加快建立健全绿电抵扣碳排放机制——访全国政协委员、中海炼化大榭石化副董事长王志良

■本刊记者 曲艺/ 编辑 王睿佳

“双碳”目标下，绿色电力替代成为我国重要的降碳手段。那么，如何使其发挥更大效用？全国政协委员、中海炼化大榭石化副董事长王志良在接受记者采访时表示，需加快建立健全绿电抵扣碳排放机制。

中能传媒：今年全国两会您重点关注哪方面内容？

王志良：我重点关注绿电交易市场的发展情况。当前，各国政府、企业、投资者应对气候变化力度持续加大。聚焦国内，2021年9月7日，我国正式启动绿色电力交易试点，有助于可再生能源实现环境价值，促进可再生能源消费增长。

然而，由于我国尚未建立全国性的绿电抵扣碳排放机制，全国电网平均排放因子计算和部分地方试点碳市场绿电抵扣核算规则未将绿电交易电量排除在核算外。从国内看，企业购买绿电须支付绿色溢价，但无法获得国家对企业碳排放抵扣的认证，对企业购买绿电积极性产生较大影响。从国外看，国际贸易绿色壁垒持续加高，企业对绿电的购买需求不断提升，但是国际上对绿电环境价值的唯一性也有越来越高的要求。绿电环境价值重复计算问题将影响我国绿电的国际认可度。

中能传媒：在这方面，有哪些挑战尚需应对？

王志良：首先，绿电交易为促进可再生能源电力消费提供了重要渠道，但当前机制对企业使用绿电降碳激励不足。尽管国家明确认可绿电的降碳效果，但仍未出台全国性政策统筹指导各地方、各部门认可企业在履约、考核时可以以绿电抵扣碳排放，导致企业在购买绿电时面临较大不确定性。另一方面，企业降碳需要合理的成本收益。目前绿电相较火电通常有3—5 分/千瓦时的环境溢价，企业购买绿电需要支付额外成本。然而，除了北京、天津、上海、湖北等地试点碳市场允许企业购买绿电用于碳排放核算抵扣外，全国及其他试点碳市场控排企业购买绿电尚无法抵扣碳排放，不利于以市场机制促进社会绿色电力替代。

其次，使用绿电是提升出口产品碳排放竞争力的重要手段，需要提升我国绿电抵扣碳排放规则的国际认可度。当前，全球绿色低碳转型加速，引发全球贸易规则重塑。初步测算，未来至少会有价值2 万亿元的中国直接出口产品面临碳成本挑战。包括欧盟、RE100 在内的相关主体仅认可环境权益未被重复出售、转让和声明的绿电，而目前我国全国及区域电网排放因子计算中尚未扣除已交易绿电，导致该部分绿电的环境价值被重复计算。

另外，目前，国家发展改革委、国家能源局负责绿电、绿证相关管理，生态环境部负责碳市场、国家核证自愿减排量（CCER）市场的运营管理。绿电抵扣碳排放政策从地方试点碳市场向全国碳市场推广过程中，需要解决电网排放因子同步调整及绿电、绿证交易与碳市场关联等诸多问题，对主管部门提出了更高的要求和挑战。

中能传媒：对此，您有哪些建议？

王志良：建议一是加快出台绿电抵扣碳排放政策，从碳排放统计角度制定消费主体购买绿电抵扣碳排放制度，从全国及试点碳市场角度制定控排企业购买绿电折算碳排放履约制度。二是加快发布将绿电交易对应电量排除的电网排放因子，有效提升我国绿电的国际认可度。三是从更高层面进一步加强统筹协调，针对此问题研究成立专题联合工作小组，引入该领域外部权威专家，广泛征求意见建议，加快解决政策出台涉及的相关问题。

中能传媒：请介绍下大榭石化在降碳方面取得的成绩以及下一步的部署？

王志良：大榭石化坚持系统思维，全面推动企业绿色低碳转型。一是以存量项目为试点，建立全流程能量优化诊断机制。注重从全局考虑节能降碳的问题，从单个装置走向系统全局，系统治理了全厂低温余热过剩问题，低温余热利用率提高16%，其中乙苯余热回收项目被国家节能中心列为节能技术应用典型案例。二是注重节能降碳源头防控，实现新建项目优生优育。以大榭石化四期、五期项目为例，通过在设计阶段落实芳烃二甲苯分离耦合技术应用优化、DCC烯烃分离深冷替代吸收稳定工艺优化等措施40余项，实现绿色发展从源头防控，预计全厂每年降低能耗15万吨标准煤，减少二氧化碳排放40万吨，降低生产运行成本2.3亿元，为国内大型炼化项目设计阶段能量优化提供了实践经验。三是数字赋能，促进“双碳”精准管控。大榭石化6套装置实施了先进控制，重整装置在国内首次应用了RTO在线优化技术，能耗绩效实现在线预警，通过以上数字化应用实现了节能降碳精准管控。四是系统规划清洁能源项目，统筹推进能源结构调整。2023年，大榭石化完成已建中控楼及在建五期项目新建办公楼分布式光伏发电项目总体规划，预计总装机容量5.05兆瓦。加大绿电采购力度，全年购买使用绿电0.5 亿千瓦时。积极探索大型机组设备电气化应用，通过芳烃装置乙烯机、丙烯机电气化应用优化，大榭石化电能占终端用能已达23.4%，较2022年提高了8%，为将来提高绿电应用比例打下了基础。

接下来，大榭石化将继续加大节能降碳投入，在优化生产工艺流程、提高设备能效和清洁能源比例、强化废物资源化利用等方面深挖潜力，助力高质量发展。■