绿电直连有利于降低碳排放，破局欧盟对中国出口动力电池碳足迹的绿色贸易壁垒问题。

《欧盟电池与废电池法》2023年8月生效，要求容量大于2千瓦时的动力电池需从2025年2月18日起披露碳足迹。2024年5月，欧盟《动力电池碳足迹计算规则草案及附件》对动力电池产品碳足迹核算作出规范，仅保留“全国平均电力消费组合”和“直连电力”两种计算模型。

这意味着，不具备光伏发电和风电发电优势的电池生产企业，需采用全国平均电力消费组合的数值计算，但这一计算方式的碳排放量较高。2025年5月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称“650号文”），以外贸型企业为突破，进一步推进电力系统改革。

绿电直连从政策出台到落地还需打通哪些节点？汽车产业链相关企业能借此新政降碳降本吗？7月8日-11日，澎湃研究所研究员与动力电池相关企业、车企第三方服务商、绿电直连领域专家交流发现，地方政府在落实“绿电直连”政策中，需明确输配电价及地理距离，更需政企协同，促进绿电资源供需双方更好对接与合作。

“绿电直连”尚处探索期

650号文中的“绿电直连”是指：风能、太阳能、生物质能等新能源（现阶段绿电直连电源）不直接接入公共电网，而通过与用户直接连接的电力线路向单一用户供电，供应的电量可以清晰物理溯源。

华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华对研究员分析称，电力体制与机制改革的核心问题是相关利益边界划分与利益再分配，欧盟碳边境调节机制（CBAM）将于2026年1月起正式实施，由此引发的绿色贸易壁垒问题凸显，650号文应运而生。

“回顾电力改革历程，从能源互联网、增量配电网、源网荷储一体化到现在的绿电直连，需求侧改革始终围绕着用户侧展开。”郑华表示，650号文“绿电直连”相当于在智能微电网基础上增加一根专线。2024年2月6日出台的《新形势下配电网高质量发展指导意见》强调了“智能微电网”未来定位，提出到2030年，有效促进分布式智能电网与大电网融合发展。2023年12月5日发布的《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，明确了新型经营主体（包括智能微电网）参与电力市场交易的市场身份与机制等关键问题。

郑华谈到，构建以新能源为主体的新型电力系统，不仅要通过市场机制提升用电可靠性和综合用能经济性，更要促进新能源的科学消纳，否则改革的意义会大打折扣。因此，很多企业不仅会考虑碳排放合规问题，也希望尽可能降低用电成本和提升用电管控智慧化水平，整体还处于观望探索阶段。

值得一提的是，5月21日欧盟委员会正式提交提案，计划将《欧盟电池与废电池法规》规定的经济运营商电池供应链尽职调查义务实施时间，从原定的2025年8月18日，推迟到2027年8月18日。该提案还未完成最终立法程序，这种不确定性也可能影响企业对绿电直连的投入积极性。

从长远看，企业尽早布局绿电直连会更有主动性。瑞浦兰钧能源股份有限公司ESG办公室总经理徐寄烈团队曾做过调研，在工厂所在地浙江省嘉善县，电池主材铝壳原材料电解铝生产若采用绿电直连，能带来欧盟“碳关税”减免优势，从而降低出口成本。此外，各地也积极推进绿电直连试点，通过政策补贴或价格优惠等鼓励企业。

既要降碳也要降本，难在哪

“绿电直连”能让企业既降碳又降本吗？以西北某年用电量70亿度的电解铝项目为例，该项目之所以选择落地西北某能源大省，主要是因为当地绿电资源相对丰富，具备开展绿电直连的条件。但经测算，与全部使用电网供电相比，高占比的绿电直连实际综合用电成本并非一定降低。

事实上，企业投资绿电直连项目需满足一定条件，地方要据此进一步细化标准。一是无论存量还是新增负荷的绿电直连项目，其用电需求大小与新能源出力的匹配性尤为重要，决定了直连绿电的类型、规模等；二是需控制绿电直连的就近消纳距离，距离过远则会增加综合成本；三是绿电直连需建设物理专线，要重点评估绿电直连输配电通道的土地资源可行性、基建成本等；四是如何核定绿电直连的输配电价缺少依据，系统备用费收取标准等问题尚需明确。

首先，不同区域的绿电资源与利用率水平不同。650号文的要求较高——项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%。以光伏为例，由于上海土地资源紧张，投建光伏规模有限，达到这一要求并不容易。此外，上海的光伏发电利用小时数与北京相近，约1000小时；而新疆的光伏利用小时数可达1500小时。

