我国绿证体系下的PPA模式创新思考

绿电长协将成为终端减碳的主要方式

欧洲CBAM的提出和实施，使出口型企业感受到急迫的减碳压力，纷纷开展减碳的探索。目前，国外用户购买绿电的方式主要有投资自建新能源场站、购买非捆绑式绿证和购买绿电三种。其中，在未实现电力市场化的地区，通过绿色电价(green pricing)或绿色消费(green tariff)机制向公用事业公司购买绿电;在电力市场化区域，通过与新能源发电企业签订PPA购买绿电。但是，如果欧盟近日表决通过的“为绿色转型而赋能消费者”(empowering consumers for the green transition)法案生效，又将禁止产品或服务提供者做出基于温室气体排放抵消(offsets)的环境影响声明，从而使得购买凭证抵消的途径失去一定市场。此外，由于受到场地位置、经营范围、运行能力等诸多现实条件的限制，自建新能源场站的方式往往难以落地。因此，购买绿电将成为未来终端减碳最主要的方式。

(来源：微信公众号“电联新媒”作者：杨萌)

在我国，“绿色电力”是指符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。根据市场建设发展需要，绿色电力范围可逐步扩大到符合条件的水电发电企业上网电量。自2021年9月正式启动试点以来，我国绿电交易政策体系初步建立，绿电交易市场平稳起步，规模持续扩大，环境溢价不断提升。据2024年全国能源工作会披露，预计2023年全年核发绿证约1.76亿个，绿电交易电量累计达到611亿千瓦时。

近日，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合印发的《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》(发改环资〔2024〕113号)，提出在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将非化石能源从各地区能源消费总量和强度中扣除，并进一步明确了绿证交易电量的指标核算、扣除方式等具体安排。如何在新规推出后，在省内和省间实现绿电交易与“双控”的统筹安排，助力“双碳”目标的实现和提升国内企业的国际竞争力，成为眼下必须考虑的问题。

PPA与绿电消费的匹配分析

电力购销协议(Power Purchase Agreement，PPA)是指电力生产方和用户之间就电力买卖达成的中长期合同。PPA确定了电力的购销期限、购销价格、购销量等，使双方在一定期限内对电力交易形成稳定预期。不同于我国的年度和月度电力合同，发达国家的PPA期限普遍为10—20年，以支持电网企业和电力用户对绿色电力发展和负荷增长形成更具可行性的中长期规划。如北欧、西欧国家广泛采用10—15年期的风电PPA，美国大型技术企业也与新能源企业签署15—20年期绿色电力PPA，从而使得新能源规模化发展形成稳定的商业模式。

近年来，更为灵活的虚拟购售电协议已开始在欧美国家广泛签订。尽管名称相似度很高，但欧美的实物购售电协议(PPA)和虚拟购售电协议(VPPA)在合同约定内容、履约方式、电力平衡处理和绿色电力消费认定等方面均存在显著差异。总体而言，实物PPA更侧重于实际电力的交付和电力系统的实时平衡，而虚拟PPA则侧重于通过金融合约实现绿色电力的环境属性转移。两者在合同内容、履约方式和绿色电力消费认定方面有明显的区别，但都旨在促进可再生能源的发展和绿色电力的消费。与我国目前的中长期交易和绿电交易并列对比，如下表所示：

PPA协议到底靠不靠谱?

之前有报道，随着俄乌冲突导致欧洲能源供应紧张、用能成本飙升，电力市场价格波动变大，造成已签约的PPA和大量筹备项目的PPA协议无法兑现，2022年5月份欧洲PPA市场活跃度暴跌55%。没有一种市场机制或交易形式是万能的，都是依赖于一定的内外部条件才能发挥预期效果。面对战争、自然灾害等不可抗力，当前运行的绝大多数市场机制都会出现不适应的情况，然而随着外部环境恢复常态，市场机制又会继续发生作用。PPA协议同样是有适用条件的，面对超出适用范围的情况，需要有更多保障措施和避险手段的介入。纵观PPA协议在欧洲的兴盛与受挫过程，可以发现该模式良好运行的基础，一是需要能源价格相对稳定的预期，二是基于欧洲的分散式电力交易机制。

