在市场里到底怎么买卖？价格信号为什么能指挥动储能和工厂？下一篇，我们来专门聊一聊电力市场交易。 关注我们，一起从光伏视角，看懂新型电力系统。