绿电直连首份国家文件出台，锂电行业影响几何

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“绿电直连”新时代的大门正在开启。

5月21日，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》）。

这是国内在绿电直连领域的首份国家层面政策文件，旨在规范并推动这一新兴供电模式的发展。

然而，细读《通知》条款，绿电直连的探索之路清晰地指向了成本与风险并存的现实，对潜在参与企业的真实需求和承压能力提出了直接考验。

据梳理，《通知》首先明确界定了绿电直连的范围，指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源项目不直接接入公共电网，而是通过直连线路向单一电力用户供给绿色电力，并能实现供给电量的清晰物理溯源。

需注意该定义未将水电和核电包含在内。

直连线路则被定义为电源与电力用户直接连接的专用电力线路，并细分为并网型与离网型两种模式。

并网型项目中，电源将接入用户与公共电网产权分界点的用户侧，项目整体虽接入公共电网，但与公共电网间将形成清晰的物理界面与责任界面。

此举可被解读为赋予用电侧并网或离网的选择权。

成本与责任成核心挑战

提供基本定义之外，《通知》整体明确展示出绿电直连项目所面临的成本与责任挑战。

首先在责任定义上，绿电直连项目原则上由负荷方（即用电侧）作为主责单位。项目电源可由负荷方、发电企业或双方成立的合资公司投资；而关键的直连专线，原则上应由负荷方与电源主体共同投资。

值得注意的是，与欧盟对直连线路的产权要求一致，电网企业不得参与投资直连线路。这意味着项目发起方，尤其是需求侧企业，需要承担较大的前期资本开支。

除了投资责任，项目还面临显著的成本压力。

《通知》规定，绿电直连项目应按国家规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，各地不得违反国家规定减免相关费用。这意味着绿电直连不享受价格优惠特权。

此外，为尽可能减小对公共电网的调节压力，并网型绿电直连项目被强调需通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，而储能配置本身也构成一项额外成本。

此外，文件并未明确电源侧和负荷侧的退出机制，这为项目的长期运营带来了不确定性。

以上共同构成了绿电直连模式的成本与风险框架，对用电侧的真实需求和承受能力提出了考验。

在具体的市场交易模式方面，针对并网型项目，《通知》强调“以荷定源”原则，即根据负荷需求确定新能源电源的类型和装机规模。

在现货市场连续运行的地区，可采取整体自发自用为主、余电上网为辅的模式。

而在现货市场未连续运行的地区，则不允许向公共电网反送电。新能源消纳困难时段，项目也不应向公共电网反送电。

《通知》对自发自用比例提出了明确要求：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%，并力争不断提高，至2030年前不低于35%。

上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。

这表明绿电直连项目旨在提高新能源就近消纳能力，而非增加公共电网的消纳负担。

综合来看，该文件传递出国家对绿电直连发展的基本态度：

在负荷侧有需求的前提下，由负荷侧拉动电源侧共同促成模式搭建，并自担风险，只要不给公共电网带来压力，同时有助于解决新能源消纳难题，国家便允许其发展。

那么，负荷侧是否真的需要绿电直连？

首先，对于有出海需求的企业、尤其是锂电企业而言，答案是肯定的。

内外双重需求催生企业探索

此前，欧盟“新电池法”对碳足迹计算和阈值的严苛规定，曾一度要求国内电池企业进行绿电直连以满足标准，并否定了对绿证和绿电长期购买协议（PPA）的认证。

然而，当地时间5月21日，欧盟委员会发布提案，建议将针对在欧盟市场销售电池企业的尽职调查条款适用日期从2025年8月18日延后两年至2027年8月18日。

此外，原计划于今年2月执行的企业提交碳足迹报告也因计算规则、声明格式等细则迟迟未出台而继续“无限”延期。

尽管国际法规压力有所缓和，但中国国内对碳排放总量和强度的控制持续深入，以及提升新能源消纳比例的内在需求，正成为推动绿电直连发展的更根本动力。

在中国，绿电直连已有先行者，且以锂电企业为典型。

赋予自身“零碳科技企业”全新定义的宁德时代，通过子公司时代绿能系统性开发建设与运营大规模可再生能源发电项目。

其2024年ESG报告显示，时代绿能已获取总计4775.8MW开发指标，在建容量466.66MW，已并网容量633.8MW。

此外，宁德时代的常州生产基地和盐城新规划基地均积极参与了2025年2月启动的江苏省绿电直连试点。

“提出并实现100%绿电使用承诺”的远景集团，其2025零碳行动报告透明披露了可再生能源使用的详细进展。

截至2024年底，远景的风机、叶片、储能、绿氢工厂直连超过100MW可再生能源项目，2024年为厂区提供的绿色电力占远景总用电量的33.6%，这部分被归为“现场可再生能源开发与使用”。

对于尚无法直接利用现场可再生电力的工厂与办公室，远景通过投资电站、参与绿电交易及采购绿色电力证书的方式获取绿电，并将其归为“场外可再生能源”。

2024年，远景场外绿电约有47%来自于自建项目，45%来自于绿电交易市场，8%来自于其他绿色电力证书，显示出其在自建项目方面的高度投入。

远景科技在其赤峰绿色氢氨项目也探索了一种不依赖国家大电网、自建风光电源、自我消纳的“孤网”或“微网”模式，大电网仅保持“弱连接”作为备用和支撑。

总体来看，尽管欧盟新电池法的时间节点有所后移，但中国国内对碳排放总量和强度的控制不断深入，体现出为绿电直连设定内生驱动目标的决心。

当前形势已为国内相关企业适应新规、推动能源转型留出了宝贵的时间窗口，也表明能源转型的步伐不宜再继续推迟。

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