首先，能源价格的相对稳定预期是PPA模式能够顺利运行的关键因素。在能源市场中，价格波动往往与供需关系、政策变动、市场情绪等多种因素紧密相关。当能源价格保持在一个相对稳定的区间时，PPA双方能够基于对未来价格的合理预测，制定出长期合作的策略。这种稳定性使得发电商能够进行长期投资规划，如建设新的发电设施，而购电方则能够锁定成本，规避短期价格波动带来的风险。然而，当外部环境发生剧烈变化，如俄乌冲突导致的能源供应紧张，能源价格的剧烈波动打破了这种预期，使得PPA协议中的固定价格条款变得不再适用，甚至可能导致违约风险的增加。

其次，欧洲的分散式电力交易机制为PPA模式提供了适宜的土壤。在这种机制下，电力市场由多个独立的运营商管理，每个运营商负责其区域内的电力交易。这种分散化的结构促进了市场竞争，提高了电力资源配置的效率。PPA作为一种市场化的交易形式，能够在这种环境中充分发挥其灵活性和效率优势，允许发电商和购电方根据各自的需求和条件，直接进行电力交易。然而，分散式交易机制也意味着各区域市场之间的协调和整合可能存在挑战，特别是在面对大规模的外部冲击时，如能源危机，各区域市场可能难以形成统一的应对策略，这可能导致PPA协议在执行过程中出现困难。

在这两个基础之上，PPA模式的运行还需要考虑其他因素。例如，政策支持和监管框架的完善对于PPA的顺利实施至关重要。政府可以通过提供税收优惠、补贴或信贷支持等政策，降低PPA双方的风险，鼓励可再生能源项目的投资。同时，一个健全的法律框架和监管体系能够确保合同的执行，保护市场主体的合法权益，增强市场参与者的信心。

此外，技术进步和创新也是PPA模式能够持续发展的重要推动力。随着储能技术、智能电网和需求侧管理等技术的发展，电力系统的灵活性和可靠性得到了显著提升。这些技术的应用有助于缓解可再生能源的间歇性问题，提高电力供应的稳定性，从而为PPA模式提供了更加坚实的技术支撑。

考虑到不可抗力等极端情况，PPA模式需要更多的保障措施和避险手段。例如，合同中可以包含不可抗力条款，明确在特定情况下双方的权利和义务，以及可能的解决方案。同时，市场参与者可以通过多元化投资、风险分散等策略，降低对单一能源来源或市场的依赖，增强整体的抗风险能力。

适应新时代的长协应该有哪些特点?

电力长协作为市场化交易机制的重要一环，对于稳定电力市场、促进绿色能源发展以及提高电力系统的灵活性具有重要意义。从能源转型和市场建设的角度，理想的长协应能发挥以下作用：

稳定成本回收预期：电力长协能够为发电企业提供稳定的收入来源，这对于投资回报的预测和风险管理至关重要。在新能源项目，尤其是风能和太阳能项目中，由于其建设成本较高，且存在一定的技术风险，稳定的长协能够确保投资者在项目生命周期内获得预期的回报。此外，长协还可以帮助传统火电企业锁定成本，避免未来燃料价格波动带来的不确定性。

规避现货价格风险：现货市场价格波动较大，对于电力生产者和消费者都存在风险。通过签订长期购电协议，双方可以锁定电价，从而规避市场价格波动带来的风险。这对于电力消费者尤其重要，因为他们可以确保在合同期内以固定价格购买电力，弱化市场波动影响。同时，这也有助于发电企业规划生产和维护成本，提高运营效率。

引导绿色发电及与之配套灵活性资源的投资：在全球对碳减排和可持续发展的关注日益增加的大背景下，电力长协可以包含绿色电力的购买承诺，激励发电企业投资于风能、太阳能等可再生能源项目。同时，为了应对可再生能源的间歇性和不稳定性，灵活性资源如储能、需求响应等也成为必要配套。长协可以明确这些灵活性资源的角色和价值，促进相关技术的研发和应用。

响应电力现货价格变化：虽然长协提供了价格稳定性，但在某些情况下，市场条件的变化可能需要双方重新协商合同条款。因此，电力长协应具有一定的灵活性，允许在特定条件下调整电价或合同条款。这种灵活性可以帮助双方更好地适应市场变化，如政策调整、技术进步或供需关系变动，确保合同的公平性和可持续性。

促进国际认可与合作：随着国际碳边境调节机制(CBAM)等政策的实施，国际市场对于绿色电力的需求日益增长。我国电力长协应考虑国际标准和认证体系，如欧盟的Guarantees of Origins(GoOs)和I-REC标准等，以提高绿电交易的国际认可度。这不仅有助于我国电力企业进入国际市场，也有助于推动全球绿色能源的发展。

