工商业储能「绿电直连」内部协议群法律风控
摘要：2026年5月14日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号，以下简称「688号文」），在2025年单用户绿电直连政策（发改能源〔2025〕650号）基础上，将「隔墙售电」从单一企业专线升级为「多家法人共用一套新能源供电网络」的园区共享模式。对工商业储能与电池产业链企业而言，这一政策既是消纳受限新能源、降低用能成本、应对欧盟CBAM碳关税与产品碳足迹核算的合规捷径，也带来一组全新的法律命题——多主体项目必须设立独立的「项目主责单位」，并由主责单位与内部电源方、各负荷用户、储能投资方就「产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任」签订一揽子内部协议（本文称之为「内部协议群」）。本文以688号文、650号文、《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）、国家能源局对十四届全国人大四次会议第5991号建议的答复（国能建法改〔2026〕104号）及福建（闽发改规〔2026〕3号）、四川（川发改能源〔2026〕184号）省级细则为依据，系统梳理内部协议群的架构、主责单位的法律定位、绿证小时级溯源的权益归属、储能作为内部资产的产权与结算边界，并结合兰台律所等实务研究归纳六类高频争议，提出可落地的协议条款设计与风控清单。
一、政策坐标：从「单户专线」到「园区共享」的隔墙售电演进
1.1 绿电直连是什么：合规版「隔墙售电」
发改能源〔2025〕650号文明确：绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电、可实现供给电量清晰物理溯源的模式。通俗地说，这是国家层面对「隔墙售电」的合规化、物理溯源化版本——区别于普通绿电交易中仅靠绿证认购「买环境属性」、电量与火电混网无法物理对应，绿电直连要求新能源电源不接入公共电网、通过专属专线点对点直供用户，每一度电从电源到生产线全链路可追踪。国家能源局有关负责人在650号文答记者问中强调，出台文件的目的，一是满足新能源就近消纳需要，二是满足用户绿电消费需求（应对有关国家绿色贸易壁垒），三是为用户降低用电成本提供更多选择。
1.2 688号文的核心扩容：多用户共用一张网
2026年5月14日印发的688号文，将适用范围从单一用户扩展为「多用户」：多用户绿电直连是指新能源通过专用线路和变电设施向多个不同法人实体（不包括居民和农业用户）供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式；按是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。其支持的场景覆盖三类载体——新建负荷配套电源、存量负荷中出口外向型及重点用能企业、工业园区/零碳园区/增量配电网的整体或部分负荷；并优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业。对电池产业链而言，正极、负极、隔膜、电解液制造的碳排放都会计入下游电池产品碳足迹，逐一拉专线不经济，多用户直连恰好使「园区整体供给绿电、碳足迹溯源仍清晰」成为可能（国家电投经研院裴善鹏解读）。
1.3 必须把握的三条硬约束（红线）
无论单用户还是多用户，绿电直连均受「以荷定源、自用为主」的三条比例红线约束：其一，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%；其二，占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%；其三，并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%（具体比例由省级能源主管部门确定），且在省级明确的消纳困难时段不得向公共电网反送电（650号、688号文及福建细则）。此外，项目及其内部资源豁免电力业务许可（另有规定除外），但售电公司注册不等于电力业务许可、项目不得由电网企业代理购电——这些边界共同框定了「内部协议群」的法律基础（衔接本系列第⑭篇并网许可合规）。
二、内部协议群的架构：谁是「主责单位」，谁签什么
2.1 项目主责单位：多主体项目的法定「总牵头人」
