欧盟于2023年出台《欧盟电池和废电池法》，基于碳定价、碳足迹形成碳壁垒政策，对我国“新三样”（指电动汽车、锂电池、光伏产品）为代表的外贸出口造成冲击，影响国内经济增长和产业升级，引发各方高度关注。国家相关部委正在推进建立中欧高级别对话机制，江苏等地方政府积极为出口企业寻求绿电供应方案，宁德时代等出口企业纷纷提出绿电直连、扩大绿电交易等绿电消费诉求。各方关切汇聚于“如何以绿电消费破局贸易壁垒”，须高度关注绿电直连等潜在影响，同时研究提出切实有效的措施建议，支撑国家应对绿色贸易壁垒，助力出口企业提升绿色竞争力。
本研究报告主要分为四部分。一是我国可再生能源及电力市场发展。二是欧盟碳壁垒政策基本情况。三是新电池法影响分析。四是国内、国外应对欧盟贸易碳壁垒的主要建议措施。
主要研究结论如下。总体看，新电池法的长期影响大于当前影响，对电力生产模式的影响大于对电量的影响。特别是新电池法，直接影响到“新三样”的国际竞争力，这关涉我国的产业转型升级、关涉新的增长点的培育壮大，具有较大影响，已经引起国家有关部委和地方政府的高度重视。报告判断，国家在积极开展对外谈判的同时，对内也可能采取措施扩大绿电直连，地方政府、制造业将向电网公司施压以争取绿电直连。
报告形成如下政策建议：
（1）对外策略建议
一是加快构建符合我国国情的碳排放核算体系，并推动国际互认。借鉴国际经验，尽快建立我国碳排放核算规则及标准，形成含电力碳排放因子、碳足迹因子在内的因子体系，推动国际互认；推动建立我国碳排放因子的国际认定和更新机制，实现“我披露你更新”，及时体现我国碳减排成效。
二是在中欧高层对话磋商中，以认可绿电交易模式为主要策略，反对仅认可绿电直连。绿电交易是降低企业用电碳排放的有效手段，考虑到欧盟碳价是我国的7到8倍，用户付出0.02—0.05元/(kW·h)的绿电环境溢价，可实现0.31—0.44元/(kW·h)的欧盟碳市场成本节约。考虑到绿电、PPA认可度较大，通过绿电消费降低碳成本相当于以我国低碳价“换取”欧盟高碳价。同时，绿电消费为新能源企业提供环境属性收益，将进一步促进我国新能源发展。应大力推动欧盟碳核算机制认可我国绿电交易，充分发挥欧美跨国企业影响力，推动其参与绿电交易作为我国绿电认证获得国际认可的第一步，在此基础上逐步引导绿电纳入欧盟碳排放核算体系中。
（2）对内策略建议
国家电网公司履行政治、经济、社会三大责任，塑造可持续发展的负责任全球领先品牌形象，全力以赴支撑国家应对国际贸易碳壁垒，目前已在推动绿电国际认证开展了一系列工作。
目前，从交易规模和外向企业反馈来看，绿电交易是更受认可的绿色消费方式。从欧盟碳边境调节机制（CBAM）要求来看，绿电交易与其明确可用于抵扣的PPA接近。从电池法案碳足迹要求来看，绿电交易符合“使用特定供应商采购的可再生能源电力”所提出的可追溯性条件，有望满足相关要求。国内绿证的国际认可度还不高，主要原因是尚未建立起绿证签发、转让到注销的完整过程追踪体系，在唯一性、追溯性等方面面临质疑。考虑到国际认可度和电力系统发展规律，建议以绿电交易作为支撑国家应对国际贸易碳壁垒的主要手段，以绿电直连为补充，并做好碳排放核算支撑和服务。
1）进一步完善和扩大绿电交易。为更好应对电池法案，减少我国电池生产企业全生命周期碳排放量，我国绿电绿证体系应做好以下几点：
一是扩大绿电交易覆盖范围和交易规模。扩大省内绿电供给能力，对于出口性企业密集地区，促请政府推动全部平价集中式新能源参与绿电交易，推广分布式光伏以聚合方式参与绿电交易。完善省间绿电交易机制，加快推动大型能源基地新能源参与绿电交易，研究在输电通道预留部分绿电交易空间，提升省间绿电交易规模，全力满足东部地区绿电需求。
二是超前研究精细化绿电交易溯源认证机制。目前，欧盟、美国正探索绿电精细化溯源认证，实现小时级绿电生产和消费匹配。借鉴国际经验，由电力交易机构研究更短周期绿电交易溯源认证机制，匹配绿电项目和用户供需曲线，并出具由国家能源局（资质中心）、电力交易机构等共同“背书”的精细化绿电消费证明。通过建立精细化绿电交易机制，实现更严格的物理交割，逐步实现绿电交易与“绿电直连”相近的减碳属性。