支持政策与市场机制的衔接：电力长协应与国家能源政策和市场机制紧密结合，如绿色电力证书(绿证)制度。通过将绿证与长协相结合，可以进一步推动绿色电力消费，同时为可再生能源项目提供额外的收入来源。这有助于实现国家节能减排目标，促进能源结构的优化。

强化监管与透明度：为了确保电力长协的公平性和有效性，需要建立健全的监管机制。这包括对长协的执行情况进行监督，确保合同条款得到遵守，以及提高交易透明度，让市场参与者能够清晰了解长协的执行情况和市场动态。

综上所述，我国电力市场未来需要的电力长协应具备稳定性、风险规避、绿色发展导向、市场适应性、国际合作潜力、政策支持和监管透明度等特点，以促进电力市场的健康发展，支持能源转型和低碳经济的实现。

对比上述期待，可以看到随着我国电力市场机制建设的深入，各级部门所发布的文件和规则中已对上述大部分需求给出了解决方向，但完全实现仍有很长的路要走。比如：目前国内长协的签约周期还不够长，无法覆盖发电投资的成本回收期，从而难以提供长期电价预期、坚定投资信心;中长期电力交易合同的电价形成机制，还未充分考虑长期成本回收的需求，风险抵御效果仍有潜力可挖;对于新能源配套灵活性资源的处理，目前的强制配储要求比较简单粗暴，并不能确保灵活性资源的有效调用，难以促进技术进步;国家正在积极推进对接绿色用电的国际认可，但障碍仍然是显而易见的，目前除了自发自用，尽可能给出物理层面的绿电消费证明是比较可行的路径，这也就对市场监管和信息透明提出了更高的要求。

基于我国绿证体系PPA的可行性分析

相对欧洲的分散式交易调度机制，我国集中交易调度模式，一方面能够提高总体运行效率和安全保障，另一方面也难以实现发用双方自由约定发用电计划，需要进行适应性调整。

基于我国绿证体系，将发用双方绿证的时间标签进行匹配，在区块链等绿色确权溯源技术的加持下，就能够实现绿电实时发用匹配，从而能够给出准实物的绿电PPA，以此在国际谈判中赢得更大的主动权，也有助于国内企业在下一步更精细的减碳管理中获得相对准确的绿电消费证明。

如前文所述，PPA(购售电协议)作为一种在欧洲市场广泛采用的电力交易形式，其灵活性和市场化特性使其在国际供应链对接中更容易获得认可。然而，将这一模式引入我国电力市场中，并非简单的复制粘贴，而是需要结合中国特有的政策环境、市场结构和能源转型需求进行适应性调整。

首先，我国的政通人和为PPA模式的实施提供了坚实的社会环境基础。在这种环境下，政策的连续性和稳定性得以保障，为长期合同的签订和执行创造了有利条件。然而，中国的市场建设进程中，电价的市场化改革引入了更多的变数，这要求PPA合同在设计时必须考虑到价格波动的风险，以及如何通过合同条款来应对这些风险。

其次，我国电力市场的改革方向正朝着稳定价格趋势发展。在综合考虑电能、环境和灵活性价值时，总体用电成本在短期内可能会有所增加，但随着技术进步和规模效应的显现，成本将逐渐达到峰值并开始下降。目前，纯电能价值已经呈现出下降趋势，而环境价值和灵活性价值在能源转型期仍将逐渐上升。这一变化趋势要求PPA模式在合同设计时，不仅要关注电能的物理交付，还要充分考虑环境价值和系统灵活性的体现。

最关键的是，与欧洲的分散式交易调度机制相比，中国的集中交易调度模式在提高总体运行效率和保障电力系统安全方面具有明显优势。然而，这种模式也限制了发电和用电双方自由约定发用电计划的空间，这要求PPA在中国的应用需要进行适应性调整，以确保合同的灵活性和市场主体的自主权。

在这一背景下，基于中国绿证体系的PPA模式创新显得尤为重要。可尝试将发用双方的绿证时间标签进行匹配，在区块链等绿色确权溯源技术的加持下，可以跨越物理连接实现更大范围的绿电实时发用匹配。这种准实物的绿电PPA不仅能够为国际谈判提供更大的主动权，还有助于国内企业在减碳管理中获得更准确的绿电消费证明，从而在国际市场上树立中国智造的绿色形象。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件。作者供职于中国电力企业联合会电力发展研究院