如何为企业买绿电、绿证减压？
4月24日，全国碳市场价格首次突破百元大关，5月7日，收盘价仍在101.67元/吨。这意味着，未来控排企业购买绿电、绿证的倾向将更强，有利于以此走向“碳中和”。但实际操作中，购买绿电、绿证的成本压力令企业难以决策。
其中有两大问题凸显。一是绿电交易供需存在区域错位，既要“送进来”也要“用起来”，才能满足企业对绿电长期稳定的需求；二是由于缺乏环境权益唯一性认定，中国绿证仅被全球最具影响力的可再生能源使用倡议组织RE100（100% Renewable Electricity）有条件承认，企业出海成本由此增加，国际互认急需加强。
如果降碳成本过高，企业将难以承受生产成本溢价。因此，要让企业能够兼顾长期的绿色与眼前的经济效益，就需关注绿证的国际互认，制定更为细化的电-碳市场衔接政策，根本上减轻企业的负担。
需加强绿证国际互认
中国绿证缺乏国际认可。比如，欧盟碳边境调节机制（CBAM）不认可绿证，只认可绿电购电协议。这导致外向型企业缺乏购买动力。
中国绿证目前仅被RE100有条件认可，企业需要负担相应解释成本，主要原因在于环境属性归属不明确。RE100认为，中国绿证的环境属性可能被重复开发，包括超额的可再生能源消纳、CCER中的重复计算。
国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员韩雪认为，在绿电自愿采购交易方面，中国绿证之所以无法与国际重要低碳组织和相关倡议标准实现互认，主要原因包括，绿证追溯体系不健全、第三方认证制度缺乏、相关标准体系缺失等。
绿证需避免环境属性重复计算。对此，国家层面已出台相关政策。2023年7月，《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》明确，绿证是中国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。中国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证，在不影响国家自主贡献目标实现的前提下，积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。
另外，绿证的颗粒度也有待提升，需要以机制的更新迭代，应对国际贸易的碳壁垒。欧盟再生能源追踪工具GO（Guarantees of Origins）发行机构AIB（Association of issuing bodies），正致力于发行小时级的可再生能源证书。有专家指出，可以预见，此类证书在欧盟地区正式使用后，在颗粒度层面，中国绿证将更难获得国际认可。
需要电力市场与碳市场衔接协同
企业购买绿电、绿证更需可细化落地的政策。
如果拓宽应用场景，将绿证作为抵扣碳排放的途径之一，企业的降碳成本也能降低。2024年1月，《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》提到，要健全绿色电力消费认证和节能降碳管理机制，完善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制，加强绿证对产品碳足迹管理支撑保障，推动绿证国际互认，从而拓展绿证应用场景。
电力市场与碳市场更需加强联动。北京理工大学特聘教授唐葆君提出，需促进各方面良好协同，包括发展阶段协同、市场目标协同、地区发展协同及行业发展协同等，并全面考虑CCER、碳排放配额，以及绿证、超额消纳量之间的互认联通机制，确立良好衔接的核算转化规则，同时在底层数据上健全计量、认证、核查体系，打造“电碳数据库”。
为推动电-碳市场协同发展，多地已在绿电交易方面展开探索。
天津、北京、上海均为地方试点碳市场。2023年，三地生态环境保护部门，先后出台了关于绿电交易与碳排放的相关政策。天津表示，各重点排放单位在核算净购入使用电量时，可申请扣除购入电网中绿色电力电量；北京称，重点碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为0；上海明确将外购绿电排放因子调整为0，即认可企业外购绿电的碳排放量为零。
湖北则探索电力市场、碳市场和金融市场融合发展，降低企业运营成本。2022年3月，湖北开始探索电力交易市场与碳交易市场联动，同年4月，湖北发出湖北电力交易中心、湖北碳排放权交易中心共同认证的绿色电力交易凭证。2023年，湖北提出绿电交易服务方案，企业购买绿电可直接减少碳排放履约支出，且金融机构可将碳排放权作为质押物，向企业发放碳排放权质押贷款，形成碳排放权价值的变现。
然而，如何在绿证方面衔接电碳能耗，尚无定论。2024年4月，《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》提出，国家能源局（资质中心）按要求汇总统计全国绿证核发和交易信息，按月编制发布绿证核发和交易报告。支撑绿证与可再生能源电力消纳责任权重、能耗“双控”、碳市场等有效衔接，国家可再生能源信息管理中心会同电网企业、电力交易机构及时核算相关绿证交易数据。
中国已逐步形成绿电、绿证、碳市场并行的市场交易格局，但三者还需加强有效衔接，推动电-碳市场协同发展。只有让降碳成效在不同应用场景中得到认可，企业才能更好地应对市场压力做出抉择，走向“碳中和”。
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