eo记者 韩晓彤
编辑 姜黎
审核 陈仪方
我国动力电池行业正面临欧盟动力电池碳足迹考验。根据相关规则，直连绿电被视为降低电力碳足迹的主要路径。江苏、山东等锂电池出口大省，相继出台规则——原则上由电网企业投资建设运营，输配电价机制保持不变。
然而，这一模式面临诸多考验。除了投资运营模式外，由电网企业投资建设线路是否符合欧盟的“直连”要求仍存疑，与此同时，欧盟正加速构建本土电池产业链，政策规则动态调整风险较大。
事实上，早在欧盟动力电池碳足迹新规实施之前，我国已在政策层面推行绿电直连。多位业内人士认为，绿电直连本质上是新能源发展到一定规模后产生的内在需求。
绿电直连被视为源网荷储一体化项目的一种形式，后者高度依赖大电网备用容量，而现行机制难以精准分摊输电通道容量成本和发电能力容量成本的双重备用成本。
在内外部条件变化发展的背景下，绿电直连项目能否破局？
电力碳足迹约占动力电池碳足迹的60%—70%，由于我国电力平均消费组合碳足迹高于欧盟，也比日韩等动力电池生产国高20%以上，如果按照欧盟委员会《欧盟电池和废电池法规》（亦称《新电池法》）相关配套细则，使用绿电直连几乎是降低动力电池电力碳足迹的唯一方法。
江苏是我国动力电池生产大省，动力电池出口量常年位列全国第一，产业链布局完备，我国动力电池装机量前10名企业均在江苏建有生产基地。
2025年2月12日，江苏省发展改革委发布《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》（苏发改能源发〔2025〕115号，以下简称《江苏方案》)，确定5个绿电直连供电试点项目，5个试点项目都涉及动力电池业务。
据常州市人民政府官网，江苏省首批5个绿电直连供电试点项目是在全国率先启动的由电网企业统一规划建设连接电池企业和绿电电源的绿电专线创新试点。
《新电池法》相关配套细则对直连的定义是，直连线路应为同一设施内线路或者按照欧洲议会和欧盟理事会发布的《关于电力内部市场共同规则及修订》（第2019/944号指令）第2章第（41）条定义的“连接独立发电站点与独立用户之间的电力线路，或连接发电企业与电力供应商直接为其自有场所、子公司及客户供电的电力线路”。
（《新电池法》配套细则-动力电池碳足迹计算规则草案及附件对“直连”的定义）
（欧洲议会和欧盟理事会发布的《关于电力内部市场共同规则及修订》（第2019/944号指令）中对“直连”的定义）
江苏推动的绿电直连方式还有诸多未确定的细节。多位业内人士认为，欧盟上述规则隐藏的含义是直连线路有别于具有公有属性的公共电网，但是具体实施细则要欧盟成员国在各自的法律中进一步明确，如丹麦已明确直连线路应归属发电企业。当前动力电池碳足迹计算规则仍为草案，细则模糊且各国执行方式可能不同。
另有业内人士提到，欧盟要求“用电方与发电方在时间、空间和物理路径上完全匹配”，而江苏电力现货市场尚未正式运行，可能导致绿电溯源在时间维度上存在一定偏差，进而导致碳足迹计算偏差。
值得注意的是，2025年3月5日，欧盟委员会发布的《欧洲汽车行业行动计划》明确，打造健康的欧洲本土电池产业链对确保欧洲汽车行业的未来竞争力至关重要，将于当年晚些时候立法明确对电池及其组件的本地化程度要求。
过去几年，欧盟陆续出台绿色产业相关计划和法案。为降低绿色产业供应链集中度，吸引制造业回流，2023年初，欧盟委员会发布了《绿色协议产业计划》，并配套出台《净零工业法案》和《关键原材料法案》。一位资深电力从业者说：“欧盟政策存在一定的模糊性，在美国‘回归’传统能源的影响下，欧盟甚至可能反向调整政策，降低对绿电使用的要求。”
多位业内人士认为，“江苏模式”可能面临欧盟规则细节不明确、技术标准差异、政策动态调整等多重挑战。
