2024年4月12日，为落实《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》相关要求，生态环境部、国家统计局联合发布了2021年全国、区域和省级电力平均二氧化碳排放因子（下称“电力排放因子”），全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量），以及全国化石能源电力二氧化碳排放因子，供核算电力消费的二氧化碳排放量时参考使用。
本次生态环境部和国家统计局联合发布的多个电力排放因子，是自“双碳”目标提出以来，中国电力碳排放因子体系建设迈出的最重要和最关键的一步。此番对电力排放因子体系的重构和对数值的更新，不仅回应了业界长久以来对电力排放因子体系更新的期待，也能满足相关方的使用需求，为电力间接排放核算提供了更加丰富的工具。
从发布的级别来看，本次的电力排放因子是为落实《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》相关要求，由生态环境部和国家统计局联合对全社会发布，新因子的适用行业和范围有了极大的提升。
事实上，过去的全国电网排放因子均在重点控排行业的温室气体排放报告和核查文件中发布，严格来说，适用范围仅包括文件覆盖的发电、石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航等重点行业，但彼时生态环境部门并未发布适用行业和范围更广的电网排放因子，因此非重点控排行业企业在核算自身的外购电力碳排放时，也默认使用全国电网排放因子进行计算。而此次面向全社会、全行业发布的电力平均二氧化碳因子，弥补了之前的空白，让更多的非控排企业在核算时有了最适当的电力因子可用。
从发布的名称来看，本次启用了全新的“电力平均二氧化碳排放因子”一词，之前在多个文件中使用的“全国电网平均排放因子”未得以沿用。
从数据层级来看，本次共发布了全国、区域和省级三个层级的电力排放因子，而区域和省级的因子数是时隔多年以后的再次更新。在此之前，六大区域电网和省级的平均排放因子已经多年未更新，区域平均排放因子最新数据停留在2012年度，而省级电网平均排放因子的最新数据则是2018年度数据。
随着各地的发电低碳化水平的不断提升，原有的区域和省级排放因子数已经无法反映真实的电源结构和电力排放水平，对于在青海、四川、云南等可再生能源资源富集区域生产的企业而言，若不能使用最新的区域和省级因子，其在当地低碳生产的优势将不能完全体现。因此不论是市场还是学界，已多次呼吁更新区域和省级排放因子。2021年数值发布后，企业采用最新的区域和省级电力排放因子进行核算，可更加准确反映生产用电产生的间接排放。
从电力排放因子的计算方法来看，本次共发布了三类计算方法不同的因子，分别是电力平均二氧化碳排放因子、全国电力平均二氧化碳排放因子（不含市场化交易的非化石能源电量）和全国化石能源电力二氧化碳排放因子，其中，电力平均二氧化碳排放因子（不含市场化交易的非化石能源电量）为首次发布。
在笔者看来，本次电力排放因子更新最大的惊喜，来自两个“首次公布”：首次公布全国电力平均二氧化碳排放因子（不含市场化交易的非化石能源电量，下同），以及首次公布电力排放因子的计算说明。
公布全国电力平均二氧化碳排放因子，填补了企业一直呼吁的剩余电力排放因子空白，并首次在排放因子核算中确认了核电的零排放价值。
此前企业一直在呼吁的剩余电力排放因子，最初出现在GHG Protocol（温室气体排放协议）的范围二计算规则中，指的是剔除掉可被追溯及绿色属性被使用的电量后，剩余的全社会电量的平均电力排放因子。作为被全球众多的官方以及自愿温室气体排放核算规则所采用的基础技术，GHG Protocol给出了两种核算间接排放的方法：Location-based（基于位置）和Market-based（基于市场），前者指的是基于地理范围内所有能源生产的平均温室气体排放因子，计算电力间接排放；后者指的是基于合同工具追溯的发电信息计算的温室气体排放因子，计算电力间接排放。
简单来说，企业采用基于位置的核算，使用的是全社会平摊的电力排放因子，如本次发布的全国电力平均二氧化碳排放因子0.5568kgCO2/kWh；若企业采用基于市场的核算和报告，则是根据可被溯源工具追踪电量信息，单独核算其排放量，对于中国企业而言，企业购买绿证或参与绿电交易，在碳排放核算时将相应的证书或者合同电量按照“0”计算，就是典型的基于市场的核算方法。
但在规则中，使用基于市场的方法，有一个重要的前提，必须有国家或者区域的“剩余电力排放因子（residual mix emission factor）”，以避免电力的排放属性在企业和电力排放因子核算侧被重复计算。
中国有大量企业购买绿证或者参与绿电交易，因此希望在核算时，能使用基于市场的核算方式，将可再生能源电力排放算作“0”。但之前中国并没有等同于“剩余电力排放因子”的相关因子，导致众多企业只能使用全国均摊的电力排放因子计算，对于已经支付了可再生能源电力环境溢价但无法使用的企业而言，不仅不利于提高低碳竞争力，可能还会影响其支持可再生能源电力发展的意愿。
