在2025年，新能源领域迎来了政策密集期，特别是国家发改委与国家能源局联合发布的一项关于绿色电力直接交易（绿电直连）的新政，为整个行业注入了新的活力与方向。这一政策恰似一枚石子投入平静的湖面，激起了层层涟漪，为电力市场化环境下的新能源应用开辟了新的路径。
事实上，在国家级政策出台之前，江苏、内蒙古等省份已先行探索绿电直连的相关政策，但具体的执行细则尚待明确。此次国家层面的政策不仅首次界定了绿电直连的定义、比例、发展目标及费用结算方式，更为新能源的未来发展提供了坚实的政策支撑。一位行业资深专家指出，尽管绿电直连在实际操作中面临诸多挑战，但国家政策的出台无疑为其打开了新的大门。
绿电直连作为新能源就地消纳的重要模式之一，其商业价值主要取决于用电负荷及绿电需求。负荷大、需求高的项目，如大型工业园区或数据中心，成为了绿电直连最具潜力的应用场景。通过物理消纳与碳属性的绑定，绿电直连不仅满足了企业的绿色用电需求，更为其提供了一条低成本、高合规性的减碳途径，尤其适用于出口导向型及高耗能行业。
国家发改委解读指出，绿电直连的推出主要基于三大考量：促进新能源就近消纳、满足用户绿电消费需求及为用户提供更多降低用电成本的选择。其中，新能源就近消纳易于理解，如分布式光伏的自发自用模式。而绿电直连，作为源网荷储一体化的一种特定形式，在满足特定约束条件下，展现出了独特的优势。
然而，关于绿电直连是否满足用户绿电需求的争议仍然存在。有观点认为，既然绿证已与RE100接轨，出口企业可直接购买绿证，无需绿电直连。但专家指出，在欧盟体制下，中国绿证尚未获得广泛认可。特别是在欧盟碳边境调节机制（CBAM）下，仅认可发电源与生产设施间的直连技术或物理电力购买协议（PPA），因此绿电直连成为出口企业的优选之一。
除了出口型企业，绿电直连模式同样吸引了高耗能企业的关注。在电解铝、钢铁、水泥等行业，部分企业拥有自备电厂，通过配套风光储设施及调度系统，利用规模效应降低电价。例如，某东部省份的油田项目通过自备电厂与风光电站的结合，实现了远低于大电网的购电成本。
在探讨绿电直连的商业可行性后，投资风险成为下一个焦点。与分布式光伏及工商业储能类似，用户的不确定性是第三方投资面临的主要风险。为规避这一风险，用户自投模式逐渐兴起，特别是在江浙地区的工商业光伏项目中。用户自投不仅满足了降低用电成本的需求，更避免了第三方投资可能面临的电量及电价波动风险。
考虑到电网的利益，《通知》要求绿电直连项目按国家规定缴纳相关费用，包括输配电费、系统运行费用等，以确保电网的持续调节服务能力。然而，这一规定引发了关于最终用户电价是否经济的争议。专家指出，尽管绿电直连部分电量的备用费可能会降低，但专线费用及其他刚性费用仍需具体核算。
为降低用电成本，官方解读提出，绿电直连项目应挖掘自身调节潜力，增加新能源自发自用比例，减少并网容量需求，通过电力市场交易获取合理收益。同时，为确保电网运行安全，《通知》在规划、并网及运行等环节对绿电直连项目提出了明确要求，优先保障大电网的安全运行。
绿电直连在低压环境下运行，专线费用相对较低，但综合考虑其他费用，其经济性仍需具体项目具体分析。尽管如此，绿电直连无疑为我国新能源的下一步发展开辟了新的赛道，为高耗能、用电大户及绿电需求高的企业提供了切实可行的解决方案。
绿电直连政策的出台，不仅体现了国家对新能源发展的高度重视，更为行业注入了新的活力。尽管在实施过程中面临诸多挑战，但绿电直连无疑为我国新能源的未来发展探索出了一条新的路径，为有相关需求的企业指明了方向。
