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一、建议代表
西宁代表团城中组 段雍
二、事由
绿电价值实现急待破局，弱化了绿电的“吸引力”和消纳量。
一是用电成本大幅上升。2023年青海全省清洁能源装机突破 5000万千瓦，占总装机93%,居全国首位，但也形成了目前的电力供需不均衡，一方面绿电弃电率高，另一方面还要大量购入外省高价煤电，特别是近年来企业用电成本快速大幅上升；二是企业能耗强度高。青海“全绿电世界纪录”连续七年保持者，但受限于绿电互认还未打通，青海电网高比例绿色电力难被认可，企 业能耗强度依然较高、发展“低碳”需要额外购买大量绿电直供或绿证，企业发展低碳，成本高。三是企业出口海外市场受阻。在海外征收产品碳税的背景下，由于尚未建立成熟的互认体系，产品的可再生能源使用被认可难度高，企业需要支付高昂碳关税。根据生态部环境规划院发布《中国区域电网二氧化碳排放因子研究(2023)》,2020年青海省的电力排放因子为0.095kgCO2/kWh,全国最低，而预计2035年则将达到0.01kgCO2/kWh,接近零碳电力。由此可见作为清洁能源大省，在本省生产的清洁电力完全供给省内企业的前提下，青海电网电力排放因子极低，本地企业可轻松实现低碳用电。但目前青海尚未发布官方电力排放因子和电网清洁能源比例，青海企业碳排放核算时仍使用远高于青海实际的全国平均电网因子。
三、建议
一是尽快出台政策大力推动综合储能、加快新型电力系统建设。制定储能容量补偿机制，大力推动抽水蓄能、电化学储能、制氢储能、光热地热发电等综合储能，建设火电调峰和电网互联互通，加强省域骨干电网打造，加快建设适应高占比清洁能源新型电力系统，提升电网系统调节能力，减少高成本省外购电。
二是尽快开展区域电网碳排放核算工作。发布青海省区域电网因 子和电网清洁能源比例；尽快推出绿电认证、绿证交易、碳汇交易体系，形成国际互认。
三是尽快试点绿电直供，疏通源网荷储一体化发展相对滞后堵点，实施跨地区合作新能源消纳项目，促进资源和要素跨区域优化配置，打造青海造“零碳”产品，破解国际绿色贸易壁垒，让青海造绿色产品走向国际市场，助力青海绿色低碳高质量发展。