5月30日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》。政策首次从顶层设计上明确了“绿电直连”的定义，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。

不同于“隔墙售电”，绿电直连立足欧盟碳壁垒高筑的时代背景，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，从此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）技术的发展，隔墙售电的分布式资源与绿电直连的定制化需求有望进一步整合，形成更加灵活的“区域能源操作系统”。

作为可再生能源的重要组成部分，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务韧性。

在此背景下，积极谋划和提前布局已成为行业共识，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爆发式增长，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关键。相较于燃煤电厂、风光电站，垃圾焚烧厂的电力供应规模和稳定性优势突出。另外，垃圾焚烧厂多布局在城市生活区外围，且东部经济发达地区项目密度高，区位优势明显。多因素叠加下，“IDC+垃圾焚烧”呈现出可观发展空间。部分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，推动标准落地

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。对于无法达到要求的项目（例如:上网电量比例等关键指标），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标准，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，企业需要根据自身负荷特性，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，绿电直连在成本构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，电力波动更大，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”，成本分担机制不成熟是桎梏其发展的根本。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费用，包括输配电费、系统备用费、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等，一律不可违规减免。这一规定旨在兼顾电网安全、投资主体权益和社会公平性。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关键。

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持续的核心。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，将在这场变革中占据先机。

                                                                                                                                                                                                  编辑部摘自中国固废网