中國儲能網訊：綠電直連有利于降低碳排放，破局歐盟對中國出口動力電池碳足跡的綠色貿易壁壘問題。
《歐盟電池與廢電池法》2023年8月生效，要求容量大于2千瓦時的動力電池需從2025年2月18日起披露碳足跡。2024年5月，歐盟《動力電池碳足跡計算規(guī)則草案及附件》對動力電池產品碳足跡核算作出規(guī)范，僅保留“全國平均電力消費組合”和“直連電力”兩種計算模型。
這意味著，不具備光伏發(fā)電和風電發(fā)電優(yōu)勢的電池生產企業(yè)，需采用全國平均電力消費組合的數值計算，但這一計算方式的碳排放量較高。2025年5月21日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（以下簡稱“650號文”），以外貿型企業(yè)為突破，進一步推進電力系統(tǒng)改革。
綠電直連從政策出臺到落地還需打通哪些節(jié)點？汽車產業(yè)鏈相關企業(yè)能借此新政降碳降本嗎？7月8日-11日，澎湃研究所研究員與動力電池相關企業(yè)、車企第三方服務商、綠電直連領域專家交流發(fā)現，地方政府在落實“綠電直連”政策中，需明確輸配電價及地理距離，更需政企協同，促進綠電資源供需雙方更好對接與合作。
“綠電直連”尚處探索期
650號文中的“綠電直連”是指：風能、太陽能、生物質能等新能源（現階段綠電直連電源）不直接接入公共電網，而通過與用戶直接連接的電力線路向單一用戶供電，供應的電量可以清晰物理溯源。
華北電力大學電氣與電子工程學院副教授鄭華對研究員分析稱，電力體制與機制改革的核心問題是相關利益邊界劃分與利益再分配，歐盟碳邊境調節(jié)機制（CBAM）將于2026年1月起正式實施，由此引發(fā)的綠色貿易壁壘問題凸顯，650號文應運而生。
“回顧電力改革歷程，從能源互聯網、增量配電網、源網荷儲一體化到現在的綠電直連，需求側改革始終圍繞著用戶側展開。”鄭華表示，650號文“綠電直連”相當于在智能微電網基礎上增加一根專線。2024年2月6日出臺的《新形勢下配電網高質量發(fā)展指導意見》強調了“智能微電網”未來定位，提出到2030年，有效促進分布式智能電網與大電網融合發(fā)展。2023年12月5日發(fā)布的《國家能源局關于支持電力領域新型經營主體創(chuàng)新發(fā)展的指導意見》，明確了新型經營主體（包括智能微電網）參與電力市場交易的市場身份與機制等關鍵問題。
鄭華談到，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，不僅要通過市場機制提升用電可靠性和綜合用能經濟性，更要促進新能源的科學消納，否則改革的意義會大打折扣。因此，很多企業(yè)不僅會考慮碳排放合規(guī)問題，也希望盡可能降低用電成本和提升用電管控智慧化水平，整體還處于觀望探索階段。
值得一提的是，5月21日歐盟委員會正式提交提案，計劃將《歐盟電池與廢電池法規(guī)》規(guī)定的經濟運營商電池供應鏈盡職調查義務實施時間，從原定的2025年8月18日，推遲到2027年8月18日。該提案還未完成最終立法程序，這種不確定性也可能影響企業(yè)對綠電直連的投入積極性。
從長遠看，企業(yè)盡早布局綠電直連會更有主動性。瑞浦蘭鈞能源股份有限公司ESG辦公室總經理徐寄烈團隊曾做過調研，在工廠所在地浙江省嘉善縣，電池主材鋁殼原材料電解鋁生產若采用綠電直連，能帶來歐盟“碳關稅”減免優(yōu)勢，從而降低出口成本。此外，各地也積極推進綠電直連試點，通過政策補貼或價格優(yōu)惠等鼓勵企業(yè)。
既要降碳也要降本，難在哪
“綠電直連”能讓企業(yè)既降碳又降本嗎？以西北某年用電量70億度的電解鋁項目為例，該項目之所以選擇落地西北某能源大省，主要是因為當地綠電資源相對豐富，具備開展綠電直連的條件。但經測算，與全部使用電網供電相比，高占比的綠電直連實際綜合用電成本并非一定降低。
事實上，企業(yè)投資綠電直連項目需滿足一定條件，地方要據此進一步細化標準。一是無論存量還是新增負荷的綠電直連項目，其用電需求大小與新能源出力的匹配性尤為重要，決定了直連綠電的類型、規(guī)模等；二是需控制綠電直連的就近消納距離，距離過遠則會增加綜合成本；三是綠電直連需建設物理專線，要重點評估綠電直連輸配電通道的土地資源可行性、基建成本等；四是如何核定綠電直連的輸配電價缺少依據，系統(tǒng)備用費收取標準等問題尚需明確。
首先，不同區(qū)域的綠電資源與利用率水平不同。650號文的要求較高——項目整體新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例應不低于60%，占總用電量的比例應不低于30%。以光伏為例，由于上海土地資源緊張，投建光伏規(guī)模有限，達到這一要求并不容易。此外，上海的光伏發(fā)電利用小時數與北京相近，約1000小時；而新疆的光伏利用小時數可達1500小時。