绿电直连在国内绝非全新概念，中央层面，从《“十四五”可再生能源发展规划》（发改能源〔2021〕1445号）到《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》(发改能源〔2024〕1537号)，再到《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号，下称《指导意见》），都提出了推动绿色电力直接供应。
地方层面，多地出台绿电直连相关政策。据eo记者不完全统计，已有山西、山东、内蒙古、吉林、河南、四川、江苏等省区出台政策支持绿电直供模式。
2025年3月，全国政协委员、山西美锦能源股份有限公司董事长姚锦龙建议，将山西省作为绿电直供试点地区，综合施策推进绿电直供示范项目发展，研究出台绿电直供（连）试点示范实施细则、价格形成机制和试点示范申报要求，引导用能企业积极开展绿电直供试点。
多位从业者认为，
伴随我国新能源快速发展，新能源波动性带来挑战，特高压远距离输电和就地消纳两种模式将协同发展。绿电直连有在一定程度上平抑新能源波动性，减轻电网调峰压力，
进而减少传统电力系统的其他投入。
值得注意的是，我国东西部地区在推广源网荷储一体化项目时存在明显诉求差异。东部沿海地区着重满足企业绿电用能需求，西部地区聚焦缓解本地新能源消纳压力并希望通过绿电直供吸引产业转移。共同诉求是通过绿电直供降低用电成本，实现新能源发电与产业投资协同发展的良性循环。
不过，政策推广虽多，绿电直连落地却少，因为在实际操作层面存在诸多挑战。在当前技术条件下，新能源如果离开大电网的支持，自平衡成本很高。在实际运营中，直连项目所需的备用服务费用计算尚缺乏明确规则，同时也规避了交叉补贴，客观上导致部分成本由全社会用户分摊。
在《江苏方案》发布后不久，2025年3月5日，山东省发展和改革委员会、国家能源局山东监管办公室、山东省能源局发布《关于印发源网荷储一体化试点实施细则的通知》（以下简称《山东方案》），提出源网荷储一体化试点分为就近消纳、绿电交易、虚拟电厂、分布式自发自用4类模式分别组织实施。
与《江苏方案》的绿电直连试点较为接近的是就地消纳模式。《山东方案》附件中的《新能源就地就近消纳模式试点项目实施细则（试行）》明确，就地就近消纳模式适用于周边新能源资源条件较好、对绿电直连有明确要求的出口型企业，新能源直连线路原则上由电网企业投资建设、运营和管理，输配电价及政策性费用按照国家和山东省相关政策执行。
也就是说，在绿电直连方面，与“江苏模式”相同，山东也采用直连线路由电网企业投资建设、运营和管理，并保持输配电价不变。
2024年7月，山东出台了《山东省锂电池产业高质量发展行动方案》，提出提升动力类电池质量，满足电动汽车、电动列车、电动自行车等动力市场需求。
业内对绿电直连线路由电网企业投资建设多有讨论。一方观点认为，
从建设运营维度
看
，
电网企业主导线路投资可缩短决策周期，快速响应用户绿电需求；在电网密度较高的东部沿海地区，电网企业能够从全局视角统筹规划技术复杂的新能源直连线路，避免用户自建可能面临的规划冲突与技术难题；依托成熟的输配电网建设运营能力，电网企业可保障绿电专线的稳定性与安全性，降低因缺乏经验导致的运行风险。
从投资模式可行性维度
看
，
电网企业投资线路在现有电力体制下更具操作性；维持输配电价不变可避免部分争议，符合当前监管框架的合规要求，政策成本较低；用户无需自建或委托第三方投资专线，可显著降低其前期资金压力。此外，电网成熟的计量体系能支撑合规认证。
另一方观点认为，
从社会成本分摊角度
看
，
绿电直连线路受风光波动性影响可能导致利用率低，造成社会资源浪费，且试点用户所付的输配电费不一定可以覆盖投资成本，这部分费用就要分摊至全省用户，不符合“谁受益、谁承担”的原则。
同时，试点用户通过专用线路“绑定”新能源场站，虽然降低了自身碳排放因子，但因新能源不再并入大电网共享减排效益，可能导致区域整体碳排放因子被动升高，间接增加其他用户的减碳压力。
从试点用户角度
分析
，