其次，不同类型企业用电特性与风光等新能源出力的匹配程度存在较大差异。对车企来说，通过电解铝生产铝耗电量大，绿电直连有助于降低铝的碳排放。然而，由于光伏仅能满足其白天的部分负荷需求；风电多是夜间或凌晨出力较大。因此，新能源装机配置过多会导致“弃电”，过少则无法满足650号文新能源发电量、用电量占比的相关要求。

再次，地方落地“绿电直连”需明确直连距离。650号文未明确绿电直连线路的最大地理距离，这关系着项目规划权限、能否投建、投资成本等关键问题。一般来说，距离越远，投资成本越高。郑华谈到，地方细化绿电直连政策时，会衔接各省已有的“源网荷储一体化”政策对新能源场站与负荷距离的要求。

最后，不同区域的土地成本、操作难度不同。中东部地区如上海、江苏等地，土地成本较高，修建绿电直连线路的征地费用高，还可能涉及拆迁问题。郑华分析称，由于线路可能跨越工业用地、农业用地、林区、河流，涉及多个部门，审批流程复杂。不仅如此，部分线路可能还需跨越铁路、高速公路、已有电网线路等。

郑华告诉研究员，车企在咨询绿电直连政策时主要关注两方面。一是合规性，如何才能满足650号文要求，以及可能遇到的企业无法解决、需要地方政府支持的事项。比如，输配电价、线路距离等重要问题都需明确。二是技术经济性，企业对已有园区，会考虑周边是否有可利用的土地，对新建园区，则会考虑是否要一并申请建设新能源所需规划指标与土地，是否比已有模式更经济，如何投资建设运营等。

“只有先梳理清楚这类问题，才能开展后续项目技术经济性的测算。”郑华谈到，绿电直连测算主要包括风光等绿电配比、装机规模、发电成本、上下网电价、输配电投资与价格（公用电网和自建直连线路）、系统运行费（辅助服务费、基金与附加等）、投资及回报率等核心问题。绿电直连关系着企业投资方式、建设模式、政府补贴、运行控制方式、运营模式等一系列策略与风险，涉及问题复杂、专业。

“最后一公里”需政企协同

国家层面绿电直连政策出台后，《云南省推动绿电直连建设实施方案》明确了绿电直连的地理距离：负荷距离电源汇集站原则上不超过50公里，负荷、电源布局原则上在同一州（市）行政区域范围内。在交易与价格机制方面规定，绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门有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，且分别对并网型、离网型绿电直连项目相关输配费用清算做出细化。

同时，绿电直连试点项目也需在实践中不断探索完善。比如，2025年2月，江苏省发展改革委印发《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》，在全国率先启动由电网企业统一规划建设连接电池企业和绿电电源的首批5个绿电专线创新试点。试点意在助力企业对标《欧盟电池与废电池法》对碳足迹核算的严格要求，促进电池企业出口。

图片来源：江苏发改委

目前，绿电直连从政策出台到具体落地，一是当地政府归口部门不明确，二是当地供需不平衡，政企之间还需更多协同。一方面，绿电直连需求企业向当地政府咨询相关政策时，由于没有明确的归口部门，企业不清楚该找谁审批项目，也不清楚绿电直连电力属性证书是否完备、是否有机构具有发放相关认证证书的资质等。以至于即使企业附近有合适的绿电资源，也难以实际开展绿电直连工作。另一方面，企业工厂所在区域绿电资源供给不足，因此，尽管有绿电直连需求，也难以实际落地。

为此，政府应加强绿电直连机制建设，为企业提供更多绿电直连试点项目机会，或搭建平台帮助企业对接绿电资源。同时，地方政策也需更加明确，这样企业才能判断能否参与绿电直连项目，并提前测算绿电直连的技术性问题及相关收益成本。“我们是绿电需求方，不清楚绿电供给方在哪。绿电供给方可能是一些光伏企业或政府开展的项目，希望政府能收集信息、搭建平台，让供需双方实现资源互通，找到彼此。”徐寄烈表示。

而对出口量较大的车企来说，核心诉求是绿电互认，需综合考虑收益与成本。晓数绿景（北京）科技发展有限公司董事长宋永俊认为，车企需从单纯考虑用电成本，转向兼顾碳成本。他同时建议，可由汽车链主企业投资开展绿电直连项目，既有利于与政府谈判争取产业配套政策，也可实现风险回报一体化。否则，绿电直连相关土地征地、远距离线路修建、变电站建设等都会产生成本，从而引发绿电直联项目投资人与政府、电网企业等的多方博弈。

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