2025年，对于中国新能源与产业界而言，“绿电直连”从一个不甚清晰的行业热词，正式步入了有规可依的操作阶段。随着国家《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号，以下简称“650号文”）的出台，一纸文件如同“发令枪”，宣告了一场旨在重构绿电供需关系、赋能产业绿色竞争力的新探索全面启动，因此，2025年被业界称为绿电直连元年。这不仅是政策破冰之年，更是市场认知被深刻重塑的一年。

政策框架全面构建

2025年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，首次在国家层面明确了绿电直连的核心定义和实施路径。650号文将绿电直连界定为“新能源通过专用线路向单一用户供电”，并设定了反送电比例不超过20%、新能源消纳利用率不低于60%的技术边界条件。这一政策突破为新能源发电企业与用电企业之间建立直接供电关系提供了制度依据。

值得注意的是，650号文明确规定“电网企业不得参与投资”，这一条款打破了传统电力接网工程的经营模式，为多元市场主体参与绿电直连项目建设创造了政策空间。根据国家能源局相关解读，这一安排旨在激发市场活力，促进投资主体多元化。

针对业界普遍关注的经济性问题，国家发展改革委于2025年10月出台《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号，以下简称“1192号文”），进一步细化了绿电直连项目的计量结算规则和价格形成机制。该文件明确并网型项目需按接入点与电网进行结算，并缴纳法定输配电费和系统运行费用，为项目商业化运营提供了清晰的财务指引。

地方实践呈现差异化特征

政策发布后，地方层面迅速响应。截至2025年12月，全国已有11个省区出台了绿电直连地方实施细则或征求意见稿，形成了国家定规则、地方谋落地的推进格局。

各省区根据自身资源禀赋和产业结构特点，制定了差异化的实施方案。内蒙古自治区作为新能源资源富集地区，在实施细则中明确支持氢基绿色燃料、国家级零碳园区等特色项目，并允许跨盟市合作突破地域限制。

浙江省和河北省在实施细则中聚焦高耗能行业和数据中心等重点负荷领域，明确要求项目电源、线路、负荷需同步规划投产，确保项目整体协调推进。山东省和辽宁省则在实施细则中创新性地建立了项目退出机制，允许符合条件的直连项目电源转为普通新能源项目，保障投资主体权益。

项目落地呈现行业集中特征

2025年，绿电直连项目在多个行业领域取得实质性进展。数据中心行业成为首批落地应用的领域之一，这与其行业特性密切相关。

2025年7月，全国首个数据中心绿电直连源网荷储一体化项目在内蒙古自治区投产运行。该项目配置30万千瓦新能源装机，通过专用线路为跨区域算力基地直接供电。同期，甘肃省庆阳市“东数西算”产业园区推进的聚合直供项目，庆阳绿电聚合试点项目一期100万千瓦新能源项目近期已建成并网，致力于实现算力基础设施与绿色电力的深度耦合。

高耗能行业也在积极探索绿电直连应用。例如，内蒙古鄂尔多斯已投运国内首套“绿电+储能+化工”一体化示范项目，通过光伏与储能为化工生产线直接供电。官方报道显示，其绿电消纳量已超过企业总用电量的25%，正在接近政策要求的30%底线。

经济性与标准化挑战并存

还在起跑阶段的绿电直连发展仍面临多重挑战。经济性问题是首要制约因素。价格机制的不确定性也增加了项目风险。虽然1192号文明确了价格形成的基本原则，但具体到各省区的输配电价核算机制、辅助服务费用分摊方式等实施细则仍有待明确。

在国际标准对接方面，挑战同样显著。2025年3月，国际倡议组织RE100在其官网公示信息中正式认可中国绿色电力证书（GEC），这是中国绿证国际互认的重要进展。然而，正如《中国电力企业管理》在2025年第6期封面策划《绿电直连破冰》中所指出的，当前，CBAM实施细则尚未落地，电池法案下的碳足迹计算规则亦未正式出台，欧盟其他绿色贸易相关规则对于直连的要求尚不明确，出口型企业通过直连的方式减轻国际规则面临的压力仍存在较大的不确定性。

区域发展不均衡现象也值得关注。目前绿电直连项目主要集中在内蒙古、甘肃、青海等新能源资源丰富地区，或将成为西北部地区将能源优势转化为经济优势的突破口之一。而东部负荷集中区域则面临着如何在用电负荷附近匹配足量的绿电资源的现实问题，由于土地资源紧张、本地新能源开发条件有限等因素，项目推进相对缓慢。

回顾2025年，绿电直连的故事主线是“规则的建立”与“路径的初探”。它不再是空洞的概念，而是有了具体的文件编码、地方案卷和实体项目。政策“发令枪”响后，各方已站上起跑线，但漫长的赛道刚刚展开。2026年的看点，将从能否做转向如何做得更好、更经济、更顺畅。随着地方细则全面落地、价格机制完全明晰以及更多行业样本的出现，这场重塑电-产关系的试验，或将进入更贴近市场脉搏的深水区。