绿电消费能力提升研究思维导图

清泪尽

2023-04-12

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绿电消费能力提升研究

于双碳目标等国内因素和欧盟碳关税政策落地等国际因素相叠加，政府和企业的可持续发展意愿及低碳转型升级需求日益强烈，对绿色电力需求迫切。

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思维导图大纲

1．2电网碳排放计算缺乏统一标准

目前国内绿证、国际绿证、国家核证自愿减排量(CCEＲ)、绿电交易等多种政策并行，导致电网碳排放计算缺乏统一标准。其中国内绿证申报门槛高，激励机制不足，流动性较低，部分企业转而购买国际绿证(I－ＲEC和TIGＲS等)，但绿证使用有地域特性，申请国际绿证相当于供需双方都在国内，但注册和签发在国外，执行程序复杂。另外，目前国家发改委暂停CCEＲ核证，国内控排企业无法通过购买CCEＲ实现碳市场履约。基于CCEＲ迟迟不能开放、国内绿证制度不完善、国际绿证申请存在难度等原因，导致我国绿色电力的环境属性迟迟无法变现。随着绿电交易试点的启动，虽实现了绿电的环境属性，但对电的碳排放还没有相应的计算方法，因此整合资源出台更完善的绿电交易政策迫在眉睫。1．3区外绿色电力消费渠道仍待打通

我国电力长期以来按省域平衡，跨省跨区电力交易政策和市场机制尚未完全成熟，跨省绿电交易存在壁垒。绿电资源集中在"三北"地区，而绿电需求相对集中在东南沿海，地理位置一定程度上限制了绿电的跨省跨区域发展。不同省份市场规则差异较大，输电成本由买方承担，成本问题也制约着高耗电用户购买跨省绿电的积极性，因此跨省交易目前交易难度较大。

1．4绿电消费观念相对滞后

绿色电力消费尚未完全深入人心。根据调查，除了部分外资企业和外向型企业绿色低碳意识强，更多的本土公司对绿色电力消费意愿不足。由于绿电价格偏高，用户支付能力较差，企业自愿购买绿电的意愿较弱，在单纯依靠自愿市场的情形下，绿色电力交易市场发展有限。部分公司或机构出于自我宣传的目的支持绿色电力消费，但在市场上得不到绿证带来的实质性收益，例如抵消国际碳税、追踪碳足迹、进入国外产业链等，也就不愿再为消费绿色电力花心思。

2绿电消费能力提升路径

2．1供给渠道协同

(1)绿电与绿证的协同。绿电交易是绿色电力消费的直接证明，通过电力交易获得可再生能源电量，得到相应的绿色认证，"证电合一"使得绿色电力的能量属性和环境属性相融合，但目前尚在试点阶段。绿色电力证书是非水可再生能源发电量的确认和属性证明，属于"证电分离"。绿电交易和绿证衔接方面，建议各地研究制定本省绿电消费凭证，省电力交易中心在售卖绿电的同时，核发相应的绿电消费凭证，切实做到"证电合一"，解除企业购买绿电和绿证使用的困惑，并通过对外贸易窗口做好绿证的推广宣传，以期获得全国范围以及国际市场的认可。(2)不同渠道电力交易的协同。绿色电力存在多元化的供给渠道，包括电网收购区外绿电、省内可再生能源电站供电、绿色证书等多种模式。《绿色电力交易试点工作方案》鼓励电力用户与新能源企业直接交易，也可向电网企业购买其保障收购的绿色电力产品，因此需要建立专门信息平台对不同渠道的绿色电力消费量进行登记备案和汇总统计。(3)国内绿证与国际绿证的协同。国际绿证I－ＲEC被碳披露组织接受和认可，世界知名大企业购买用以抵消非绿电排放。目前已有多家国内可再生能源企业成功获得I－ＲEC签发并通过交易获益。目前，国际绿证价格远低于国内绿证价格，因此不少国内企业将视线转到I－ＲEC。因此建议一方面允许国内企业为了实现绿色贸易规定要求、跨国公司绿色供应链要求购买国际绿证;另一方面积极从各地自身经济发展需要出发，开拓地方绿证，并尝试与国际接轨。

2．2需求场景

(1)绿色贸易和绿色供应链场景。出口企业、外资企业为满足绿色供应链要求、碳关税要求等，主动通过购买绿色电力来降低自身单位产品碳排放，部分企业供应链被要求降低产品碳排放足迹，因此提出大量购买绿色电力的需求。(2)履行社会责任场景。企业、公民或其它社会组织主动承担社会责任，通过绿电交易降低排放，尽早实现碳达峰碳中和的行为。部分企业提出2030年达到碳中和目标，均需要通过购买绿电以抵消自身排放。随着全社会绿色电力消费意识的形成，逐步引导电动汽车、储能等新兴市场主体参与。(3)抵消用能指标场景。地方政府或重大项目实施主体的能耗指标空间不足时，为保障重大项目顺利落地或其它合理用能需求而配套购买绿电的行为。国家发展改革委、国家统计局、国家能源局《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》中进一步明确，各地区能源消费总量中将扣除新增可再生能源电力消费量。未来以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，将为经济社会发展提供弹性用能空间，保障高质量发展合理用能需求，助力实现碳达峰碳中和目标。