688号文创造性设立「项目主责单位」制度：多用户项目应明确一个独立的法人主体作为主责单位，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可由电源方或负荷方一方单独组建，园区模式可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）组建。主责单位负责投资建设连接线路、变电设施、储能及运营平台，对外统一与公共电网结算电费、统一申报参与电力市场，对内与各电源、负荷签订协议。这一制度设计，本质是破解「人人负责、人人无责」的多主体治理困境。对储能与电池企业，若以储能投资方或第三方能源服务商身份入局，应优先争取主责单位地位，或在被排除为主责单位时通过协议锁定对等与透明的管理权限。
2.2 内部协议群的「1+3」结构
综合650号、688号文「就产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签订协议」的强制要求，以及福建细则「协议需在项目申报前完成」的实操要求，多用户绿电直连内部协议群可归纳为「1份主协议＋3类专项协议」：（一）主协议（内部协同总协议）——由主责单位与全部内部主体签署，确立治理框架、平衡责任、内部结算总规则、争议解决与退出机制；（二）电源—负荷购电协议（PPA）/合同能源管理协议——650号文要求电源与负荷非同一投资主体时签订多年期购电协议或合同能源管理协议；（三）储能投资与运维协议——明确储能资产权属、充放电调度权、可用率与性能保证、运维责任；（四）并网容量与费用分摊协议——约定与公共电网交换功率超限的责任、输配电费/系统运行费/交叉补贴的归集与分摊。兰台律所实务研究亦指出，主责单位不得以内部结算争议为由中断供电，用户亦不得以个别费用争议拒付全部电费，这应在协议中预设「争议不中断」条款。
2.3 申报前签约的强制时点（纠偏）
一个常被企业忽视的合规细节：福建省发改委《关于有序开展绿电直连项目建设工作的通知》（闽发改规〔2026〕3号）明确要求，内部协议「需在项目申报前完成」；四川、福建细则均将整体实施方案与内部协议作为项目核准/备案的前置。这意味着，内部协议群不是项目投产后的「内部约定」，而是项目能否通过省级评审、取得备案的关键申报材料。律师在为客户设计方案时，应将协议起草与签署前置到可研与方案编制阶段，而非建成后再补，否则将延误整个审批节奏。
三、绿证小时级溯源：权益归属与重复声明争议
3.1 溯源算法：先算总、再按时段拆分到户
688号文第（十一）条确立绿电溯源机制：并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果；项目内部各用户按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配。换言之，溯源分两步——先以「项目整体」核算绿电总量，再按每小时各用户用电量占比将绿电额度拆分到户。福建细则进一步补充：单个用户内部接入并全额消纳的绿电，计为该用户已溯源绿电，在计算用电量比例和拆分前予以扣除。该机制与国际绿电溯源标准（RE100）及欧盟CBAM对物理溯源精度的要求高度兼容，是出口型企业应对碳关税的底层数据支撑。
3.2 绿证核发与「不可交易绿证」
项目内部电源应在国家可再生能源发电项目信息管理平台建档立卡；电网企业原则上根据计量数据计算绿电溯源结果，核对后推送至国家绿证核发交易系统；自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销按有关规定执行。需特别注意：多用户直连项目内部自发自用电量核发的是「不可交易绿证」（用于企业履约减排责任、产品碳足迹与CBAM申报），不同于可在市场交易的普通绿证。这意味着，绿证权益在项目内部按小时级比例分配，不能对外转售获利，但其绿色声明价值（降低产品碳足迹、满足供应链审核）对企业至关重要。
3.3 绿色权益归属争议：统一台账防重复核算
兰台律所研究提示了高频风险：同一项目可能同时服务于企业绿电消费、园区评价、产品碳足迹、出口客户审查和绿色金融披露，若电量、绿证和产品绿色属性分别由不同主体主张，易出现重复核算、重复声明或声明范围不一致。建议由主责单位或项目公司维护统一的绿色权益台账，按时段记录发电、用电、储能、上网、绿证核发、划转和核销状态，并在每次对外声明前核对主体、期间、用途和适用标准；对重复主张、错误披露或未按期交付绿证，应设置更正、替代交付、溢价返还及由此产生的第三方索赔赔偿责任。这既是合同设计要点，也是应对欧盟电池法碳足迹核算（衔接本系列第②⑦篇）与CBAM的关键合规动作。
四、储能作为内部资产的产权与结算边界
4.1 储能资产的权属与「三权分置」
