5月30日 ，国家发改委、国家能源局联合宣布《关于有序推动绿电直连生长有关事项的通知》 。政策首次从顶层设计上明确了“绿电直连”的界说 ，并就项目适用范围、项目类型、交易和价格机制、责任机制等方面做出明确要求 。
差异于“隔墙售电” ，绿电直连立足欧盟碳壁垒高筑的时代配景 ，旨在通过制度创新重构电力系统的运行逻辑和市场规则 ，为出口企业提供国际认可的减碳工具 ，直接服务于外贸竞争力提升 。
物理层面的实质性突破是本次“绿电直连”政策重点 ，今后电源端可绕开大电网 ，通过直连线路实现与用户间的点对点连接 ，电力体制从“传统集中式”向“多元柔性化”转型成为可能 。未来随着虚拟电厂（VPP）技术的生长 ，隔墙售电的漫衍式资源与绿电直连的定制化需求有望进一步整合 ，形成越发灵活的“区域能源操作系统” 。
作为可再生能源的重要组成部门 ，垃圾焚烧发电近年来正依托其能源生产禀赋 ，积极推动行业转型升级 。本次绿电直连政策强调供需双方自主匹配 ，实则为焚烧发电企业的电力消纳开辟了多元渠道 。在“国补退坡”、“取消全额保障性收购”等政策利空下 ，焚烧企业可凭借政策赋予的灵活性 ，与电力用户建立点对点链接 ，通过技术升级和业务拓展 ，提供电力、热力、制冷等多元化的综合能源服务 ，从“电网附庸”整体转变为“能源服务商” ，在交易界面的切换中提高财政韧性 。
在此配景下 ，积极谋划和提前结构已成为行业共识 ，而优质用户的匹配无疑是重中之重 。2025年人工智能技术进入发作式增长 ，新一轮算力基础设施迎来建设热潮 。政策端对IDC算力中心提出了严苛的绿电使用要求 ，寻求量大、供稳、质优的清洁电源其选址要害 。相较于燃煤电厂、风物电站 ，垃圾焚烧厂的电力供应规模和稳定性优势突出 。另外 ，垃圾焚烧厂多结构在都市生活区外围 ，且东部经济发达地域项目密度高 ，区位优势明显 。多因素叠加下 ，“IDC+垃圾焚烧”泛起出可观生长空间 。部门焚烧领军企业正纷纷依托项目/区位优势 ，积极对接IDC领域合作机会 ，打造新增业务引擎 。
从实操层面看 ，要想推动绿电直连项目平稳落地 ，本质上仍需从“公管、技术、商业”三大维度逐一突破 。
公管层面：落实管理细则 ，推动尺度落地
目前650号文尚未出台具体细则 ，项目实操层面仍然存在诸多细节有待明确 。对于无法到达要求的项目（例如:上网电量比例等要害指标） ，国家相关部门尚未形成具体的考核条款、整改措施和退出方式 ，另外 ，在国网和新增市场主体的权责机制上 ，需要进一步明确国网的服务内容和尺度 ，确保其切实履行服务职责 。
技术层面：技术配套及电网协同
绿电直连项目电源侧对储能技术的配套要求较高 ，目前储能市场的技术路线多样 ，企业需要凭据自身负荷特性 ，选择合适的储能技术 ，并确定合理的储能容量和功率配置 。从整个系统看 ，绿电直连项目需要将发电设备、储能系统、用电负荷等进行集成和协调运行 ，形成一个独立的微电网系统 。但目前微电网独立性不足 ，多数项目仍需依赖大电网备份 ，极端天气下供电中断风险仍存 。3
商业层面：协调各方利益 ，着眼商业模式创新
相较于传统绿电及绿证交易模式 ，绿电直连在成本组成上最突出的特点有二：一是自建线路投资 ，二是储能建设运维 。并网型和离网型绿电直连差异主要在储能 。前者保留了与大电网的链接 ，储能相关成本较低 。后者完全脱离大电网 ，电力颠簸更大 ，对储能投资及运维配套需求更高 。离网模式下储能的配置容量对其经济性有决定性影响 。
而对于并网型项目 ，需要重点关注电网侧度电输配成本 。参考“隔墙售电” ，整天职�；撇怀墒焓氰滂羝渖さ幕� 。本次绿电直连政策明确要求绿电直连项目需按规缴纳相关用度 ，包罗输配电费、系统备用费、政策性交叉补助、政府性基金及附加等 ，一律不行违规减免 。这一规定旨在兼顾电网宁静、投资主体权益和社会公正性 。但这无疑增加了企业成本 ，并直接影响其电价竞争优势和项目整体收益率 ，这将是并网型商业模式能否走通的要害 。
政策总是不确定且悬而未决 ，但企业对商业模式的设计与创新可成为项目可连续的核心 。以IDC+焚烧厂合作为例 ，焚烧厂除了作为电力供应商 ，还可以通过模式创新回应IDC算力中心的制冷、算力消纳需求 。企业需要从用能模式、技术升级到市场交易进行全面调整 ，那些能精准匹配源荷、高效管理用能的市场主体 ，将在这场厘革中占据先机 。
编辑部摘自中国固废网
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