本文是《关于深化提升“获得电力”服务水平 全面打造现代化用电营商环境的意见》（发改能源规〔2025〕624号）系列解读之六。从政策制度设计出发，系统解析绿色用电的核心机遇与商业模式创新，助力相关主体在“获得电力2.0”时代实现精准发力与价值重塑。
（来源：微信公众号“春观能源”）
在“双碳”战略深入推进的背景下，绿色用电从“政策引导”走向“系统建设”，不仅成为国家能源转型的重要抓手，更在企业运营和市场机制中扮演着越来越关键的角色。2025年6月，国家发展改革委、国家能源局《关于深化提升“获得电力”服务水平 全面打造现代化用电营商环境的意见》（发改能源规〔2025〕624号）正式印发，首次将绿色用电服务能力纳入用电营商环境体系，从供电端全面部署绿色用能机制，明确提出构建“获得电力”与“获得绿电”深度融合的发展格局。这一变革释放出明确信号，绿色用电不再是新型产业政策试点，而是企业参与能源转型、提升综合竞争力的必经路径。
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政策导向：绿色用电服务能力跃升为硬指标
《意见》首次将绿色用电纳入现代化营商环境评价体系，明确“用电绿色化”与便利化、智能化、人本化、透明化并列为“五化”目标之一，释放出绿色用能服务能力已从“加分项”转变为“硬指标”的强烈政策信号。与以往局部试点、引导性鼓励不同，此轮改革以“体系建设”为核心抓手，围绕推广机制、接电机制与服务场景三大关键环节展开，构建全流程的绿色用电服务支撑体系。
（一）健全绿色电力推广服务机制
当前，企业参与绿电交易的积极性不高，与主观、客观层面等多种因素相关，除了外贸行业的硬性要求外，其他企业对绿电消费的认知和责任感不强，对此，政策提出建立多层级、常态化的绿色用电宣传推广平台，通过供电企业与地方政府联动，将绿电交易服务逐步下沉至产业园区、园区管委会及终端用电客户层面，提升绿电可及性和便利性。
此外，《意见》明确将绿色用能能力纳入电力服务能力评价体系，倒逼供电企业在营销侧加强绿电交易辅助服务能力，包括主动推荐、合同管理、碳足迹评估等服务闭环。未来在政策引导与服务能力提升的双重作用下，绿色用电将成为衡量地区营商环境和企业绿色价值创造能力的重要标准。
（二）优化绿色接电机制
传统新能源项目面临接入慢、建设成本高、项目流程长的问题，尤其是在分布式光伏和充电桩类项目中“接不进、报装难”现象较为突出。这与部分地区新能源发展过快，电网接入容量不够有很大的关系。针对这一现象，2024年8月13日，国家能源局印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》（国能发电力〔2024〕59号），明确指出，要建设一批满足新型主体接入的项目。结合分布式新能源的资源条件、开发布局和投产时序，有针对性加强配电网建设，提高配电网对分布式新能源的接纳、配置和调控能力。
此外，也有部分地区办理分布式光伏项目并网时限超期。根据披露的信息，2023年以来，山东省烟台市某供电企业受理分布式光伏发电项目597户，出具并网接入意见超20个工作日的工单共400户，占比67%。此次改革要求各地推动分布式光伏、风电、储能、充换电设施等项目“一站式接入”，实现从立项、评估、接网方案到并网验收的流程集成与压缩。
政策还强调落实“三零”要求，将“零上门、零审批、零投资”政策适用范围拓展至新能源项目，并推动电网企业开展配网承载力评估信息公开，形成用户可查、政府可管、电网可调的三方协同机制，有效解决新能源项目“接不进”“接不了”的堵点问题。
通过流程再造与信息透明，绿色项目“接得上、接得快、接得好”的目标正逐步落地，为新型用能场景的大规模落地创造现实通道。
（三）拓展能效服务场景
绿色用电不仅是电源结构优化，更是用户用能方式的变革。此次政策改革明确提出，供电企业应主动为用电企业提供能效监测、能效诊断和节能建议等免费服务，推动绿色服务从单点产品向系统化、场景化服务延伸。
同时，支持发展合同能源管理、能源托管、分布式能源一体化管理等市场化节能服务模式，引导企业建设能效管理平台，实现能耗、成本与碳排放的可视化管理与全过程优化调度。
在“双碳”目标倒逼与电力市场改革叠加背景下，绿色用能能力将成为企业控制能耗成本、增强国际订单竞争力和满足碳合规要求的关键资产，其价值正从“合规工具”向“经营资源”转变。
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核心机遇：五大绿色用电市场蓝海全面打开
