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2025年，迟迟未能推进的绿电直供、隔墙售电或将迎来规模化落地。
新能源消纳问题愈发严峻，出海贸易绿色壁垒逐渐高筑，在绿电供给和需求方迫切寻求匹配的情况下，绿电直供的呼声高涨，从中央文件强调，到地方试点，新能源和电网的博弈开始有了突破。
2月13日，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》（下称“通知”），确定了首批绿电直连供电试点项目，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专线的创新试点。
江苏此次首批五个企业绿电直连供电试点，覆盖常州、苏州、盐城三市，试点旨在通过建设绿电专线，利用物理方式，将风电场、光伏电站与电池企业“点对点”直连，为将受欧盟新电池法影响的电池企业出口提供解决方案。
本次江苏绿电直供试点最大的创新在于，直供对象选择了对绿电需求迫切的电池企业，直接应对欧盟新电池法案的要求。
而电池企业本就是新能源产业链的关键角色，电池企业既可以是上游供应商，也可以是下游终端应用。
随着国际贸易日益高筑的碳壁垒，以及绿电直供江苏范本的成功实践，高工储能分析认为，2025年，或将有更多地方推开绿电直供、隔墙售电项目。
紧接着3月3日，四川也发布政策，提出探索发展“绿电直供”模式，强化园区与周边光伏、风电、水电等电力资源匹配对接，创新实施“隔墙售电”政策，提高园区可再生能源直供和消费比例。
使用高比例新能源绿电的关键，在于如何解决风光新能源的巨大波动性，有了“绿色”这个限制性条件，储能就成为了绿电直供的刚性配置。
储能将成刚性配置
根据欧盟最新发布的《电池碳足迹计算规则》意见稿，动力电池碳足迹计算仅认可两种模式：电力直接连接和国家平均电力消费组合。绿电购买、绿证交易等间接减碳方式均不被认可。
而绿电直供模式要求风光发电具备更高稳定性，江苏发布的《通知》也提到，鼓励试点企业通过配置储能设施，以提升绿电的就地消纳能力和供应稳定性。
此前，山西、山东、内蒙古、吉林、河南等地都相继出台了支持新能源直供模式的政策，但主要选择的是高能耗企业作为绿色电力直接供应的对象，在实际操作层面仍存在诸多挑战。
其中一个核心挑战是预期收益难以覆盖成本。由于新能源出力存在随机性、间歇性、波动性，必须配置更多灵活性调节资源，此前的绿电直供试点更倾向采用更“便宜”的新能源直供+煤电的组合，用煤电给新能源发电稳定支撑。
不过，这两年电池储能的技术创新和价格大幅下降，据高工产研储能研究所(GGII)测算，2024年光伏+储能LCOE水平已经低于煤电。绿电直供结合峰谷电价套利、容量电价补偿等机制，将进一步提升储能经济性。
电池企业作为绿电直供的需求方，也是储能电池、储能系统的提供商，对于绿电直供+储能的组合毋庸置疑是首选方案。
通过绿电直供推动“风光发电+储能+负荷”的一体化开发，电池企业真正实现了零碳产业链闭环。
换句话说，国际贸易越来越高的碳壁垒，让更多中国企业意识到，碳减排带来的长期收益超过了绿电溢价。加速了零碳工业园区、风光储一体化模式的普及。目前，部分园区已经在尝试氢储联动等新模式。
虽然此次江苏绿电直供只涉及了5家企业，值得注意的是，这种模式背后，是储能市场的爆发和产业链深度重构，风电、光伏与储能产业链的深度融合。
疏解电网调节压力
绿电直供与隔墙售电密不可分，无论如何都与电网电量统购统销的惯例有冲突，会触动到电网的利益，尤其是当绿电直供在各个省份全面开展，必然会对电网存量利益带来巨大影响。业内观点认为，这也是绿电直供、隔墙售电近年来难以推进的根本原因。
不过，也有观点认为，随着输配电价改革的推进，利益划分更加明细，电网基础设施的成本也有针对性补偿。
更重要的是，对于电网而言，绿电直供带动风光储一体化，也在很大程度上缓解了电网调节的压力。
近年来，分布式光伏的大规模装机，越来越多地区面临严峻的电网消纳问题，社会用电量的持续增长和保供压力也越来越大，多地电网开始难以承受这种巨大的“供需错配”，提升新能源消纳能力迫在眉睫。
绿电直供模式通过“就近消纳”机制，也能够在减缓电网基础设施升级需求的情况下，进一步推动分布式光伏和分散式风电项目的规模化落地。
绿电直连的相关主体探索分摊费用的合理方式，电网企业也能够合理的电价收费覆盖电网基础设施建设和运行的成本，将实现多方共赢的效果。
未来，随着中国实现高比例的风光储装机和发电，绿电直供覆盖大部分高耗能产业，中国有望通过绿电直供输出“风光储+特高压”技术，赋能全球产业结构绿色升级。
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