绿色用电权益与用电碳排放履约机制如何有效衔接

我国碳排放权配额制在将控排企业直接碳排放纳入管控范围的同时，也将控排企业用电、用热的间接碳排放纳入，为打通绿色电力消费与用电间接碳排放履约提供了可操作空间。同时，随着风力、光伏等可再生能源发电技术不断成熟，其减碳额外性不断受到质疑，也为风光项目的环境权益从CCER可再生能源并网发电方法学，向以绿证为基础的绿色用电消费碳减排机制过渡提供了机遇。

（来源：中国电力企业管理 作者：邓淑斌）

用电碳排放核算与碳抵销机制

用电间接碳排放的核算方法

当前，我国碳排放核算办法对控排企业净购入电力、电网企业输配电损耗等用电行为的间接碳排放采用相同的核算办法，用电的间接碳排放量仅与其用电规模及国家能源主管部门公布的区域电网碳排放因子正相关，核算公式如下：

E=AD×EF

其中：E表示用电间接碳排放量；AD表示用户净购入电力或电网企业输配电损耗；EF表示区域电网碳排放因子。

从公式可以看出，无论控排企业使用的电力来源是何种类型的一次能源，其用电行为的实际间接碳排放量、用电可获得的碳排放配额等均按统一的区域电网碳排放因子确定。因而，控排企业只能节能降耗实现减排，与其是否消费可再生能源电力无关。

可再生能源碳抵销机制

CDM可再生能源碳抵销机制：在京都议定书的清洁发展机制（Clean Development Mechanism，CDM）下，符合可再生能源并网发电方法学要求的项目可申请获得的核证减排量（Certified Emission Reduction，CER），并可在一定比例内用于清缴发达国家碳排放配额。其碳抵销机制的原理是，发展中国家发展可再生能源发电存在一定技术或资金的障碍，只有得到发达国家相应的支持才能建设可再生能源发电项目，体现出了技术与资金两个方面的额外性：一是只有在CDM支持下，发展中国家才具备建设可再生能源项目的技术条件；二是CDM提供的碳抵销收益对于可再生能源发电项目的投资可行性至关重要。因而，CDM能有力推动可再生能源技术利用，引导发展中国家发展可再生能源，并能在现有能源结构的基础上促进提升全球可再生能源占比，降低能源消费活动的碳排放强度，具备在现有能源结构下额外减少碳排放的特征。

但是，随着风电、光伏等可再生能源发电项目建设成本的逐步下降，可再生能源发电已成为普遍可行并被广泛投资的一般项目，其控碳的额外性也随之降低。因而，在当前市场和技术条件下，风电、光伏等发电项目继续适用可再生能源并网发电等碳抵销方法学的合理性遭到质疑。在2020年底京都议定书（第二承诺期）到期后，欧洲碳排放交易体系（EU-ETS）第四阶段（2021~2030年）开始不再认可CDM、JI等碳抵销机制。

国内CCER碳抵销机制：国家核证自愿减排量（Chinese CER，CCER），是指依据国家发改委发布施行的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，风电、光伏、水电、生物质、余热发电等项目经备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体减排量。国家发改委气候司自2013年开始在“中国自愿减排交易信息平台”上公布CCER方法学备案清单，截至2017年暂缓受理，共分12批备案了200项CCER方法学，涉及能源的生产分配、工业生产技术改造、交通运输和建筑业节能、废物处置和利用、林业碳汇等众多领域，包括可再生能源并网发电等多数CCER方法学基本都是由CDM直接转化而来，占比达87.5%。

通过方法学备案的各类项目可申请获得可交易工具CCER，控排企业购买CCER后，可在碳排放权履约清缴时抵减碳排放权配额。国内各碳排放权试点对CCER的抵减有准入比例、准入地域和准入类型等限制，其中抵减比例均限制在5%~10%，全国碳排放权市场抵减比例限制为5%。

绿证与CCER的对比

绿证与CCER一样，均是人为定义的可交易工具，但两者具有非常明显的区别，具体如下：

首先，二者推出的目的不同。从国际经验来看，绿证机制的目的是引导电力用户为可再生能源消纳作出贡献，增强电力系统对可再生能源的消纳能力。发电企业通过绿证机制获得的收益将用于其提升可再生能源发电出力的管理水平，并一定程度上减少其因参与市场承担偏差责任造成的损失。CCER等碳减排机制推出的目的是鼓励新的低碳技术应用，提供额外收益模式以提升其项目投资的可行性。

其次，对项目的要求不同。绿证机制的项目范围为各类型的可再生能源发电项目，通常包括风电、光伏、生物质、地热、潮汐等电力生产过程中低碳或零碳排放的发电项目。CCER等碳减排机制对项目有较为严苛的额外碳减排要求，即要求项目在当前技术水平、碳排放结构的基础上，应用创新技术进一步控制碳排放。