在多用户绿电直连中，储能既是源荷平衡的调节资源，也是独立的可投资产。储能资产一般由主责单位投资建设（688号文），但也可由第三方储能投资方持有并以租赁或合同能源管理模式参与。其法律关系可类比本系列第⑯⑱篇论述的「三权分置」：所有权归投资人（主责单位或储能方）、使用权/调度权归项目整体（主责单位统一调度）、收益权体现为储能服务费或容量/电量分成。建议在储能投资与运维协议中明确：资产权属与抵押/融资安排、充放电调度优先级（保障供电 vs 参与市场套利）、可用率与容量保持率性能保证、计划检修与故障恢复时间、网络安全与事故报告责任。四川细则还明确：绿电直连配套储能不能作为独立主体参与辅助服务市场，不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利，但可与项目整体参与——这一限制须在储能收益模型中预先考量。
4.2 储能电量的双重身份与结算
储能释放的电量在溯源中被计入「项目新能源发电量」（688号文溯源公式明确含储能释放的项目新能源电量），从而提升各用户的小时级绿电占比；在结算上，储能相关的线路、平台服务费、储能费用则构成内部电价的组成部分。若内部电价仅笼统写为「综合优惠电价」，政策调整导致新增费用时极易引发分摊分歧（兰台研究）。建议在内部结算协议中建立可拆分的价格公式：电能量价格＋绿证价值＋线路及平台服务费＋储能费用＋公共电网相关费用，并明确公共费用按电量、容量或责任原因分摊，主责单位管理服务费应有透明口径，并设置对账、发票、数据复核、争议金额临时支付与追溯调整机制。
4.3 用户退出与负荷不足的风险传导
绿电直连最常见的经营风险，是电源已投产而负荷未如期形成，或用户在贷款期内减产、停产、退出（兰台研究）。这直接冲击「自发自用不低于60%、上网不超20%」的红线——负荷不足将迫使超比例上网甚至弃电，或使项目公司承担额外公共电网费用。内部协议群应预设：负荷投产节点与最低用电量、负荷不足补偿、保证金、停产通知、替代用户标准与替换期限；多用户项目还应约定用户新增、退出和容量调整的表决机制；若负荷不足导致超比例上网、弃电或费用上升，损失应由能够控制负荷的一方承担，而非全部留在项目公司。四川细则更进一步设置「防套取资源」退出机制：非不可抗力下负荷原则上不一次性全部退出，1年内无法补充等量新负荷的，按对应比例对直供新能源退坡解列。
五、六类高频争议与协议条款设计
5.1 源荷匹配与用户退出争议
应对条款：设定负荷投产里程碑与最低消纳量保证；引入「差额电量补偿金」；约定用户退出时优先引入替代负荷、否则按比例承担新能源退坡损失；多用户项目设退出表决机制与保证金质押。衔接第⑳篇EMC节能量核定中「政策变动条款前置」的思路——内部协议也须把政策比例红线作为履约前提。
5.2 系统费用与内部结算争议
应对条款：可拆分价格公式＋费用归集规则＋透明管理费口径＋定期对账与数据复核＋争议金额临时支付（争议不中断供电/不拒付全部电费）。这是内部协议群中最易引发群体性纠纷的条款，须逐费目列明。
5.3 线路权属、运维与停供争议
应对条款：在EPC、设备采购与运维合同中把联调联试、投运日期、可用率、计划检修、故障恢复时间、备件、网络安全与事故报告纳入系统级性能责任；关键线路与控制系统不宜只适用一般设备质保；明确资产归属方、检修方与损失承担方的对应关系，避免出现「资产归一方、检修由另一方、损失无人承担」。
5.4 绿证与绿色声明争议
应对条款：统一绿色权益台账＋对外声明前核对机制＋重复声明/错误披露的更正、替代交付、溢价返还与第三方索赔赔偿。对电池出口企业，这直接关系欧盟新电池法碳足迹与CBAM合规证据链（衔接第②⑦⑭篇）。
5.5 设备性能、安全事故与产品质量争议
应对条款：储能电芯、PCS、电解槽等关键设备约定性能保证值、测试条件、长期衰减曲线、连续运行能力与能耗指标，并将设备保证与整条产线系统性能衔接；安全事故责任依688号文「谁产生、谁负责」原则在内部协议公平划分，并衔接安全生产法与产品责任（本系列第③⑨⑫篇）。
5.6 外部市场价格波动与内部调价争议
应对条款：688号文鼓励主责单位考虑外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整内部结算方式。协议应预设调价触发条件（如输配电费/系统运行费政策调整、现货电价区间）、调价周期与协商程序、协商不成时的第三方评估或临时沿用机制，避免「一刀切」僵化导致履约僵局。
六、企业合规清单（电源方/负荷方/储能方/主责单位）
6.1 主责单位
依法设立独立法人；在申报前牵头完成内部协议群签署；统一投资建设线路/变电/储能/平台；统一与公共电网结算、统一注册参与市场；建立分表计量与绿色权益台账；按「谁产生谁负责」公平划分内部责任并报送安全预案备案（688号文第（四）（五）（九）条）。
6.2 电源方与负荷方
非同一投资主体时签订多年期PPA或合同能源管理协议；明确产权划分、运维、调度、结算与违约责任；负荷方须确保达到自发自用与绿电占比红线，预设负荷不足补偿与退出机制；出口型企业将小时级溯源绿证用于碳足迹与CBAM申报，并建立对外绿色声明核对流程。