在“双碳”目标加速推进和电力体制深度改革背景下，《意见》释放出前所未有的绿色电力市场信号。绿色用电已从政策倡导阶段步入产业引导和市场驱动并重的新阶段，五大核心场景率先打开“蓝海市场”，为企业布局新业务、探索新模式提供了切实路径。
（一）绿电交易走向常态化市场机制全面激活
过去绿电交易多为政策引导下的“示范项目”，现已逐步演变为企业运营、品牌竞争乃至国际合规的“刚需动作”。《意见》明确要求供电企业主动提供绿电交易撮合服务，推动建立覆盖全链条的绿电结算、计量和价格机制，降低企业参与门槛。
在用电企业侧，尤其是钢铁、化工、有色、建材等高碳排行业，以及外向型制造企业，迫切需要通过绿电采购获取碳信用或抵消海外碳关税。在电网企业侧，其角色从传统输电者转型为市场撮合平台和能源服务商，推动“输配售一体化”服务延伸至绿色电力。
与此同时，各地区域绿电交易平台建设加快，已探索合同匹配、电源认证、可追踪标签发放等增值服务。2024年，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则一绿色电力交易专章》（发改能源〔2024〕1123号）这是绿电交易市场建立以来，首次在国家层面出台绿电交易相关规则。北京电力交易中心出台《绿色电力交易实施细则》，规定了绿色电力交易市场成员、交易方式、交易流程、价格机制、计量结算和绿证划转等相关要求，跨省现货市场通过价格信号引导新能源大范围配置，促进绿证与绿电协同发展。
目前，广东、甘肃等地的区域交易平台，已建立或正在积极推进绿电交易与绿证自动划转、以及与碳减排量核算衔接的机制，支持用户基于绿电消费获取可核证的碳减排数据/权益，为未来便捷对接碳市场结算奠定基础。绿色电力消费电量也在持续增长。2024年，全国绿电交易总量突破2300亿千瓦时，达到2349亿千瓦时，同比增长237.9%；2025年1—5月，中国绿电交易电量达到2209.45亿千瓦时，同比增长49.2%，有效满足了经济社会绿色电力消费需求，能源低碳转型的活力充分释放。
（二）分布式新能源接入加快打造本地消纳新空间
《意见》推动配网承载力评估信息公开，打通分布式新能源“接入难”“接不快”的技术瓶颈，为用户侧自发自用、自发上网打开空间。政策鼓励推动光伏、微风电、储能和充换电等设备“打包接入”，并通过精简流程和一体化接网方案提升办电便利性。
在园区与社区场景，屋顶光伏结合储能、充电桩与售电服务，成为“零碳建筑”与“低碳园区”的核心能源配置；在工商企业场景，厂房屋顶、员工停车棚等正逐步被开发为稳定的发电资源；在政府推动下，“光伏进园区、进工厂、进机关、进学校”等专项行动正快速推进，有效撬动上下游制造、安装、维护等配套产业集群。
以江苏、山东、浙江为代表的沿海工业省份，分布式光伏新增装机连续三年位居全国前列，本地化新能源正在重塑地方能源结构与能源消费方式。
（三）用能侧节能服务兴起释放节能降碳新刚需
从单纯“卖电”转向“帮客户省电”，成为电网企业转型发展的关键突破口。《意见》提出构建供电企业与节能服务商协同机制，共同为企业提供“诊断+改造+托管”的系统化节能服务。市场已初步形成三类主流模式：
一是企业级能效平台，通过分项监测与行业对标，识别用能异常点，提出降耗建议，特别适用于高耗能制造业。
二是能源托管服务，由服务商提供节能设备改造和运行优化，企业按节能效果支付服务费，实现“零投入、低风险”的降本路径。
三是碳管理咨询服务，帮助企业开展碳盘查、制定碳减排路径，并对接碳交易、碳中和认证等业务。
据《中国节能服务产业发展报告》预测，到2027年，节能服务市场年产值将突破1万亿元，绿色用电已然成为节能降碳系统解决方案的关键切入点。
（四）绿色交通用电崛起电动出行基础设施成新焦点
电动汽车、共享出行和城配物流的迅速普及带动充电设施建设爆发式增长。此次《意见》专门提出优化绿色交通报装流程，推动构建统一电价、统一平台、统一服务的区域性充电基础设施体系。
在居民端，鼓励小区、办公楼等改造建设充电设施，满足车主“最后一公里”补能需求；在商用端，快递、城配、公交车队等场景下快速建设大功率充电站，配合V2G等新技术提升电网调节能力；在运营商端，能源企业、充电桩公司转型为“充电+交易+服务”一体化平台，嵌入电价优化、设备维保、碳积分结算等增值业务。
目前，广东、四川、浙江等地已初步形成区域协同的“智能调度+统一电价+平台撮合”的运营网络，绿色交通用电从“设施工程”向“平台生态”演进。
（五）碳资产与绿色金融融合打开用电数据变现新入口
在“双碳”政策和全球绿色贸易壁垒加强的背景下，用电行为所生成的数据正演化为重要的“绿色信用”和“碳资产”。《意见》提出完善碳足迹追踪机制，推动构建绿色用电数据的服务、认证与交易体系，为用户打开三类“数据变现”场景：