新发布全国电力平均二氧化碳排放因子后，企业在碳排放核算时面临的绿色属性重复计算问题可以得到初步解决。不仅如此，企业还获得了一个额外的“大礼包”：首次从电力排放因子核算层面认可了核电的零排放价值，意味着企业通过市场化方式购买的核电，在碳排放核算时，也可以按照零排放计算，核电的排放价值发挥，对于在福建、广东等核电较多省份生产的企业而言，意义重大。
第二个“首次发布”惊喜，来自首次公布了电力排放因子的计算说明，明确了因子的计算方法和基础数据。此前的全国电网平均排放因子在发布时，并未公开过计算说明，因此使用方并不清楚计算方法和计算时所用的基础数据，这其实与部分国际规则中提及的电力排放因子需要满足“公开可溯”的使用要求是有所出入的。以欧盟的碳边境调节机制（CBAM，俗称碳关税）为例，CBAM法案明确要求，如果使用原产国的电网系数计算产自第三国的商品隐含间接排放默认值，必须是基于公开数据的因子。
根据笔者长期研究，美国、澳大利亚、日本等全球主要国家均公开过电力排放因子的计算方法和基础数据，但中国之前从未公开过相关信息，事实上难以完全满足CBAM对于电力排放因子的采信要求，因此企业采用之前的0.5703t CO2/MWh核算CBAM要求下的间接排放是存在风险的。
本次配套发布的《2021年电力二氧化碳排放因子计算说明》，披露了电力排放因子的计算公式和所用的基础数据来源，基本做到了方法公开、数据可溯，提高了电力排放因子计算的透明度，很大程度上满足了CBAM等国际规则提出的使用要求，不仅能化解一部分的国际合规风险，也有助于企业理解电力排放因子算法，对于提高中国电力排放因子的国际使用度而言，是一次关键的补充。
不难看出，此次的电力排放因子体系更新，生态环境部和国家统计局诚意满满，一口气更新了五类电力排放因子，填补了多种核算方法下的电力排放因子空缺，基本做到了“五角齐全”。同时发布的计算方法说明，满足了一部分国际规则对于因子计算的方法和数据透明度的要求。通过此次更新，企业在面临不同的核算场景时，基本能实现有因子可用，有方法可查，增加了电力间接排放计算的科学性和精准性，核算结果的国际接受度也会有所提高。
虽然惊喜与诚意十足，但新的电力排放因子更新后，企业在使用时，也面临一些新的挑战。
首先，如何选择电力排放因子。文件发布后，笔者收到的企业反馈，几乎都集中在不知如何选择与使用因子。电力排放因子作为核算工具，如何使用，应当由具体的核算规则决定。笔者建议，在面临核算规则时，如果规则中有确切的使用要求，企业按照要求选择，如果没有明确的要求，在符合规则的前提下，选择更加接近实际购用电的因子计算即可。
其次，如何区分2021年电力排放因子和2022年度电网排放因子。这不仅是大部分企业目前面临的疑惑，笔者最初对这点也有一些困惑。由于2022年度的全国电网排放因子未公布过计算方法和基础数据，所以无从得知二者在计算方法上的区别，但结合数值变化和中国的能源发展情况，笔者推测本次发布的2021年电力排放因子使用的基础数据，是目前所有因子中的最新值，若无特别说明，应当使用本次发布的因子计算电力间接排放。但笔者的推测并非官方解释，建议主管部门可以在后续对二者区别予以说明，明确使用场景，解决企业面临的使用困惑。
最后，全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量）或不能完全解决重复计算问题。根据计算说明，目前该因子仅扣除了市场化交易的非化石能源电量，意味着只有市场化交易的非化石能源电量不存在排放属性的重复计算风险。而在实际的市场操作中，由于各方面的因素，企业通过绿电交易或者年度双边交易等形式购入的非化石能源电量非常有限，大部分企业是通过采购“证电分离”的绿证去完成可再生能源电力使用或者范围二的减排目标。以绿电交易为例，截至2023年10月底，中国已累计达成绿电交易电量878亿千瓦时，核发绿证1.48亿个（折合电量1480亿千瓦时），意味着有超过一半的可再生能源电力属性交易是由“证电分离”的绿证交易完成。
因此，对于单独购买绿证的用户而言，其在核算时面临的重复计算问题依然无法得到解决。建议在后续的全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量）更新中，考虑优化扣减口径，根据市场使用情况，在扣减时考虑扣除绿证电量，使结果更符合市场的实际操作情况。
除此之外，由于本次更新的因子众多，并且专业性较强，许多核算主体可能无法理解到位，建议主管部门可以继续加强对新因子体系的宣介，帮助相关方更好的理解和使用因子。
政策和机制的设计，是一项长期性的工作，纵观全球的政策发展，都是随着不同阶段下的发展目标和市场需求变化，不断进行着动态的优化调整，不会一步到位，更不会一蹴而就。在笔者看来，电力排放因子体系的建设也将遵循这一规律，中国已经踏出了最重要的第一步，既是从“无”到“有”，也是辞“旧”迎“新”。笔者相信，未来电力排放因子将在适应国际变化的情况下，基于中国的实际政策目标和市场需求，不断进行算法和使用规则优化，更加精准反映中国的能源转型成效，为企业降低电力间接碳排放和提升国际竞争力发挥关键作用。
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