第三，面向市场主体的范围不同。绿证面向所有有意愿消费可再生能源电力的电力用户，其参与绿证交易的目的包括完成可再生能源消纳配额、自愿实现绿色用电等。任何主体均可参与CCER交易，但其最终的买家是碳排放权市场的控排企业。

第四，应用机制不同。绿证主要是为有需求证明其用电结构的电力用户提供对可再生能源电力进行溯源的工具；CCER是可使控排企业减少碳排放履约需清缴的碳排放权数量。

第五，体现的价值不同。从国际经验来看，绿证机制是可再生能源发电市场化消纳的配套机制。一方面可再生能源参与市场交易，其边际成本低的特性使其成为市场价格接受者，收益稳定性下降。配套绿证机制后，使电力用户有意愿与可再生能源发电企业通过PPA等手段达成长期协议，保障可再生能源发电项目收益稳定。另一方面，可再生能源发电项目参与市场交易，绿证机制可为发电项目建设发电预测、出力控制等相关能力提供资金支持，减少系统调节成本，增强可再生能源消纳能力。因此，在可再生能源完全市场化的条件下，绿证的价值应当体现为可再生能源面临的电能量价格波动风险、交易执行偏差考核成本等。

CCER碳减排工具，源于创新技术应用项目所减少的碳排放，并可为控排企业减少履约需提交的碳排放权数量，其所体现的价值应与碳排放权一致。

绿色用电权益与碳排放

履约机制衔接存在的问题

用电间接碳排放管控存在的问题

在当前用电间接碳排放核算方法下，控排企业只能通过提升电力使用效率来节约碳排放权，其是否主动消纳可再生能源电力不影响其用电行为的间接碳排放量。因而，当前用电间接碳排放配额机制缺乏对可再生能源电力消费的积极促进作用，需要对相关机制进行优化。

绿证与用电碳排放核算耦合存在的问题

针对当前用电间接碳排放核算方法的缺陷，业界出现了推动“电碳联动”的思路，即采用电力交易合同或绿证来证明控排企业用电结构，以确定不同的电力用户的间接碳排放水平，并激励控排企业主动消费可再生能源，促进可再生能源发展。但是，这可能引发新的问题，具体分析如下：

在以区域电网碳排放因子为基础的用电碳排放权配额分配与清缴机制下，主管部门按反映全社会平均用电结构的电网碳排放因子确定控排企业用电需发放的碳排放权规模。控排企业通过免费或有偿获得用电碳配额后，购入绿证使其实际用电结构优于区域电网碳排放因子，即可产生碳配额的节约，相应的碳配额可用于出售获益，或进行其他产生直接碳排放的生产活动。一方面可能使控排企业整体直接碳排放规模超出主管部门的管控目标；另一方面可能使非控排范围的全社会其他用电的绿电占比低于全社会平均水平。因而，将绿色电力消费行为与碳排放权市场直接耦合的“电碳联动”思路需要进一步考虑碳泄露的管控措施。

国内可再生能源发电碳抵销的问题

当前，国内碳抵销机制下，可再生能源并网发电等方法学支持风力、光伏等项目获得CCER存在诸多不合理之处，使可再生能源并网发电方法学受到广泛质疑。

一是可再生能源发电项目不具备控碳的额外性特征。国内可再生能源发电获得CCER的方法学与CDM的底层逻辑相去甚远。CDM旨在促进发展中国家使用可再生能源等创新技术的应用，能有效降低全球能源消费碳排放强度，产生了额外减少碳排放的效应，其产生的CCER能用于抵扣发达国家的碳配额。然而，国内可再生能源并网发电方法学支持的项目，已涵盖在国内总体发电结构中，并纳入了区域电网碳排放因子的核算统计范围，其支持的风、光项目并未产生额外的碳排放减少。同时，在当前技术发展水平下，风电、光伏发电项目已成为广泛应用的一般技术，不具备创新技术应用的特征。

二是可再生能源并网发电等方法学在碳市场内部存在重复计量。在统计整个电力行业碳排放规模与度电排放强度时，已充分考虑了可再生能源发电项目投资与运营情况，可再生能源并网发电并不能带来碳排放规模和强度的下降。在碳排放权市场中，净购入电力与输配电线损等间接碳排放以区域电网碳排放因子作为配额核发与清缴的计算依据，而区域碳排放因子精准反映了区域的发电结构。对可再生能源发电项目核发CCER并抵减碳配额清缴量，会造成可再生能源发电的低碳属性重复计算，除非该项目未纳入区域电网碳排放因子的核算范围。

三是可再生能源并网发电等方法学与绿证机制同时申请引起可再生能源环境权益重复统计与双重交易。在国内相关方法学下，可再生能源发电项目可根据发电情况申请CCER的同时，还能申请核发绿色电力证书，可再生能源发电项目一次发电可分别申请CCER、绿证，在环境权益重复计算的同时，CCER与绿证均可出售获益。

