任重道远！购电协议助力中国能源转型
发布日期：2024/10/10
北京电力交易中心目前正在鼓励能源生产商签订购电协议，协议规定客户在一定期限内（一般为5至25年）购买一定数量的绿电。中国本月宣布将引入购电协议（PPA）这一工具用于签订长期电力合同。
此举为何意义重大？“这无疑表明中国电力行业正变得更加自由”，大屿山集团能源咨询公司高级经理戴维·菲什曼（David Fishman）表示。
目前，中国大部分电力由国家电网购买，因此发电厂无需到市场上寻找买家。但中国正在转向更加市场化的模式——发电厂在竞争性市场上出售电力。引入购电协议就是这一转向的一大举措。
菲什曼补充：“这将使发电厂更积极地参与市场——无论是通过在公开市场还是在长期合同中出售可再生能源——这代表着自由化。”
2022 年，中国总市场交易电力的79% 在中长期合同市场上交易，约占总电力消耗的一半 。PPA 将进一步扩大中国大陆绿电长期采购的选择。
01 距离主流PPA仍任重道远
PPA公告是在《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》的年度更新中发布的，更多细节将在今年晚些时候披露。但PPA改革之路任重道远。菲什曼认为，中国已经签署了一些 PPA 类型的交易，但由于这些交易尚未正式启动，中国市场所有参与者都需要时间来更多地了解相关的机会和风险，包括发电厂、终端用户和监管机构。
PPA种类繁多，但总体来说都具有一些共同的特点。通常情况下，终端用户支付一定成本，获得发电厂生产的一定数量电力权力和环境属性证书，后者基本上表示有权获得可再生能源带来的环境效益。（在中国，这些效益以绿色电力证书的形式表示，简称GEC，它们使企业能够满足自愿或强制的减排目标。）
PPA还允许买卖双方就电力的长期定价达成一致。开发商则负责安装、运行和维护。
02 PPA助力中国广泛的电力行业改革
能源咨询公司伍德麦肯兹（Woodmac）中国电力市场研究执行顾问莎朗·冯（Sharon Feng）解释说：“过去，可再生能源发电厂以固定价格将所有电力卖给电网。他们无需担心价格或数量，一切都有保障。”
冯补充称，“中国企业几乎没有动力购买绿色能源，因为他们没有相关的关键绩效指标”“从发电厂的角度来看，99%的产能都归国有企业所有，而国有企业非常厌恶风险。他们优先考虑稳定而不是利润。”
自2015年9号文件发布以来，中国电力行业一直在稳步实施市场化改革。这些改革包括试行电力现货市场、建立专门的绿色电力交易市场以及电力行业价格改革。这些改革已在最近发布的二十届三中全会决定文件中概述。除了其他高层次目标外，这些改革都是为了在2030年前建立全国电力市场 。
虽然构建一个全国性的电力市场究竟有何要求还有待观察，但已经明确的一个细节是，到2030年，可再生能源发电厂将需要在市场上出售其所有电力。
冯指出，这标志着此类发电厂商业模式的重大转变。从这个角度来看，PPA将在供应方面变得极具吸引力，因为它们在20年内都保有稳定性，允许发电厂在一份合同中出售大部分发电量，其余部分则通过现货市场出售。
在需求方面，PPA将极大地惠及在中国有电力负荷且有脱碳要求的企业。这对在中国的跨国公司尤其如此，它们对于PPA的引进至关重要。
03 跨国公司在中国发展PPA中的作用
“策纬中国”（Trivium China）可再生能源分析师科西莫·里斯 （Cosimo Ries）表示：“跨国公司长期以来一直是中国市场自由化举措的一部分，PPA改革举措最初主要也是由它们推动的。”
一个例子是德国化学制造巨头巴斯夫（BASF）——第一家在中国获得长期可再生能源采购协议的外国公司。里斯补充称：“这些公司中有许多都已从总部获得脱碳承诺，而且它们熟悉PPA结构意味着它们更青睐这种合同结构。”
欧洲碳边境调整机制（CBAM）等进口限制措施的出台（对来自国外的碳密集型产品征收关税）将加速向欧洲销售产品的中国企业脱碳。
这些供需因素使得PPA成为必要，但如何实施、允许哪些类型的PPA以及全球对其的态度仍有待观察。
04 其他挑战
中国能源转型的一个长期挑战是，许多大型电力用户都位于东部沿海地区，但大多数公用事业规模的可再生能源产能都在西部开发。
为弥补这一差距而支付输电基础设施的费用历来都由中国国家电网公司或其他公用事业单位承担。但根据PPA，发电厂和终端用户的关系更为直接，因此哪一方应该承担这些费用并不清楚。
里斯表示，这种所谓的“基础设施与电力市场的联系”是一个潜在挑战。“目前部分问题在于，所有的输电基础设施都是公用事业单位建设的，”里斯继续补充，“目前，不存在任何机制将这些成本传递出去，公用事业单位也没有动力开发输电基础设施来支持电力购买协议（因为它们没有参与交易）。”
定价的不确定性带来另一个挑战。目前尚不清楚PPA是否会受到2021年决定影响，该决定将所有类型的电力价格与煤电价格挂钩，并留有20%的利润空间。如果不然，那么将很难找到一个既能反映25年后电力潜在成本，又能保持在煤炭价格20%利润空间内的价格。
菲什曼表示，过去定价模式上产生分歧是长期交易失败的原因，因为“没有人愿意放弃获取利润的机会”。目前还不清楚PPA是否能满足CBAM的要求，尽管CBAM在8月份的问答中表示应该如此。
另一个潜在挑战是“额外性”——PPA是否真正代表了新的可再生能源产能，或者其所提供的可再生能源是否本就会通过其他方式创造出来。
菲什曼解释，在中国证明所需的额外性是困难的。“在中国，这种说法总是站不住脚，因为国有企业无论如何都会建设可再生能源发电产能。”
但国有企业知道国家电网会买下这些电。未来，开发商需要考虑他们的电力是否会有买家，以及他们的项目是否会有良好的经济效益。对于所有这些问题，答案很快就会揭晓。菲什曼和冯均表示，业内普遍认为中国政府将在2024年底左右发布PPA模板。
这些措施可能会提出一系列电力购买协议结构，并为定价结构设定限制。这应该可以澄清部分问题，例如终端用户是否可以购买不同省份生产的电力，以及规模较小的终端用户是否可以联合起来，汇总需求，以优惠价格签订更大的合同。
来源： 能源舆情
