在2025年，新能源領域迎來了政策密集期，特別是國家發改委與國家能源局聯合發布的一項關于綠色電力直接交易（綠電直連）的新政，為整個行業注入了新的活力與方向。這一政策恰似一枚石子投入平靜的湖面，激起了層層漣漪，為電力市場化環境下的新能源應用開辟了新的路徑。

事實上，在國家級政策出臺之前，江蘇、內蒙古等省份已先行探索綠電直連的相關政策，但具體的執行細則尚待明確。此次國家層面的政策不僅首次界定了綠電直連的定義、比例、發展目標及費用結算方式，更為新能源的未來發展提供了堅實的政策支撐。一位行業資深專家指出，盡管綠電直連在實際操作中面臨諸多挑戰，但國家政策的出臺無疑為其打開了新的大門。

綠電直連作為新能源就地消納的重要模式之一，其商業價值主要取決于用電負荷及綠電需求。負荷大、需求高的項目，如大型工業園區或數據中心，成為了綠電直連最具潛力的應用場景。通過物理消納與碳屬性的綁定，綠電直連不僅滿足了企業的綠色用電需求，更為其提供了一條低成本、高合規性的減碳途徑，尤其適用于出口導向型及高耗能行業。

國家發改委解讀指出，綠電直連的推出主要基于三大考量：促進新能源就近消納、滿足用戶綠電消費需求及為用戶提供更多降低用電成本的選擇。其中，新能源就近消納易于理解，如分布式光伏的自發自用模式。而綠電直連，作為源網荷儲一體化的一種特定形式，在滿足特定約束條件下，展現出了獨特的優勢。

然而，關于綠電直連是否滿足用戶綠電需求的爭議仍然存在。有觀點認為，既然綠證已與RE100接軌，出口企業可直接購買綠證，無需綠電直連。但專家指出，在歐盟體制下，中國綠證尚未獲得廣泛認可。特別是在歐盟碳邊境調節機制（CBAM）下，僅認可發電源與生產設施間的直連技術或物理電力購買協議（PPA），因此綠電直連成為出口企業的優選之一。

除了出口型企業，綠電直連模式同樣吸引了高耗能企業的關注。在電解鋁、鋼鐵、水泥等行業，部分企業擁有自備電廠，通過配套風光儲設施及調度系統，利用規模效應降低電價。例如，某東部省份的油田項目通過自備電廠與風光電站的結合，實現了遠低于大電網的購電成本。

在探討綠電直連的商業可行性后，投資風險成為下一個焦點。與分布式光伏及工商業儲能類似，用戶的不確定性是第三方投資面臨的主要風險。為規避這一風險，用戶自投模式逐漸興起，特別是在江浙地區的工商業光伏項目中。用戶自投不僅滿足了降低用電成本的需求，更避免了第三方投資可能面臨的電量及電價波動風險。

考慮到電網的利益，《通知》要求綠電直連項目按國家規定繳納相關費用，包括輸配電費、系統運行費用等，以確保電網的持續調節服務能力。然而，這一規定引發了關于最終用戶電價是否經濟的爭議。專家指出，盡管綠電直連部分電量的備用費可能會降低，但專線費用及其他剛性費用仍需具體核算。

為降低用電成本，官方解讀提出，綠電直連項目應挖掘自身調節潛力，增加新能源自發自用比例，減少并網容量需求，通過電力市場交易獲取合理收益。同時，為確保電網運行安全，《通知》在規劃、并網及運行等環節對綠電直連項目提出了明確要求，優先保障大電網的安全運行。

綠電直連在低壓環境下運行，專線費用相對較低，但綜合考慮其他費用，其經濟性仍需具體項目具體分析。盡管如此，綠電直連無疑為我國新能源的下一步發展開辟了新的賽道，為高耗能、用電大戶及綠電需求高的企業提供了切實可行的解決方案。

綠電直連政策的出臺，不僅體現了國家對新能源發展的高度重視，更為行業注入了新的活力。盡管在實施過程中面臨諸多挑戰，但綠電直連無疑為我國新能源的未來發展探索出了一條新的路徑，為有相關需求的企業指明了方向。