四是CCER可再生能源并网发电等方法学对风电、光伏等可再生能源发电投资产生超额激励。建立CCER等碳抵销机制的目的是鼓励绿色低碳技术投资，提升节能低碳项目的投资可行性。但随着技术与市场的逐步成熟，可再生能源发电已发展成为能独立通过市场手段获得合理收益的一般投资项目，因而，在当前技术条件下，风力、光伏等可再生能源发电项目投资的可行性已不需要CCER机制的支持。

推动绿证与间接碳排放

配额机制联动的思路

为加强电碳耦合研究，构建基于市场主体购电结构的用电间接碳排放权配额管控机制，笔者提出以下思路。

健全电力属性追溯机制，以绿证作为市场主体购电结构证明的唯一凭证。强化电力属性平台支撑作用，健全电力属性全生命周期追溯机制，理顺绿证核发流程，建立绿证核销与绿色用电主张程序，引导市场主体通过参与绿电绿证交易优化用电结构，实现绿色电力消费。一是理顺绿证核发流程，健全高效率的全电量绿证核发机制。当前绿证以发电企业提交申请为核发流程起始，绿证核发的时效性不足，难以满足电力发用实时平衡的特性。可考虑借鉴美国WREGIS等相关电力溯源平台的做法，引入合格发电计量机构，定期向绿证平台提供发电计量数据，提升绿证核发效率，实现可再生能源发电上网全电量核发绿证。二是建立完善市场主体绿证核销使用程序，帮助市场主体主张其具体时间、空间的绿电使用情况。当前绿证机制仅向市场主体提供其绿证购买情况的证明，尚未建立绿证核销使用机制，市场主体无法通过交易平台证明其绿色用电具体时空。可考虑进一步完善绿证账户体系，建立交易子账户与核销子账户，满足市场主体证明其绿电具体用电时空用电情况的需求，并可帮助电网企业、售电公司等电力供应商向其零售用户传导其购电结构。

优化用电间接碳排放配额初始分配方式。取消区域电网碳排放因子，同时，鉴于各行业技术发展水平和电力需求存在较显著的差异，考虑以绿证作为单个控排企业或行业内所有控排企业的用电结构统计的唯一证明，并以控排行业内所有控排企业的上一年用电结构（历史法）或年度目标用电结构（基线法）为基础，确定该控排行业用电行为的总体碳排放强度，并确定该行业用电间接碳排放权配额的初始分配规模。

首先，需要确定控排行业总体用电行为实际间接碳排放强度，可考虑具体核算公式如下：

其中：EF行业指控排行业用电行为总体碳排放强度；

AD净购入指控排企业i净购入电力规模；

AD绿证指控排企业i持有绿证对应电力规模；

E火电指全国火电总碳排放量；

Q火电指全国火电总上网电量。

在确定控排行业用电碳排放配额初始分配规模时，可考虑在上年度用电碳排放强度的基础上参考国家碳排放控制目标及可再生能源发展情况等因素，综合设置一定的减排系数，公式如下：

其中：EF配额指控排行业总体用电碳排放配额分配强度；

EF行业指控排行业上年度用电行为碳排放强度；

δ指减排系数。

考虑取消风电、光伏等发电技术在可再生能源并网发电等相关的CCER方法学的应用。风电、光伏等可再生能源并网发电项目纳入CCER项目范围，其碳减排额外性不足、发电结构重复统计、环境权益多重计量、投资超额激励等多方面的问题突出，已不适应可再生能源发展和碳排放控制的需要，应当考虑将其剔除，并全面转向绿证机制。

完善“绿证+碳排放权配额”的用电间接碳排放清缴方式。以绿证作为市场主体实际用电结构的核算依据，确定单个控排企业用电行为的间接碳排放强度，并据此计算其用电行为间接碳排放量及应清缴的碳排放配额规模。控排企业个别用电行为间接碳排放强度的核算公式考虑如下。

其中：EF企业指控排企业个别用电行为碳排放强度；AD净购入指控排企业净购入电力规模；AD绿证指控排企业持有绿证对应电力规模；E火电指控排企业所在区域或全国火电总碳排放量；Q火电指控排企业所在区域或全国火电总上网电量。

控排企业可通过绿证减少用电碳排放权的清缴量，但其绿电消费行为将提升其所在行业的下一年度用电间接碳排放权配额分配基准，使控排企业用电碳排放强度不断降低，引导控排企业消费绿色电力。

在绿证市场规模扩大、价格预期走低的预期下，以绿证为基准的控排企业用电碳排放核算方法，使控排企业有动力通过购入绿证来优化用电结构，但若控排企业通过绿证实现碳排放配额节约，则该企业或其所处行业下一年度用电间接碳排放权配额分配基准也将相应提高，其未来可获得的用电碳排放权配额规模将逐步收紧。构建完善绿色用电权益与用电间接碳排放配额履约的衔接机制，能在防范电碳耦合对碳排放权市场供需的冲击的同时，发挥碳市场对促进可再生能源发展的积极作用。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年04期，作者单位：广州电力交易中心