一是通过绿电认证和碳标签为出口产品赋能，尤其适用于欧美市场对“零碳供应链”的合规需求。
二是构建企业用能碳账户，将可量化的减排量纳入碳市场参与交易，提升碳资产运营能力。
三是将绿色用电与绿色信贷挂钩，金融机构以此为依据开展绿色评级、发行碳中和债、提供贴息贷款等绿色金融产品。
这一趋势推动能源、平台、金融机构深度融合，形成“数据—资产—金融”闭环，绿色用电从“合规指标”转变为“经济权益”，市场价值日益凸显。
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典型商业模式创新与场景拓展
绿色用电新政推动的不仅是技术应用和制度建设，更加速了商业模式从“供电为主”向“综合能源服务”转型。供电企业与能源服务商正围绕政策红利与企业需求，共同孵化出多元、可复制的绿色用电商业模式，逐步从点状试点走向规模化推广。
（一）绿色电力套餐构建企业用能一体化服务新方案
在“双碳”驱动和能耗双控背景下，企业对低碳、低价、稳定用能的需求日益突出。供电企业联合能源服务机构，打造集基础供电、绿电交易、能效监测和能源托管于一体的综合用电服务产品，构建从供电保障到节能增效的闭环体系。该套餐不仅实现成本控制和碳足迹量化，还可通过数字平台实现用能优化与全流程代运维，尤其适用于制造企业、数据中心、工业园区等用电密集型场景。
（二）光储充一体化微电网建设园区级自主绿色能源系统
依托分布式光伏、智能储能、快速充电、用能预测等关键技术，在产业园区内部构建光储充用闭环的绿色能源系统。该模式不仅实现园区内自发自用、余电上网、应急保供等多重功能，还通过智能控制系统实现负荷自适应调度，大幅提高能源利用效率。作为支撑绿色工厂、绿色园区建设的关键基础设施，该微电网架构正逐步在国家高新区、新能源汽车产业基地等重点区域推广。
（三）能效SaaS平台服务中小企业节能管理刚需
面对中小企业能效管理能力薄弱、节能投入意愿有限的现实问题，轻量级、订阅制的能效SaaS平台正在成为节能减排的新工具。通过智能电表接入、云端算法分析与移动端呈现，企业可以低成本获取分项能耗监测、能效诊断报告及节能建议。该模式部署周期短、操作简便、投入小见效快，既满足了“用得起”的需求，也为供电企业开展能效服务市场化试点提供了落地抓手。
（四）零碳供应链联合体推动用电协同与碳减排协同
在绿色供应链趋势下，越来越多龙头企业正联动上下游构建统一采购绿电、共享碳排数据的协同平台。通过组建零碳供应链联合体，企业可集体参与绿电交易，统一设置采购指标，同时建立供应链碳足迹共享机制，实现从单点减排向链式协同减排的转变。这种模式不仅满足企业自身ESG合规需求，也推动行业整体绿色水平提升，特别适用于电子、汽车、纺织等出口导向型产业集群。
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政策落地建议与风险提示
（一）落实建议
推动绿色用电从政策倡导走向高质量落地，需多方协同、因地施策，形成合力。
地方政府应制定区域性绿色电力使用比例目标，将绿电消费纳入“获得电力”营商环境评价，结合本地产业基础推进“绿电园区”“零碳园区”试点，同时出台绿电交易电价补贴、税收减免等激励政策，提升企业用绿积极性。
供电企业应加快从传统输配电服务商向“绿色用能服务平台”转型，主动承接绿电交易撮合、电力碳标签服务和用户能效诊断任务，建设统一调度、结算与可视化分析的一体化数字平台。
园区运营方应将分布式光伏、储能、充换电等绿色能源设施作为基础配套优先部署，提升园区绿电自给率，并以绿色电力使用能力作为招商引资新卖点，打造区域绿色产业集聚品牌。
终端企业用户应树立碳资产意识，主动参与绿电交易、节能改造和碳盘查体系建设，借助能效平台优化用电结构，提升绿色品牌竞争力、响应国际供应链绿色认证标准。
（二）风险提示
绿色用电相关机制仍处于持续演化过程中，政策落地与市场实践之间尚存在诸多潜在风险。
首先，绿电交易机制尚不成熟，不同区域在电量计量、交易标签识别与结算清算机制上缺乏统一标准，可能导致交易落地后出现履约纠纷或信用识别难题。
其次，部分绿色用能商业模式仍面临收益模式不清晰的问题，能源托管、储能共享、电力灵活性服务等项目的投资回报率对补贴政策与市场价格波动高度敏感，缺乏中长期稳定收益机制保障。
再次，绿色项目的技术运维能力存在短板，特别是中小企业和地方园区缺乏专业团队和预算支持，难以独立承担能效系统选型、部署与维护全过程，制约了绿色服务的全面推广。
最后，随着平台化服务深入开展，数据安全与隐私保护风险日益凸显。若能效平台与电网企业数据尚未有效互联，将造成“数据孤岛”问题，影响服务智能化水平。同时，用户侧数据使用需加强合规治理，防范泄露与误用。