若通过公共电网隔墙售电，仅需要支付基于用户侧与发电侧电压等级差的过网费，低于用户侧输配电价，甚至可能仅为输配电价的20%左右，且不用承担交叉补贴；若由新能源场站自建直连线路，用户可能仅需支付线路运维费，无需分摊电网整体成本，从而导致其他用户分摊各项增量成本。
对于绿电直连线路的利用率，多位受访者也存在不同看法，一方认为，新能源的波动性使绿电直连线路利用率注定低于火电自备电厂的直连线路；另一方认为，如果能加上足够容量时长的储能，直连线路利用率不会低。
就动力电池而言，动力电池企业生产负荷相对平稳，但长周期受到订单影响存在波动性，同时对电源稳定性具有高敏感度。业界多认为动力电池企业可能和核电、水电更为匹配，如果只能选择风电、光伏等波动性电源，则需通过配套储能提高供电可靠性。《江苏方案》明确鼓励试点企业通过配置储能设施等措施提升绿电电源就地消纳比例。
上述资深电力从业者认为，绿电直连线路利用率存在不确定性，当前业界仍在探索期，需通过数据积累与动态优化明确绿电直连可持续性，建议在试点初期遵循“影响最小化”原则，为制度动态迭代提供空间。
他还认为，权责边界有必要进一步明确。因为线路规划需全系统统筹，电网企业应保留前期规划权限，但线路建成后，应由用户或第三方机构承担运维责任，确保绿电直连线路成为用户侧资产。
多位从业者建议，如果保持输配电价不变，直连线路的成本应当列入输配电价第四监管周期，在核价周期中明确专项审计。此外，应针对短距离、同一台区内、专用线路设计差异化定价，降低绿电直供成本。
源网荷储一体化项目在追求自主平衡的同时，在当前技术和机制条件下，依然无法摆脱对大电网的依赖，而一体化项目产生的波动性成本尚无科学的路径可传导，现有的定价体系难以为大电网承担的调节责任提供合理的补偿。
曾有从业者对eo记者举例，源网荷储一体化项目要求大电网按申报容量提供备用支撑。在极端无风无光的时候，源网荷储一体化项目可能需要完全依赖大电网供电，这使大电网需要为其预留尖峰负荷容量，但该部分实际使用率极低。而受到风光的波动性和负荷的波动性影响，风光大发时源网荷储一体化项目又可能向大电网反向送电，这种运行特性对大电网规划带来挑战。
对于备用服务成本，前述资深电力从业者进一步阐述，在现有机制下，大电网需要承担
输电通道容量成本
和
发电能力容量成本
，前者是指物理输电线路的预留容量，后者是指大电网为应对源网荷储一体化项目突发用电需求而准备的发电侧备用机组容量，属于发电能力储备范畴。
我国省级电网输配电价机制的优势在于定价规则统一化和成本分摊简易化，但是在源网荷储一体化项目与大电网的交互场景中，可能导致大电网难以区分备用容量等特殊成本，因为没有考虑输电通道容量和发电能力储备的差异化成本，仅能回收约三分之一的同电压等级投资。
“当前的两部制输配电价虽然包含容量电价，但是容量电价成本未能反映实际需求，因为传统容量按需量和容量分类，适用于稳定负荷的设计逻辑不适用于源网荷储一体化项目的‘非平值负荷’特性，导致容量电价不能覆盖全部成本。”上述资深电力从业者说。
业界还普遍认为，源网荷储一体化项目规避了输配电价中的交叉补贴。若按现行机制继续推行，等未来一体化项目数量更多、体量更大时，未参与项目的工商业用户可能会承担更高的终端电价。
中国人民大学应用经济学院助理教授郑㼆建议，源网荷储一体化项目需要大电网备用容量时，应通过容量电价或辅助服务市场对备用成本精准补偿，避免全社会分摊。“可以探索引入容量租赁、备用服务竞价等机制，提高分配效率。”
另一位电力从业者建议，源网荷储一体化项目依赖大电网提供备用容量时，需支付合理的系统调节费用，避免将波动性调节成本转嫁给全网用户，这一机制还需与现货市场、辅助服务市场衔接；输配电价应对不同用电特性的用户做出区分，可以借鉴国外的峰荷责任法，根据用户负荷特性差异化收取容量费用。
配售电研究专家吴俊宏建议，通过输配电价中容需比例的扩大，倒逼源网荷储一体化项目进行技术革新，减少对大电网容需量的需求。
