观察 | 绿电交易需与碳市场统筹考虑

来源：《能源评论》 时间：2023-09-04 16:12

　　今年以来，天津、北京、上海等地生态环境部门先后出台关于绿电交易与碳排放的相关政策，对绿电的碳排放进行了明确规定。京津沪三地均为国家批复的区域碳市场试点地区，三地的相关政策提高了本地企业采购绿电的积极性，推动了电碳的进一步协同发展，同时给其他省份出台相关政策提供了范本。相信会有更多的地区跟进，未来新能源以何种方式参与国家核证自愿减排量交易，也值得关注。

三地表述方向一致但存细微差异　

　　3月28日，天津市生态环境局发布《关于做好天津市2022年度碳排放报告核查与履约等工作的通知》表示，各重点排放单位在核算净购入使用电量时，可申请扣除购入电网中绿色电力电量。　

　　4月19日，北京市生态环境局发布《关于做好2023年本市碳排放单位管理和碳排放权交易试点工作的通知》表示，重点碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为0。　

　　6月8日，上海市生态环境局发布《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》表示，为做好碳排放权交易与电力交易之间的衔接与协调，本市碳交易企业可选择将外购绿电单独核算碳排放。外购绿电排放因子调整为0吨二氧化碳/兆瓦时，其他外购电力排放因子仍统一为0.42吨二氧化碳/兆瓦时。这意味着上海外购绿电碳排放核算量为0。　

　　有分析认为，天津、北京、上海等地倾向绿电而非绿证，是减小“漂绿”的可能，因为绿电的合同等凭证较多，而绿证只是一张证书，证据链不足。从具体要求来看，尽管三地生态环境部门均积极支持消费绿电，从不同角度认定了“绿电不纳入碳排放核算”的相同结果，但对绿电的具体表述却耐人寻味：天津的提法是“可申请扣除购入电网中绿色电力电量”，北京的说法是“通过市场化手段购买使用的绿电”，上海的口径是“外购绿电”。　

　　三地政策间存在细微差别。一是操作方式：天津提出核算净购入使用电量时，可申请扣除购入电网中绿色电力电量；北京提出绿电碳排放量核算为0；上海提出外购绿电排放因子调整为0。二是绿电的来源：北京的要求是通过市场化手段购买使用的绿电；天津的要求是购入电网中的绿色电力电量；上海的要求是通过北京电力交易中心绿色电力交易平台以省间交易方式购买并实际执行、结算的电量。

　　值得关注的是，2022年上海市生态环境局调整了电力排放因子。之前的二氧化碳排放缺省值为0.788吨/兆瓦时，是根据上海市2010年能源平衡表和温室气体清单编制数据计算获得，于2012年公布以来一直未更新。　

　　所谓电力排放因子，指的是每生产一千瓦时上网电量的二氧化碳排放量。上海下调电力排放因子反映了电力系统中新能源的发电比例在提升，2022年的调整应当已经考虑到了上海地区整体使用绿电的比率相对较高。　

　　上海市生态环境局表示，此举是为了“做好碳排放权交易与电力交易之间的衔接与协调”。绿电的排放因子调整为0，将促进电力交易与碳交易市场协同发展，也解决了企业购买绿电进行减排，却不知该如何申报以减少碳配额的问题。

避免重复计算和冲击地区碳市场体系　

　　绿电不纳入碳排放核算将有望激发消费端需求，长期看有利于新能源的发展，如今消费绿电正在被企业接受。6月30日，由中国工业节能与清洁生产协会工业碳效专委会等单位发起的中国“绿电百分百”行动倡议（GE100%）首批支持单位集体亮相，它们将共同开展“绿电间接消纳认证”标准编制、建立终端场景绿电消纳认证机制、探索“绿电团购”模式、开发100%使用绿电的产品或服务标识等工作。　

　　当然，也需提前关注可能存在的重复计算、远景会冲击地区碳市场体系等问题。

　　首先，区域电力排放因子在制定之初就将区域内消耗的绿电纳入考虑范畴，如果参与碳排放权交易的企业再通过采购绿电抵扣碳排放，将导致绿电减排效果在碳市场中被计算两次，相当于“绿”了两次。在进行企业年碳排核算以及后续碳配额核算时，则可能因为不够严谨而产生不小的误差。　

　　其次，如果绿电纳入碳市场没有比例限制，那么企业将有可能仅靠购买绿电即可达到碳减排目标。如果企业对于碳配额的需求过低，则会导致碳排放权交易价格下跌，进而影响第二个履约周期碳市场的流动性。以上海为例，原来外购电力排放因子为0.42吨二氧化碳/兆瓦时，低于火力发电排放因子，也显著低于全国其他地区，导致企业尤其重视绿电的减排效益。此次绿电排放因子调整为0，如不尽快出台配套措施，预计会产生数十万吨甚至上百万吨的双重计算，使碳市场履约企业对于履约碳配额的需求明显减少。　

　　结合目前各地实践，为避免绿电的碳排放重复计算和冲击地区碳市场体系，具体建议如下：

　　首先，应采取技术手段保障绿电交易数据的准确性、及时性、唯一性、公正性和可获取性，未来建议利用区块链存证等技术或工具做好绿电管理工作。

　　其次，持续优化外购绿电的碳排放因子计算模型。需要在优化工具平台的基础上合理设计，及时跟踪火电、已交易绿电、入网未交易绿电的权重，及时核算已交易绿电之外的电力排放因子。

　　以上海为例，假设其火电排放因子是0.8吨二氧化碳/兆瓦时，绿电排放因子是0，上海电网中绿电占比是50%，那么就得到上海地区电力平均排放因子为0.4吨二氧化碳/兆瓦时，也就是上海市最近更新的数值。假如上海市的企业对绿电的积极性比较高，绿电中有60%被企业认购，那么电网中只剩下一小部分的绿电（40%）和全部的火电（100%），加权计算可得电力综合排放因子为0.57吨二氧化碳/兆瓦时。没有参与购买绿电的企业，其所使用的排放因子就只能是0.57吨二氧化碳/兆瓦时，而不再是平均值0.4吨二氧化碳/兆瓦时。更进一步，假如全部绿电100%被认购，则未参与购买绿电的企业所享受的电力排放因子只能是0.8吨二氧化碳/兆瓦时（纯火电的待遇）。

　　以上计算方法可以规避重复计算的问题，还能提高企业购买绿电的积极性。当然，其中涉及的数据壁垒很多，还需要进一步加强相关工作。

　　对于绿电而言，如果只是小部分纳入碳市场，用于扩大交易品种、活跃市场气氛，还是不错的选择。但如果不限制绿电计入碳排放核算的比例，碳市场就难以发挥促进控排企业真正减排的作用。一个可供参考的案例是浙江湖州。2022年10月出台的《湖州市碳权益交易结果应用于工业碳效评价实施细则（试行）》规定，企业使用的绿电中，限制不超过5%的绿电（电折算成碳）计入碳排放核算。该规定可有效规避企业不关注自身减排，只通过购买绿电就可以实现碳减排的情况，其相关做法值得其他地区在体系设计中予以借鉴。

　　（国网新能源云碳中和创新中心执行主任、中国工业节能与清洁生产协会工业碳效专委会秘书长 王函韵）

　　责任编辑：杨娜

校对：高慧君