正文
但绿电直连对主体、用地红线的要求不高，则有大量项目可以满足。只要能找到合适的土地，拿到指标，接入电网不受阻碍，且电力用户的主体可靠，则规模上可以做的很大，“绿电直连”在理论上是有可能未来一年做到100GW级别的新增光伏场景。
（2）绿电直连的消纳要求意味着什么？
绿电直连的消纳要求，核心是四点：a）自发自用电量占可用发电量比例不低于60%，b）自发自用占用电量比例不低于30%（2030年前到35%），c）上网电量不超过可用电量比例不高于20%，d）在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。
在上述文件中，由于明确规定在新能源消纳困难时段不允许反向送电，且“自发自用电量占可用发电量比例下限（60%）+上网电量占可用发电量上限（20%）”小于100%，因此是允许相当比例的限电的。
要消除这种限电带来的损失，且要达到“自发自用电量占用电量比例下限（30-35%）”，则必须上相当大规模的储能。
不难测算，在假设负荷曲线全天基本不变的情况下（一般稳定用电的工业负荷），完全不上储能装置、上网电量占可用发电量比例不超过20%的前提下，光伏自发自用电量占可用发电量渗透率上限在15-20%左右。因此，
要达到30-35%的自发自用电量占可用发电量比例，每W光伏要配置1Wh-2Wh的储能电池容量。
（3）绿电直连对光伏制造业企业的需求意味着什么？
对光伏制造业企业而言，531以后的国内需求“雪崩”已成定局，尤其是各地136号文还没有开始落地，甚至蒙东电网136号文的细则是“暂时不安排机制电量”。而绿电直连政策的出台，有点类似于多年前的“地面分布式”，而且还允许20%比例的上网电量，若能顺利推行，这自然会带动大量的光伏新增需求。
只不过，从政策出台，到各地的发改委能源局细则，再到电网的执行办法，最后到具体项目落地，还有一个时间窗口（至少要6-12个月）。
根据SOLARZOOM新能源智库的合理预计，
如果绿电直连政策具备可落地性，至少要到2026年下半年后，绿电直连项目才将逐步开始贡献光伏需求。
（4）绿电直连项目要缴输配电价么？
本政策中，有明确说明“绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。”但到底要不要缴输配电价？
在不少其他智库的解读看来，绿电直连项目是要缴输配电价的。但SOLARZOOM新能源智库查了Deepseek，得到的答案是：“用户内部专线免缴输配电价，但需承担政府性基金。自备电厂专线免缴输配电价，但需缴纳备用费及基金。公网接入专线需按电压等级支付输配电价。”因此，
按照绿电直连的定义，绿电直连专线位于电力用户产权分界点（电表）后，属于用户内部设施，与公共电网无直接连接。此时，自发自用电量不经过公网输配环节，无需缴纳输配电价。
在SOLARZOOM新能源智库看来，本政策的文字表述中，国家发改委、能源局似乎希望弱化这个焦点问题，“按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费”到底是要缴还是不缴呢？是不是让人看上去是要缴的，又实际上不用缴呢？绿电直连触及到了电网核心利益，触及到了火电企业核心利益，已经进入能源革命的深水区，模糊的表述似乎并不能解决问题，而只能拖延能源革命的进程。
