林伯强：推进绿电交易，有效衔接“电-证-碳”

 

目前，电力市场化处在起步阶段，碳成本并能不能很好地通过电力市场传导至消费端，若碳价上升造成的成本增加主要由火电企业负担，则可能出现成本倒挂现象，降低企业发电的积极性。碳电价格传导不畅就无法很好地向电力市场传递碳价信号，无法缩小火电与绿电的价格差距，进而弱化绿电的市场需求。

 

其次，绿电的零碳属性缺乏官方认证。目前，仍缺乏确定绿电零碳属性的官方文件和核算方法，导致电力消费的碳排放核算不能体现出绿电的零碳属性。购买带绿证的绿电不能使企业在抵扣碳排放量方面享受益处，就无法通过扩大绿电需求来刺激新能源项目发展。此外，外向型企业购买绿证或绿电更多地是为了满足采购方的要求，提高企业国际竞争力，若国外碳关税对国内绿色证书的零碳属性缺乏认可，那么外向型企业购买绿证的意愿将被削弱。因此，如何实现国内绿证和国际碳关税的相互认可，是政府、企业以及相关机构未来需要考虑的问题。

 

再次，绿证价格高昂且国际认可程度不高。绿证认购平台数据显示，2022年中国光伏和风电补贴绿证的平均单价分别为647.9元/个和195.4元/个，光伏和风电平价绿证的单价分别为48.5元/个和44.5元/个。我国最为流行的国际绿证APX的价格一般维持在20~30元，低于中国绿证的价格。因此，有绿证需求的企业更青睐国际绿证。如果外向型企业购买国际普遍认可的绿证，那就不需要向客户多做解释，但是如果购买的是中国绿证，可能需要支付“解释成本”，或者支付成本更高的碳成本（如购买欧盟的碳价）。

 

最后，环境价值的界定标准与核算机制尚需完善。新能源发电企业环境价值变现的主要途径包括出售绿电、绿证或国家核证自愿减排量（CCER）。目前，国家和地方政策未明确规定或限制企业的变现方式，导致新能源发电企业可能将对应相同碳减排量的CCER、绿证、绿电卖给不同的企业，导致环境溢价重复计算的问题，也容易造成重复激励，导致盲目投资。

 

政策建议

 

针对以上问题，提出促进“电-证-碳”衔接联动的几个建议： 本/文-内/容/来/自:中-国-碳-排-放-网-tan pai fang . com