界面新闻记者 | 侯瑞宁

中国绿电交易已运行两年多，但目前尚未建立全国性的绿电抵扣碳排放机制；全国电网平均排放因子计算和部分地方试点碳市场绿电抵扣核算规则，未将绿电交易电量排除在核算外，导致中国出口企业绿电抵扣碳排放可能无法获得国际认可。

全国两会期间，全国政协委员、中海炼化大榭石化副董事长王志良针对国内的绿电抵扣碳排放机制提出了上述看法。

绿电是指在生产电力的过程中，二氧化碳排放量为零或趋近于零的电力，主要来源为太阳能、风力、生质能、地热等。

王志良认为，国内绿电降碳方面存在三大问题。

其一，绿电交易为促进可再生能源电力消费提供了重要渠道，但当前机制对企业使用绿电降碳的激励不足。

王志良称，尽管国家明确认可绿电的降碳效果，但仍未出台全国性政策统筹指导各地方、各部门认可企业在履约、考核时可以以绿电抵扣碳排放。

由于缺少统一明确的绿电抵扣碳排放政策，导致企业在购买绿电时面临较大不确定性。例如，现在购买绿电未来是否可追溯，绿电抵扣碳排放量计算规则不明确等。这些均对企业购买绿电的环境价值兑付带来影响。

另一方面，企业降碳需要合理的成本收益。目前绿电相较火电通常有3-5分/千瓦时的环境溢价，企业购买绿电需要支付额外成本。然而，除了北京、天津、上海、湖北等地试点碳市场允许企业购买绿电用于碳排放核算抵扣外，全国及其他试点碳市场控排企业尚无法抵扣碳排放，不利于以市场机制促进社会绿色电力替代。

其二，目前电网排放因子计算方法和相关的绿电抵扣核算方法，不利于国际社会对中国企业出口产品在降碳方面的认可。

王志良表示，未来至少会有价值2万亿元的中国直接出口产品面对碳成本挑战。欧盟、日本、韩国等世界主要经济体陆续发布了进口产品碳足迹相关规定，范围涉及动力电池、光伏产品等多个板块，对进口产品碳排放水平提出更高要求；“RE100”等全球合作倡议也在自下而上推动企业绿色电力替代，企业对绿电采购的需求不断提升。

包括欧盟、RE100在内的相关主体仅认可环境权益未被重复出售、转让和声明的绿电，但中国全国范围及区域电网排放因子计算中，尚未扣除已交易绿电，导致该部分绿电的环境价值被重复计算，因此中国出口企业绿电抵扣碳排放可能无法获得国际认可。

电网排放因子是指全国电网每生产一度上网电量的二氧化碳排放量。从理论上讲，可再生能源比例越高，火电机组单位供电标煤耗越低，电网排放因子越小。

今年政府工作报告在介绍今年政府工作任务时提出，要积极稳妥推进碳达峰碳中和，其中提到促进绿电使用和国际互认。这是政府工作报告首次提及促进绿电使用和国际互认。

其三，相关部门间协调机制有待进一步加强。

王志良认为，绿电抵扣碳排放政策从地方试点碳市场向全国碳市场推广过程中，需要解决电网排放因子同步调整，绿电、绿证交易与碳市场关联等诸多问题，对主管部门提出了更高的要求和挑战。虽然目前相关部门建立了部门间协调机制，但由于涉及领域复杂程度高，关联性强，需进一步加强统筹协调的力度。

为此，王志良提出三点建议。

首先是建议生态环境部应加快制定绿电抵扣碳排放政策，从碳排放统计角度制定消费主体购买绿电抵扣碳排放制度，从全国及试点碳市场角度制定控排企业购买绿电折算碳排放履约制度。

其次是建议上国家发改委、国家能源局应尽快发布绿电交易所对应电量的电网排放因子，有效提升中国绿电的国际认可度。

在两会期间，全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元在《建立电网碳排放因子数据库 完善绿色电力交易机制》提案中，也建议加快完善绿色电力交易机制，避免出现同一个项目同时获得多种环境权益的问题。推动绿色电力与碳排放因子在碳核算层面实现实质性联动，消除绿色电力存在环境属性“双重计算”问题，提升中国绿证的国际认可度等。

最后，王志良表示，建议以上三大国家部委从更高层面进一步加强部委间统筹协调，针对此问题研究成立专题联合工作小组，引入该领域外部权威专家，广泛征求意见建议，加快解决政策出台涉及的相关问题。

2021年9月7日，中国正式启动绿色电力交易试点。

今年2月2日，国家发改委、国家统计局、国家能源局联合发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》（下称《通知》）时称，要加强绿证交易与能耗双控、碳排放管理等政策有效衔接，激发绿证需求潜力，夯实绿证核发交易基础，拓展绿证应用场景，加强国内国际绿证互认，为积极稳妥推进碳达峰碳中和提供有力支撑。

上述《通知》要求，完善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制。推动建立绿证纳入地方、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算的制度规则。推动研究核算不同应用场景中扣除绿证的修正电网排放因子。加快研究绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排机制的功能边界和衔接机制，明确各类主体参与绿证和碳市场交易有效途径。