界别提案5：关于深化上海绿电市场建设，助力企业绿色转型降本增效的提案

一、背景情况

党的二十届三中全会提出健全绿色低碳发展机制，为加快企业绿色转型指明了方向。上海企业对欧盟贸易总额8400多亿元，对比47000亿GDP总量，经济贡献显著，欧洲下游消费侧倒逼上海出口企业加速绿色转型。在转型过程中，企业需应对包括中国广大地域差异导致的绿电供给瓶颈、公共信息支持不足、区域政策差异、市场价格波动等在内的多重挑战，均加重了企业的经营成本和盈利的稳定性，需引起重视并解决。

二、问题及分析

(一)整体沿海发达地区绿电供应不足

随着全球绿色环保理念的普及、全球绿色商业倡议(RE100)承诺的推广以及国际碳关税政策的逐步实施，绿电需求迎来了快速增长，特别在沿海经济发达地区，跨国企业和供应链企业对直接采购绿电需求尤为迫切。中国绿电供给呈现出地理分布不均的特征。“三北”地区拥有较为丰富的绿电资源，而整体沿海发达地区绿电供应不足。以上海为例，目前全市可再生能源电力供给(包含省间绿色电力供应)约占整体电力供给的30%，无法有效满足企业的绿电需求。

(二)公共信息披露精细化不足导致多计碳关税成本

2023年欧盟正式推出了碳边境调节机制(CBAM)。CBAM明确了三种电力排放因子的选用标准，包括国际能源署(IEA)公布的默认电力排放因子，原产国公开披露的电力排放因子以及依据购电协议所对应的实际电力排放因子。

上海市生态环境局在2022年公布了本市的电力排放因子，这一数值低于国际能源署(IEA)公布的数据。然而，由于上海公布的电力排放因子未对化石能源和非化石能源进行区分，直接使用该公共数据可能会导致环境效益的重复计算。为了避免这一风险，企业不得不采用默认IEA排放因子进行计算，导致多计碳排放量。据初步估算，这种做法可能会使本市出口企业每年额外承担约0.1元/度电的碳税成本。

(三)电碳双市场之间尚未有效融合

2023年以来，天津、北京、上海生态环境部门先后出台关于绿电交易与地方碳市场的衔接政策，明确了重点碳排放单位采购绿电对应的间接碳排放量的抵扣规则。

根据三个地区电碳衔接政策，上海地区的绿电抵扣范围相对有限，仅支持市场化省间绿电交易，北京地区包含了省间以及本市的市场化绿电交易，天津覆盖了市场化以及非市场化(保障收购)的绿电交易。这种政策差异导致上海地区的企业在履行碳排放义务时面临更高的成本，从而在一定程度上加重了企业的经济负担。

(四)缺乏有效市场工具套保能耗成本

我国绿电交易作为市场化交易的一部分，其价格受电能量价格、环境溢价、结算周期等多种因素影响。然而，当前电力市场在交易产品方面缺少有效的套期保值工具，这使得企业难以锁定能耗成本。这种局限性使得企业在参与绿色电力交易时，面临由价格不确定性引起的市场风险，进而增加了企业的经营风险。

三、建议

(一)多措并举推动供需机制衔接

定期摸排企业需求，同时加快供给侧绿电引进力度，多措并举推动供需机制衔接。鉴于绿色电力跨省输送的基础设施建设是国家级重点工程，上海可积极争取国家及各省的支持，尽快将相关项目纳入国家重点项目规划，以此提升本地企业在绿色转型进程中的竞争力。

(二)提高公共电碳信息披露颗粒精细度

参考国家的指导方针，并结合本地区的具体情况，相关部门尽快公布上海地区的不含非化石能源的电力因子，提高公共电碳信息披露颗粒精细度以降低企业碳税成本。

(三)增加电市场与碳市场的融合程度，增加电力远期交易工具有效对冲市场风险

进一步增加电市场与碳市场的融合程度，通过电碳衔接机制建立有效价格传导机制，激励企业低碳能源消纳。同时借鉴金融市场的成熟发展经验，在电力交易市场中增加远期交易工具，助力企业对冲因绿电价格波动带来的市场风险，从而增强企业的经营稳定性。