开年以来，我国绿电市场化进程明显提速，多地绿电交易报出“开年红”，而今年政府工作报告中提出的“促进绿电使用和国际互认”，再次将绿电推向公众视野。

       “全球低碳转型加速，绿电替代成为重要降碳手段。”全国政协委员、中海炼化大榭石化副董事长王志良在《关于加快建立健全绿电抵扣碳排放机制的建议》中指出，我国目前尚未建立全国性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。从国内看，企业购买绿电须支付绿色溢价，但无法获得国家对企业碳排放抵扣的认证，将对企业购买绿电积极性产生较大影响。从国外看，国际贸易绿色壁垒持续加高，企业对绿电的购买需求不断提升，但是国际上对绿电环境价值的唯一性也有越来越高的要求。绿电环境价值重复计算问题将影响我国绿电的国际认可度。因此，需要加快建立健全绿电抵扣碳排放机制。

       王志良表示，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/度的环境溢价，企业购买绿电需要支付额外成本。然而，除了北京、天津、上海三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购买绿电净增加成本，不利于以市场机制促进社会绿色电力替代。

       王志良表示，当前，全球绿色低碳转型加速，引发全球贸易规则重塑。初步测算，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。一方面，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。另一方面，“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。然而，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，而由于目前我国全国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，我国出口企业绿电抵扣碳排放可能无法获得国际认可。

       目前，国家发改委、国家能源局负责绿电、绿证相关管理，生态环境部负责碳市场、国家核证自愿减排（CCER）市场的运营管理。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：

       一、建议国家发改委、国家能源局、生态环境部加快出台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。

       二、建议国家发改委、国家能源局、生态环境部加快发布将绿电交易对应电量排除的电网排放因子，有效提升我国绿电的国际认可度。

       三、建议国家发改委、国家能源局、生态环境部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。