6.3 储能投资方
明确储能资产权属、调度权与收益模型；约定可用率/容量保持率性能保证；注意四川等细则限制（配套储能不得独立参与辅助服务、不得租赁配置或对外租赁盈利）；将储能费用透明纳入内部电价公式，避免与公共费用混同引发结算争议。
七、FAQ
Q1：绿电直连和日常买的绿电交易，法律性质有何不同？
A：普通绿电交易本质是在公共电网中认购绿电的「环境属性」，靠绿证纸面证明，电量与火电混网无法物理一一对应，在严苛碳足迹核算与海外供应链审核中认可度有限。绿电直连（发改能源〔2025〕650号、〔2026〕688号）是新能源不接入公共电网、经专属专线点对点直供用户，全链路可追踪、可核验。国家能源局解读将其定位为满足用户绿电消费、应对绿色贸易壁垒的合规路径。二者法律效力与证据价值差异显著，出口型企业须区分使用。
Q2：多用户绿电直连必须签哪些内部协议？时点有什么强制要求？
A：688号文要求主责单位与内部主体就「产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任」签订协议。实务上可归纳为「1份内部协同主协议＋电源—负荷PPA/合同能源管理协议＋储能投资运维协议＋并网容量与费用分摊协议」。福建细则（闽发改规〔2026〕3号）明确内部协议「需在项目申报前完成」，是项目核准/备案的前置材料，须将签约前置到方案编制阶段。
Q3：绿电直连的绿证能买卖吗？小时级溯源怎么算到各户？
A：多用户项目内部自发自用电量核发的是「不可交易绿证」，用于企业履约减排、产品碳足迹与CBAM申报，不能对外转售获利。溯源算法（688号文第（十一）条）分两步：先以项目整体核算自发自用绿电总量（内部新能源发电量含储能释放量扣减上网电量），再按每个时段各用户用电量占比将绿电额度拆分到户，实现小时级匹配。四川细则补充单个用户内部全额消纳的绿电在拆分前扣除。
Q4：工业储能接入绿电直连，产权和收益怎么定？能不能单独去辅助服务市场赚钱？
A：储能资产一般由主责单位投资，也可由第三方持有并以租赁/合同能源管理参与，呈「所有权—调度使用权—收益权」三权分置。建议在协议中明确权属、充放电调度优先级、可用率与容量保持率保证。需注意四川细则明确：绿电直连配套储能不能作为独立主体参与辅助服务市场，不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利，但可与项目整体参与——收益模型须预先考量该限制。
Q5：用户中途减产、退出，绿电直连项目怎么办？
A：这是最高频的经营风险。负荷不足会冲击「自发自用≥60%、上网≤20%」红线，甚至导致超比例上网、弃电或额外公网费用。内部协议应预设负荷投产节点、最低用电量、负荷不足补偿、保证金、停产通知、替代用户标准与替换期限；多用户项目约定退出表决机制；损失由能控制负荷的一方承担。四川细则还设防套取资源退出机制，1年内无法补等量新负荷的按对应比例退坡解列直供新能源。
八、要点小结
——政策演进：发改能源〔2025〕650号（单用户绿电直连/合规版隔墙售电）→ 发改能源〔2026〕688号（多用户园区共享，2026-05-14印发）→ 发改价格〔2025〕1192号（就近消纳价格机制）；国家能源局第5991号建议答复（国能建法改〔2026〕104号，2026-07-31）确认持续完善政策供给。
——三条硬约束：自发自用电量占总发电量≥60%；绿电占总用电量≥30%（2030年前≥35%）；并网型年上网电量原则上≤总发电量20%、消纳困难时段禁止反送电。内部资源豁免电力业务许可，但不得由电网企业代理购电。
——内部协议群「1+3」：主责单位＋内部协同主协议＋电源—负荷PPA/EMC协议＋储能投资运维协议＋并网容量与费用分摊协议；福建细则要求协议在申报前完成，是备案前置。
——绿证小时级溯源：先算项目整体绿电总量、再按每小时各用户用电量占比拆分；内部自发自用核发「不可交易绿证」；须建统一绿色权益台账防范重复核算/重复声明（应对欧盟电池法碳足迹与CBAM）。
——储能边界：三权分置（所有权/调度使用权/收益权）；四川细则限制配套储能独立参与辅助服务及对外租赁盈利；储能费用须透明纳入可拆分内部电价公式。
——六类高频争议：源荷匹配与用户退出、系统费用与内部结算、线路权属与停供、绿证与绿色声明、设备性能与安全事故、外部价格波动与调价；均须以预设条款化解，争议不中断供电、不拒付全部电费。
法条与来源索引