2．3市场建设主体

电力交易机构业务流程较为完整，交易结算数据准确可信且可溯源，可为承担消纳责任的市场主体开立账户，配合完成核算、转让、绿证交易、信息统计及等工作。面向无需承担消纳责任但有绿电消费意识的用户，可提供服务以解决相关诉求。同时，国家可再生能源信息管理中心和电力交易机构为提高绿证交易的便捷性，探索建立多渠道的绿证分销机制，逐步建立以绿电为中心的全方位绿证认购激励措施，拓宽现行相对单一的绿证交易渠道。

2．4政策协同

推动与碳排放权交易市场的协同。绿色电力证书零碳属性的认定有助于建立绿色电力证书与碳排放配额的互认机制，通过设计科学、合理的互认抵扣机制将绿色电力证书的购买与碳排放核算联系起来。未来，在碳市场排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减，提高企业购买绿色电力的积极性。

3对策建议

3．1培育绿电市场需求

打造内需外需并重、强制性需求和自愿性需求并举的市场需求端，开发新能源消纳责任场景、投资项目用能需求场景、产品碳足迹认证场景、企业自愿减排场景等多元化市场需求。各省结合双碳工作目标、能源结构优化任务，落实可再生能源消纳保障机制，对省内售电企业和大型电力用户提出循序渐进、逐步提高的新能源消纳要求。借鉴国外发达国家经验，允许和鼓励个人用户消费绿色电力。鼓励出口企业、外资企业通过购买完全市场化绿色电力或国内绿证来降低自身单位产品碳排放的行为，认可国际绿证在贸易和供应链管理场景中的使用。推动建立健全我国产品碳足迹认证标识体系，建立与国际碳足迹标准间的互信互采机制。

3．2丰富绿电交易类型

一是电网统购统销的交易模式。由省电力交易中心统一对外采购，提升绿电购买的议价能力，实现绿电环境价值的同步转移。绿电购买成功后，再由电力交易中心销售给省内有绿电需求的企业或其他用户，并根据各自的消费量进行登记注册。二是大用户的专线供电交易。建立用户与项目的直接交易机制，使有意愿承担更多社会责任的用户与风电、光伏发电项目直接交易。三是分布式发电的就近消纳交易模式。分布式发电投资方可根据自身运营情况及周边配套环境，选择多种就地消纳模式。四是地区间交易模式。绿色电力资源地区分布不平衡，经济落后地区生产的绿色电力产品很难在本地市场完全消纳，建议建立跨省交易的相对统一的绿色电力市场，鼓励企业到西部地区购买绿电和绿证。

3．3完善绿电交易机制

建议对绿电、绿证、碳交易进行统一认证，允许证书交易和流通。按照规定的程序规范开展认证工作，给予通过认证的企业发放相应的证书。出台相应的政策机制保障售卖绿电的可靠性，并保证所售绿电具有可追溯、不可篡改的特性。省级电力交易中心负责绿电交易，省发改委/能源局负责买卖双方信息的注册登记，共同研发区块链技术，记录绿电交易全流程数据，精确溯源绿电生产、交易和消费的全生命周期，实现绿色电力全生命周期追踪。3．4提升绿电消费认知

加强绿色能源宣传力度，让公众了解绿色电力对改善生态环境、提高人民生活质量、实现国民经济可持续发展的重要作用，提高公众对绿色电力的认知度。提升认购绿色电力的单位和个人的积极性，可通过绿电消费量核减碳排放量、抵扣国际碳税或出台相应的税收优惠政策等激励措施，使更多用户愿意主动购买绿色电力。构建由电力供给方、电网、电力需求方、研究机构等多个利益相关方组成的绿色电力消费联盟，传递企业需求，共同推动绿色电力消费成为新的能源消费趋势，助力企业、社会、国家可持续目标的实现。

3．5完善绿电认证和考核机制现阶段我国缺少绿电的国家认证标准，建议部分省份率先研究出台绿电消费认证地方标准，明确绿电牵头管理部门，统一绿电监测、核算、登记规则，探讨"证电合一"的操作细则，实现绿电的可视化、可追踪、可核查。完善绿电配额制和绿证强制认购机制，制定具有约束性的消纳考核权重指标。