其次，不同類型企業(yè)用電特性與風光等新能源出力的匹配程度存在較大差異。對車企來說，通過電解鋁生產鋁耗電量大，綠電直連有助于降低鋁的碳排放。然而，由于光伏僅能滿足其白天的部分負荷需求；風電多是夜間或凌晨出力較大。因此，新能源裝機配置過多會導致“棄電”，過少則無法滿足650號文新能源發(fā)電量、用電量占比的相關要求。
再次，地方落地“綠電直連”需明確直連距離。650號文未明確綠電直連線路的最大地理距離，這關系著項目規(guī)劃權限、能否投建、投資成本等關鍵問題。一般來說，距離越遠，投資成本越高。鄭華談到，地方細化綠電直連政策時，會銜接各省已有的“源網荷儲一體化”政策對新能源場站與負荷距離的要求。
最后，不同區(qū)域的土地成本、操作難度不同。中東部地區(qū)如上海、江蘇等地，土地成本較高，修建綠電直連線路的征地費用高，還可能涉及拆遷問題。鄭華分析稱，由于線路可能跨越工業(yè)用地、農業(yè)用地、林區(qū)、河流，涉及多個部門，審批流程復雜。不僅如此，部分線路可能還需跨越鐵路、高速公路、已有電網線路等。
鄭華告訴研究員，車企在咨詢綠電直連政策時主要關注兩方面。一是合規(guī)性，如何才能滿足650號文要求，以及可能遇到的企業(yè)無法解決、需要地方政府支持的事項。比如，輸配電價、線路距離等重要問題都需明確。二是技術經濟性，企業(yè)對已有園區(qū)，會考慮周邊是否有可利用的土地，對新建園區(qū)，則會考慮是否要一并申請建設新能源所需規(guī)劃指標與土地，是否比已有模式更經濟，如何投資建設運營等。
“只有先梳理清楚這類問題，才能開展后續(xù)項目技術經濟性的測算?！编嵢A談到，綠電直連測算主要包括風光等綠電配比、裝機規(guī)模、發(fā)電成本、上下網電價、輸配電投資與價格（公用電網和自建直連線路）、系統(tǒng)運行費（輔助服務費、基金與附加等）、投資及回報率等核心問題。綠電直連關系著企業(yè)投資方式、建設模式、政府補貼、運行控制方式、運營模式等一系列策略與風險，涉及問題復雜、專業(yè)。
“最后一公里”需政企協同
國家層面綠電直連政策出臺后，《云南省推動綠電直連建設實施方案》明確了綠電直連的地理距離：負荷距離電源匯集站原則上不超過50公里，負荷、電源布局原則上在同一州（市）行政區(qū)域范圍內。在交易與價格機制方面規(guī)定，綠電直連項目應按國務院價格、財政主管部門有關規(guī)定繳納輸配電費、系統(tǒng)運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，且分別對并網型、離網型綠電直連項目相關輸配費用清算做出細化。
同時，綠電直連試點項目也需在實踐中不斷探索完善。比如，2025年2月，江蘇省發(fā)展改革委印發(fā)《關于創(chuàng)新開展綠電直連供電試點項目建設工作的通知》，在全國率先啟動由電網企業(yè)統(tǒng)一規(guī)劃建設連接電池企業(yè)和綠電電源的首批5個綠電專線創(chuàng)新試點。試點意在助力企業(yè)對標《歐盟電池與廢電池法》對碳足跡核算的嚴格要求，促進電池企業(yè)出口。
目前，綠電直連從政策出臺到具體落地，一是當地政府歸口部門不明確，二是當地供需不平衡，政企之間還需更多協同。一方面，綠電直連需求企業(yè)向當地政府咨詢相關政策時，由于沒有明確的歸口部門，企業(yè)不清楚該找誰審批項目，也不清楚綠電直連電力屬性證書是否完備、是否有機構具有發(fā)放相關認證證書的資質等。以至于即使企業(yè)附近有合適的綠電資源，也難以實際開展綠電直連工作。另一方面，企業(yè)工廠所在區(qū)域綠電資源供給不足，因此，盡管有綠電直連需求，也難以實際落地。
為此，政府應加強綠電直連機制建設，為企業(yè)提供更多綠電直連試點項目機會，或搭建平臺幫助企業(yè)對接綠電資源。同時，地方政策也需更加明確，這樣企業(yè)才能判斷能否參與綠電直連項目，并提前測算綠電直連的技術性問題及相關收益成本。“我們是綠電需求方，不清楚綠電供給方在哪。綠電供給方可能是一些光伏企業(yè)或政府開展的項目，希望政府能收集信息、搭建平臺，讓供需雙方實現資源互通，找到彼此。”徐寄烈表示。
而對出口量較大的車企來說，核心訴求是綠電互認，需綜合考慮收益與成本。曉數綠景（北京）科技發(fā)展有限公司董事長宋永俊認為，車企需從單純考慮用電成本，轉向兼顧碳成本。他同時建議，可由汽車鏈主企業(yè)投資開展綠電直連項目，既有利于與政府談判爭取產業(yè)配套政策，也可實現風險回報一體化。否則，綠電直連相關土地征地、遠距離線路修建、變電站建設等都會產生成本，從而引發(fā)綠電直聯項目投資人與政府、電網企業(yè)等的多方博弈。
