2025年12月，四川發布綠電直連地方政策征求意見稿，成為650號文出臺后第11個跟進的省區。從西北的內蒙古、甘肅，到東部的浙江、山東，一場綠電直連的政策競速賽正在全國上演。作為“十五五”新能源消納的核心模式，綠電直連被寄予促消納、降成本、帶產業的厚望，數據中心更是沖在前面嘗鮮——0.36元/度的綠電成本看似誘人，卻被業內直言“不一定能降本”；內蒙古為搶跑甚至突破地域限制、給氫基項目開綠燈，綠電直連的熱鬧背后，藏著多少真機遇與偽風口？

650號文為綠電直連劃定全國框架后，云南、山東、內蒙古等11個省區迅速跟進，而內蒙古憑借一系列“超常規”政策，成為支持力度最猛的省份。

在行業支持上，多數省份僅聚焦高耗能、數據中心、新能源等常規領域，內蒙古卻額外增設氫基綠色燃料和國家級零碳園區兩大項目類型，且允許存量、新增負荷項目全參與，覆蓋范圍遠大于其他省份。針對氫基綠色燃料項目，內蒙古更是直接“開綠燈”：2025—2027年上網電量占比不超40%、2028年后不超20%，而其他項目新能源發電量需100%自發自用，不得反送公網；審批上，氫基項目實行兩年有效期的預審批復制，比其他項目的備案制流程更簡、耗時更短。

地域限制上，全國多數省份要求綠電直連的電源與負荷需在同一地市/區縣，唯獨內蒙古明確支持新能源資源不足的盟市，可跨盟市甚至跨省區建設項目，打破了綠電直連的地理邊界。此外，內蒙古還明確綠電直連項目的新能源利用率不納入全區統計，為項目松綁的同時，也讓企業少了“利用率考核”的后顧之憂。

對比之下，山東、浙江等省份則更側重“精細化管理”：山東要求電源不得早于負荷和儲能投產，新能源利用率需不低于全省公網水平；浙江允許退出項目的直連電源參與電價競價，而四川則規定解列后的直供新能源原則上不接入公網，各地政策的差異化，也折射出綠電直連在落地中的不同考量。

在綠電直連的賽道上，數據中心是最積極的參與者，甚至成為“先行先試”的標桿。

這背后的核心動因，是電力成本占數據中心運營成本的60%以上，降本需求極為迫切。2025年11月，云南、青海公示的首批綠電直連項目均包含智算中心：青海規劃13.5萬千瓦光伏為智算項目供電，云南則建12萬千瓦集中式光伏+1回110千伏直連線路；更早的7月，全國首個數據中心綠電直連源網荷儲一體化項目在內蒙古投產，30萬千瓦新能源場站直接為跨區域算力基地供電；甘肅也在推進全國首個綠電聚合直供數據中心項目，規劃200萬千瓦新能源直供慶陽“東數西算”產業園。

已建成項目交出了0.36元/度的度電成本成績單，但這并非意味著綠電直連一定能降本。國網冀北電力岳昊指出，企業需承擔新能源投資、土地征用、輸電線路建設等成本，還要應對新能源發電預測的高難度——此前數據中心僅需預測用電負荷，如今還要測算發電能力，難度提升的同時推高了項目成本。更關鍵的是，新能源的波動性會影響供電穩定性，成為數據中心的新挑戰。

值得注意的是，目前多數數據中心綠電直連項目仍采用“虛擬直供”：新能源與數據中心就近接入大電網，通過雙邊交易實現綠電供應，而非物理專線直連。650號文落地后，西北部數據中心有望逐步轉向物理專線直連，真正實現綠電“點對點”供應。

“綠電直連=降成本”，這是很多企業的固有認知，卻被業內人士直接推翻。

南方電網云南電網楊林鑫直言，綠電直連的經濟性受多重因素影響：一方面要算新能源、儲能、直連線路的建設成本，另一方面項目負荷率、公網并網容量也會直接影響用電成本。以數據中心為例，若新能源發電波動性大、負荷率低，不僅無法充分利用綠電，還可能因需公網兜底而增加成本。即便有0.36元/度的案例，也只是特定項目的最優解，并非行業通用標準。

政策層面的費用規則，也讓綠電直連的成本賬更復雜。1192號文明確，綠電直連項目需按容（需）量繳納輸配電費，下網電量免繳系統備用費和輸配電量電費，自發自用電量暫免政策性交叉補貼新增損益。但這些優惠并非“免費午餐”，若項目利用政策紅利降低自身成本，卻增加了大電網的安全運行負擔，最終可能面臨調整。

業內的共識是：企業必須在項目前期做精細化成本測算，綜合考量源網荷儲全鏈條成本、政策費用、發電與負荷匹配度，才能判斷綠電直連是否真的劃算。盲目跟風建設，很可能陷入“投入大、收益低”的困境。

綠電直連的快速推進，也暴露出行業發展的短板，亟待解決兩大核心問題。

其一，技術認定標準空白。國網能源研究院劉思佳指出，目前缺乏對綠電直連項目的技術研判，部分項目可能借“綠電直連”之名享受政策優惠，卻未真正提升電力系統效率。她建議地方政府授權第三方機構，評估項目是否符合綠電直連的技術模式，以及對電力系統的實際貢獻，避免“搭便車”現象。

其二，資源碎片化與規劃混亂。岳昊提醒，若企業盲目開發綠電直連項目，會導致新能源碎片化利用，直連線路與公網線路交叉還會造成基礎設施浪費。例如，部分省份未統籌電源與負荷布局，出現“電源建了、負荷沒跟上”的情況，直接影響項目效益。此外，綠電直連還會改變電力供需的空間和時間分布，給電力規劃帶來新挑戰——未來電力規劃需將綠電直連的影響納入用電量預測，才能指導電網工程建設。

盡管存在諸多挑戰，綠電直連的發展前景仍被業內看好。在價格與市場機制明確后，項目建設有望加速，內蒙古、甘肅、寧夏等新能源資源豐富、有項目基礎的西北省區，以及廣東、浙江、江蘇等出口外向型企業集中的東部省份，將成為核心陣地。

值得注意的是，綠電直連的核心價值并非單純降本，而是滿足出口企業綠電物理溯源的需求，同時提升新能源就近消納能力。未來，隨著技術認定標準完善、地方規劃統籌加強，綠電直連將從“野蠻生長”轉向“規范發展”，成為新能源消納的重要模式，而非“一刀切”的萬能方案。

對于行業而言，綠電直連的探索，既是新能源產業的機遇，也是對電力系統靈活性、企業決策理性的考驗。只有兼顧效益與規范，才能讓這一模式真正行穩致遠。