50元/吨，绿电直购为碳中和新增一个“快捷通道”

9月7日，绿色电力交易开市，首批交易电量79.35亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域成交电量68.98亿千瓦时，南方电网公司经营区域成交电量10.37亿千瓦时。绿色电力成交价格较当地电力中长期交易价格增加0.03元/千瓦时—0.05元/千瓦时。

按照0.6吨二氧化碳/兆瓦时估计，企业通过购买绿色电力进行碳中和，成本为50-80元/吨，或者30-50元一个绿证，高于CCER、VCS、国际绿证、国内平价绿证等企业常用的减排指标，也高于全国碳市场当前40~50元/吨的价格。

绿电交易推动碳中和的两个重要优势

即使价格比现在常用的抵消办法要略高，但绿电直购仍然是一个具有重要意义的突破，有力地支持了各个用能主体对于范围二的减排和中和。跟已有的机制相比，具有以下两个重要优势。

一、对用电方而言，使用绿电是最直接的减排行为

企业范围二碳减排、碳中和的路径无非有三条，降低电耗、使用绿电、购买抵消指标。降低电耗涉及产能和生产工艺的调整，投入较大，回本周期长，在技术突破前效果不佳。而购买抵消指标则面临减排有效性的问题，市面上真实的、额外的、可核查的和永久的排放量数量不多，渠道分散，购买流程也相对复杂。

相比起来，使用绿电就成了一种直接降低间接排放最有效的方法，不需要考虑额外性，免去了项目开发、核证、交易、注销等等的额外成本。其中，绿电直接交易，比直接自建电站、自己接入可再生能源电场要更简单，是非常有效的解决方案。

二、对新能源项目而言，绿电交易是最直接的市场激励

现在电力系统正积极发展特高压、储能、智能电网等技术提升新能源供电稳定性，电力系统消纳和运行成本将明显上升。过去的新能源激励，要不就通过申请补贴，要不就申请CER、CCER、VCU、国内外绿证再出售。这些方法都面临周期性长、政策不确定性大、需求变化快等问题，市场化程度较低，不能通过市场切实对新能源的生态价值进行合理定价，未能形成足够激励。

通过开展绿电交易，绿电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算，能够动态体现新能源发电的成本，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。

绿电交易对碳市场可能造成影响

同样作为市场化的交易机制，绿电交易将不可避免地对全国碳市场产生影响，未来两种机制如何相互影响值得观察。

一、是重点控排企业碳排放核算和配额制定将受到影响。现有的核算办法考虑了企业直接外购电力，但毕竟之前绝大部分企业都是从电网购电，政府和核查机构缺乏相关经验应对绿电直购的处理。加上绿电交易刚刚实施，在具体的核算核查时如何确保数据准确、配额分配如何针对间接排放设置减排目标都值得进一步讨论。

二、是绿电价格可能会对碳市场价格产生影响。行业减排成本一直难以计算，涉及到方方面面的情况，理论和实际存在巨大差异。有了绿电价格，我们就可以简单地理解“在XX省可再生能源的额外成本是每兆瓦时30-50元”，如果碳市场不能提供高于这个水平的碳价或者碳成本，那可能就难以推动电力行业进行转型了。

三、是绿电交易可能对CCER市场产生影响。我国的CCER制度正在重新设计，如果涉及到风电光伏，则必须考虑重复计算的问题。如果一个新能源项目通过绿电交易获得额外收入，则不应该再获得CCER的收入。这里面就涉及到不同部门的沟通协调，增加项目流程的复杂性。如果未来绿电市场发展迅速，CCER也有可能放弃风电光伏，更多地向林业碳汇等项目转移。

总而言之，绿电市场化交易，为企业实现碳中和提供了一种新渠道，是通过市场机制促进新能源发展的重要制度和技术创新。未来期待主管部门、交易机构、企业多方合作，运用好区块链等新技术，做好绿色电力交易和绿证交易的衔接，为全社会搭建便捷、透明、低成本的碳中和渠道。