三是完善绿色电力消费全流程追踪溯源机制，争取国际标准认证。当前，由北京电力交易中心组织立项的电气电子工程师学会标准化协会（IEEE）《基于区块链的绿电标识应用标准》（IEEE P3224）获批发布。该标准是我国主导的首个绿电交易领域国际标准，充分发挥区块链分布式存储、多方共识等技术特点，结合标识技术研究，建立绿色电力消费标识体系。建议尽快开发可溯源、可追踪的绿证监管体系，满足对绿证全流程的追踪，争取国际标准认证，获得更高的国际认可度。
四是强化绿证作为绿色环境权益的唯一性，避免环境价值重复使用的质疑。加强CCER与绿证机制协同，明确支持领域和项目界限，提高CCER市场和绿证市场的信息透明度，避免重复计算，同时方便企业自主选择。结合绿电绿证、非化石能源电量碳排放扣除等情景，研究扣除各类环境权益的电力调整碳排放因子计算方法，避免重复性计算。
2）推动规范开展绿电直连和自发自用。据新电池法碳足迹计算方法学征求意见稿及PEF计算等规则，容易误导用户认为必须通过新能源直供电、分布式“隔墙售电”等方式才可减少自身碳排放量。
当前，我国新能源直供电和分布式“隔墙售电”正处于试点发展阶段，相关技术标准、配套政策细则尚不明确，可能影响电网安全运行。由于电价机制尚不完善，新能源直供电量和就近交易电量存在规避交叉补贴、政府性基金及附加等问题，并将系统调节成本转嫁给其他主体。建议：
一是坚持电网统一规划，发挥大电网资源配置优势，支撑新能源高质量发展。推动集中式和分布式能源系统相互补充，促进安全责任共担、备用容量共享、社会资源互济，促进新能源的开发利用。
二是明确企业绿电自发自用要求规范。企业绿电自发自用限定在企业厂区红线内分布式可再生能源，如屋顶光伏、分散式风电。考虑到绿电自发自用电量总体占比不高，可暂时维持现有自发自用相关价格机制，逐步探索绿电自发自用电量承担交叉补贴、政府性基金及附加的相关机制。
三是因地制宜发展自治型绿电直连模式。绿电直连模式在探索阶段，需要进行科学引导、规范发展。面向出口企业的特定需求，试点开展具有一定自平衡、自安全能力的绿电园区示范项目。电源方面，应限定在欧盟认可的风电、光伏、小型水电等可再生能源，原则上为新建电源，不允许公用电厂转自备。负荷方面，初期主要考虑具有先进工艺、能耗水平及较强国际竞争力的重点企业，优先纳入受CBAM、新电池法影响的出口企业，未来探索纳入其他企业。计量方面，由电网企业对直连消费绿电电量、用户用电量进行单独计量，确保绿电环境属性唯一性及公平承担社会责任。价格机制方面，近期，用户直连消费绿电电量对应输配电价仍需按照省级输配电价标准缴纳，合理制定系统备用费标准，足额补偿大电网服务绿电直连项目的接网及备用成本。远期，探索利用“峰荷责任法”设计对企业绿电直连的输配电费机制。绿电直连电量承担调峰、调频等辅助服务成本。
四是远期来看，统筹考虑绿色电力发展和优质产业布局，提升我国产品绿色竞争力。结合“三北”地区新能源基地、沿海地区海上风电基地，就近规划布局电池等出口产业低碳园区，同步做好电力输送通道规划建设，实现“西电西用、产业西移”，将绿电资源优势转化为产业竞争优势。
3）做好碳排放核算支撑和服务。一是支撑政府开展电力碳排放、碳足迹因子测算。加强国际碳排放、碳足迹核算规则及标准研究，系统梳理电力碳排放、碳足迹核算范围、核算方法、数据库参数等。为政府部门提供碳排放、碳足迹因子计算所需的数据和计量支撑。结合国家产品碳足迹管理体系建设要求，协同利益相关方，共同开展电力碳足迹研究与测算。
二是为政府和经营主体提供碳排放预测、用能分析和绿色电力消费核算服务。一方面，以电力碳排放预测引导企业合理布局。考虑未来我国电源结构变化，根据国内外碳核算相关政策要求，建立全国、区域、省级电力碳排放因子的定期预测与发布机制，引导出口企业合理布局。另一方面，开展重点企业用能监测分析。针对受CBAM、新电池法影响的重点行业企业，尤其是与新能源汽车、锂电池、光伏组件“出口新三样”相关企业，对其生产布局、用电量、绿电消费量、绿电消费方式等进行持续监测分析，为政府提供决策参考，服务国家发展战略。此外，为经营主体提供绿色电力消费核算服务。针对外向型企业诉求，开展企业绿色电力消费核算服务，助力企业应对国际碳相关贸易规则。
三是做好线损管理和电力设备碳足迹管理。一方面，以线损管理降低输配电环节碳足迹。输配电环节排放是电力碳足迹的组成部分，经营主体希望公司通过加强线损管理降低电力碳足迹。另一方面，做好电力设备碳足迹核算。按照碳足迹核算要求，推动建立电力设备碳足迹核算标准，开展测算评估工作，加强绿色供应链管理，推动企业绿色低碳转型，为其他行业碳足迹核算提供示范。