上述资深电力从业者说，首先，电网企业投资应根据源网荷储一体化项目的实际需求科学规划，避免过度投资，避免大电网为源网荷储一体化项目提供备用容量支持而相关成本通过输配电价由全体终端用户共同分摊，建议建立精准的需求预测机制，动态调整投资计划。
其次，应建立容量市场机制，允许源网荷储一体化项目通过中长期合约向大电网购买中长期备用容量，或对波动性负荷收取差异化容量电费分摊成本。
再次，设计独立于存量的权责机制，要求增量项目承担配套电网建设成本、交叉补贴及基金附加等，并与存量项目“新老划断”，防止存量用户为新增用户的未承诺成本买单。
国中绿电（苏州）碳中和研究院院长侯守礼在2024年4月中国光储端信协同发展大会上提出，对于源网荷储一体化项目，大电网作为备用资源，未使用大电网时应缴纳备用容量费；应依据不同电压等级设计差异化的负荷利用率标准和价格政策，完善用电侧峰谷电价，利用价格信号调节电力供需；完善用电侧两部制电价，拉大不同电压等级间的输配电价价差，差别化不同电压等级的容量电价、电量电价；探索输电网与配电网结算关系分离，优化结算体系等。
2024年11月28日，国家能源局发布的《指导意见》提出
，
配电环节具备相应特征的源网荷储一体化项目可视作智能微电网，智能微电网属于资源聚合类新型经营主体。
《指导意见》提出，引导新型经营主体灵活参与各时间尺度电力中长期交易，以报量报价或报量不报价等灵活方式参与电力现货市场，探索电力现货市场出清节点向更低电压等级延伸，推动新型经营主体公平参与辅助服务市场，研究适时引入备用、爬坡等辅助服务新品种；新型经营主体参与市场与其他经营主体享有平等的市场地位，并按有关规定公平承担偏差结算和不平衡资金分摊等相关费用，缴纳输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加等。
地方层面，《山东方案》的附件中《新能源就地就近消纳模式试点项目实施细则（试行）》提出，源网荷储一体化项目具备独立经营主体地位，作为用户进行市场注册，从公用电网购电电量和上网电量按山东省电力市场规则结算。
吴俊宏认为，山东允许源网荷储一体化项目作为整体参与电力市场，按需购售电，且明确支持项目送电给电网，打破了传统限制，可以激发绿电消纳灵活性。
郑㼆认为，应当进一步允许源网荷储一体化项目根据实时电价灵活购电，甚至反向送电，通过现货市场的价格信号引导其优化用电与供电策略。这不仅能够提高项目自身的经济效益，还能增强电力系统的灵活性和调节能力。
因此，郑㼆建议，未来应进一步放开对源网荷储项目的市场准入限制，完善市场规则，使其能够深度参与需求响应机制，并公平参与电力现货市场和辅助服务市场。通过建立灵活、高效的价格信号引导机制，让源网荷储项目成为提升电力系统韧性的重要力量。
不过，据了解，包括内蒙古在内的多地曾发文禁止源网荷储一体化项目反送大电网。
源网荷储一体化项目反送形成双向潮流，将使电网拓扑结构变得更加复杂，使阶段式过流保护配合难度加大。如果源网荷储一体化项目不具备快速调频调压能力，一定程度上还将增加电网系统发生事故的风险。
有资深电力从业者认为，多地支持源网荷储一体化项目的原因之一是希望平抑大电网的波动性，若项目反送大电网且缺乏自主调节能力，会加剧大电网的调峰压力。
“源网荷储一体化应定位为‘产销者’，应限制反送比例但不完全禁止。”他同时提醒，进一步防范以源网荷储一体化为名，建设实际远超本地消纳能力的电源项目，防止此类项目通过“夸大”风光资源可研数据，抬高理论发电量，变相将大部分电反送电网套利。
“反送的前提是可以在电力市场中卖掉。”吴俊宏认为，源网荷储一体化项目若需将富余电力反送至大电网，需通过市场化交易实现。也就是说，通过市场化实现资源优化配置。
他说：“应该通过市场机制进行约束，通过更好的市场机制和价格机制让源网荷储一体化项目自主减少对大电网的容量需求。”
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