本文原载于《中国电力企业管理》2023年12期，经授权转载，作者李可心、张彬、李丽平供职于生态环境部环境与经济政策研究中心，唐程辉供职于国网能源研究院有限公司，陈艺昕供职于自然资源保护协会（NRDC）。

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绿电来自可再生能源，相比传统化石能源电力，绿电在电力生产过程中基本不产生二氧化碳及污染物，且不需要消耗化石燃料。工业企业是直接碳排放和主要大气污染物排放的重要来源。随着技术和工程减排边际效益降低，在工业部门电气化水平日益提升的背景下，通过绿电替代传统化石能源电力，对于工业部门减污降碳愈发重要。

目前，发达国家正在构建以产品隐含碳排放为基础的新型贸易规则，如欧盟在碳边境调节机制（CBAM）下提出的以产品隐含碳排放为标尺的碳关税制度，《欧盟电池与废电池法规》提出，2028年2月以后，超过最大碳足迹限值的电池产品不能在欧盟内市场销售。通过绿电消费可有效降低企业产品隐含碳排放量，助力企业有效应对国际碳贸易壁垒。越来越多的大型企业提出碳中和目标，设置全供应链100%使用可再生能源并要求供应商使用绿电。绿电消费不仅能体现企业社会责任，更是提升品牌形象、提高企业竞争力的有效途径。

本文作者对我国东、中、西部六省九市10余个涉及电解铝、电子设备、化工、汽车制造等行业园区及企业绿电消费情况进行了实地调研，同供应链龙头企业、电力交易中心、科研机构和高校等单位70余位专家代表进行了座谈交流。通过深入调研和分析，研究认为绿电可以成为加速企业低碳转型的突破口。

以绿电为突破口 加速企业低碳转型的良好实践

截至2023年8月底，国家电网公司经营区近4.4万家经营主体累计完成绿电交易703亿千瓦时，其中省际交易占比14.06%，绿电交易规模大幅提升。自2023年3月起，天津、北京、上海陆续推出重点排放企业外购绿电零碳排放的规定，在不考虑重复计算的前提下，认可绿电零碳属性。以绿电为突破口，加速企业低碳转型的良好实践大致可分为三种类型：

一是供应链驱动型。在总部或出口国清洁电力使用的要求下，作为供应链龙头的大型企业有意愿使用绿电，也具备人才、资金、管理等优势，有能力带动全链条绿电消费。大型企业将绿电使用要求纳入供应商准则中，为供应商提供绿电项目资源，帮助供应商进行相关能力建设，通过供应链驱动上游企业使用绿电。例如，某电子设备制造公司，规定到2030年，产品的供应商必须实现生产足迹完全脱碳，包括使用100%可再生能源，截至目前，已得到大部分供应商的响应。公司设立专门的基金支撑品牌商及供应商在中国投资建设逾1000兆瓦绿电项目，同时，也通过自建平台为整个供应链提供相关教育和培训，免费提供资料和资源信息等。

二是服务驱动型。作为开展工业生产活动重要载体的外向型园区，园区运营者为提高招商引资水平，以国际化视野为企业提供配套服务。为满足国际客户需求，园区运营方统一为企业采购绿电，协同各部门成立联络站，为企业提供一站式服务。例如，杭州市某工业园区，一方面利用屋顶建成屋顶光伏；另一方面由园区运营方以统一账号与供电公司签署购电协议，保障园区的绿电使用。宁波市某园区则利用社区能源联络站为企业答疑解惑，不定期组织中小企业“团购会”来满足企业集中采购需求。

三是竞争力驱动型。高耗能企业作为耗能大户和支撑国民经济发展的重要支柱，为提升品牌形象、增强产品竞争力，将绿电消费作为减污降碳的重要抓手，优化设计布局，积极投建绿电项目，参与绿电交易。例如，某化工行业龙头企业，为确保低碳转型过程中的能源供应，大力投资建设海上风电，积极参与中国绿电交易市场。某电解铝企业以“绿色铝”为品牌，将厂区布局在清洁能源丰富的省市，同时投建光伏项目，其生产的绿色铝碳排放量仅占自身煤电铝碳排放量的20%。

以绿电为突破口 加速企业低碳转型的问题与挑战

当前，在提升绿电消费水平、加速企业低碳转型过程中仍面临一些共性问题。

绿电资源富集地区“惜售”，影响跨省份交易。现行机制下，新能源资源禀赋好、装机占比高的地区，尽管绿电资源丰富，但其消纳责任权重指标高。这些地区为完成可再生能源消纳责任，“惜售”现象日益显现。而资源匮乏省份多位于中东部，出口外向型企业较多，对绿电需求较大。例如，山西、内蒙古等地区虽然风光资源丰富，但仍受限于能源保供和消纳责任等要求，当地政府对发电企业进行绿电外售的意愿不足。

绿电市场机制设计存在不统一、不规范的问题。自绿电交易试点启动以来，相关政策频繁出台，但对于环境溢价的定价机制尚未明晰、各省区绿电交易潜力不清，难以预期中长期绿电交易价格，跨省区交易的供需情况难以统筹。各省区绿电交易规则差异明显，为供应链龙头企业管理不同区域的供应商增加了审计的难度以及沟通成本，降低了供应商购买绿电的意愿。因缺乏统一公开的追踪溯源机制，企业无法将所用绿电匹配到单个生产线或个别产品，无法满足国际客户对其绿电消费认可的要求。

“电-碳”市场项目交叉，绿电环境属性未得到充分体现。目前国内体制下，发电企业可同时获取部分项目绿色电力证书及中国核证自愿减排量（CCER）带来的双重激励，但实际减排量不变，不利于全国一盘棋共同推动“双碳”目标的实现。国际上由于尚未有效区分绿电的环境属性是否已纳入区域电网平均碳排放因子，可能存在环境属性重复计算等问题。例如100%可再生能源电力项目（RE100）对中国绿证仅做有条件认可。欧盟碳边境调节机制（CBAM）也明确规定，计算电力出口国的电网排放强度时，必须排除直购电量，即在保证绿电环境完整性，避免重复计算的前提下，有条件地承认绿电的减排效果。

推动绿电消费的政策建议

为充分发挥绿电消费在企业低碳转型中的作用，建议多渠道提升绿电消费水平，统筹融合“电-碳”市场。

进一步分解可再生能源消纳责任权重指标。建议在将全国统一的可再生能源消纳责任权重指标分解至各省份的基础上，在进一步分解至具体用户。由各省能源主管部门牵头负责行政区域内的消纳责任权重落实工作，售电公司、大工业用户、自备电厂等具体用户也要承担相应责任，由牵头部门负责考核监管，有效发挥可再生能源消纳责任权重制度的作用，充分激发用户侧绿电消费的积极性。

完善绿电交易市场机制设计，打通省间交易障碍。借助现有平台，有关部门牵头形成全国统一的交易机制、规则，以及一系列认证、流通体系，实现用户注册、证电数据、监管审核、交易核发一体化，探索开展绿证核销机制，提升绿电交易市场的长期性、稳定性和灵活性，有效促进跨省区交易的具体实施。以绿证为基本凭证，借助物联网技术，进一步完善在消费侧的追踪机制，落实责任主体，加强认证监督，满足可溯源、不重复计算的原则。

统筹融合“电-碳”市场，共同应对国际挑战。建议相关部门加强沟通，形成政策合力，逐步加强“电-碳”市场信息互通、数据共享。为避免重复计算，要加强不同市场制度下的信息互通。在保障环境属性唯一、方法学规范的基础上，争取国际市场对中国绿电环境属性的认可。