1. 《国家发展改革委 国家能源局关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）：2025-05-21印发，2025-05-30公布。定义单用户绿电直连、并网型/离网型分类；项目原则上由负荷作为主责单位；电源与负荷非同一主体的须签多年期购电协议或合同能源管理协议并就产权划分、运维、调度、结算、违约责任签约；自发自用≥60%、绿电占比≥30%（2030前≥35%）、上网≤20%；豁免电力业务许可（另有规定除外）、不得由电网代理购电。国家能源局官网 nea.gov.cn、国家发改委 ndrc.gov.cn、中国政府网 www.gov.cn 可查。
2. 《国家发展改革委 国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）：2026-05-14印发。定义多用户绿电直连（多法人共用专用线路与变电设施、不含居民农业）；项目主责单位独立法人资格（电源与负荷合资/一方单独/园区或第三方组建，不含公共电网企业）；主责单位投资线路/变电/储能/平台并统一结算与统一申报；第（四）条责任界面「谁产生、谁负责」；第（八）条分表计量与禁止绕越；第（九）条内部管理与定期协商调整；第（十）条价格机制（发改价格〔2025〕1192号、公平承担输配/系统运行/交叉补贴、不纳入新能源可持续发展价格结算机制）；第（十一）条小时级绿电溯源与不可交易绿证。国家发改委 ndrc.gov.cn（2026-05-20公开）、国家能源局河南监管办 henb.nea.gov.cn 可查原文。
3. 《国家发展改革委 国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）：绿电直连并网型项目公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用的定价依据；各地不得违反国家规定减免有关费用（四川、福建细则援引）。
4. 国家能源局《对十四届全国人大四次会议第5991号建议的答复》（国能建法改〔2026〕104号，nea.gov.cn，2026-07-31）：确认去年650号、今年688号持续完善绿电直连政策供给，支持增量负荷、存量负荷（含出口外向型企业及其上下游）及工业园区/零碳园区开展多用户绿电直连，并网型项目统筹源荷特性自主确定接入公网容量。
5. 福建省发改委《关于有序开展绿电直连项目建设工作的通知》（闽发改规〔2026〕3号，fgw.fujian.gov.cn，2026-07-24印发/7月底公布）：全国首个细化多用户落地的省级实操细则；明确多用户项目内部协议须在申报前完成；用户须分布清晰连续地理边界、不同法人、不含居民农业；暂不限制源荷接线距离；储能等配套统一投资；小时级溯源中单用户内部全额消纳绿电在拆分前扣除。
6. 四川省发改委、能源局《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（试行）》（川发改能源〔2026〕184号，2026-05-09印发）：在国家出台多用户政策前暂不开展多用户直连（本细则早于688号）；明确余电上网「三州一市≤10%、其他≤20%」、受限断面余电不上网；绿电直连配套储能不得独立参与辅助服务、不得租赁配置或对外租赁盈利；设防套取资源退出机制（2年未开工收回资源、负荷1年内未补等量新负荷则按比退坡解列）。
7. 专家与实务解读：国家发展改革委能源研究所赵晓东等《面向「十五五」的绿电要素重塑 多主体直连的政策演进与机制破局》（ynjn.yn.gov.cn，2026）；国家电投经研院裴善鹏《扩大绿电直连政策范围 促进就近消纳加速发展》（ynjn.yn.gov.cn，2026）；兰台律所《绿电直连与氢基能源融资：源荷匹配、绿色权益与承购信用》（lantai.cn，2026）归纳六类合同争议（源荷匹配与用户退出、系统费用与内部结算、线路权属运维停供、绿证与绿色声明、设备性能安全事故、外部价格波动）。上述为专业机构研究观点，具体个案裁判与监管以官方文书与生效裁判为准。
8. 系列衔接：第②篇欧盟新电池法碳足迹与数字电池护照、第⑦篇动力电池碳足迹核算与绿电认定争议、第⑭篇储能并网与电力业务许可合规、第⑲篇储能电力市场化交易合同法律风险（绿电直连内部协议群即其中一类合同）、第⑮篇数据合规（溯源计量数据出境）、第⑯⑱篇储能/电池资产融资租赁与EMC税务确权（储能资产入局模式）。绿电直连是电池企业「降本＋降碳＋合规」三位一体的新基础设施，其法律风控重心从「对外监管合规」转向「对内多主体契约治理」。
9. 特别提示：各省级细则（福建、四川等）在距离限制、上网比例、储能参与市场、退出机制上存地方差异；具体项目应以项目所在地省级能源主管部门最新细则及第三方评审意见为准。本文引述的未生效或征求意见性质文件均已标注；个案裁判规则与监管处罚以中国裁判文书网、国家能源局派出机构及地方能源主管部门公开文书为准，本文不作个案裁判规则提炼。
