图片源于：https://dialogue.earth/en/energy/power-purchase-agreements-are-good-news-for-chinas-energy-transition/
国有的北京电力交易中心目前鼓励能源发电商与客户签订协议，承诺在多年的时间内购买一定量的绿色电力。
这一举动在本月宣布，早在七月份就有所暗示，未来将引入电力购电协议（PPA），用于长期电力合同。PPA的期限从5年到25年不等，虽然在西方广泛应用，但在中国仍然处于初级阶段。
这一举动具有重要意义。能源咨询公司Lantau Group的高级经理David Fishman表示：“这明显表明中国的电力部门正在变得更加自由化。”
目前，中国的大部分电力由中国国家电网公司购买，因此发电商无需市场寻找买家。但中国正在迅速从这种模式转向一个更市场化的模式，让发电商在竞争性市场中销售其电力。引入PPA是这一转变的一部分。
Fishman补充说：“这将导致发电商更积极地参与市场——无论是将可再生能源销售到开放市场，还是通过长期合同，这都代表着市场自由化。”
在中国，发电商与买方签订的最长合同被称为中长期合同（MLT）。这些协议通常从几个月到几年不等，需求非常高。2022年，中国市场交易电力的79%是在MLT市场交易的，约占总电力消费的一半。PPA将进一步扩大中国大陆绿色电力的长期采购选项。
PPA的推广尚需时日
此次PPA的公告是在绿色电力交易实施细则的年度更新中发布的，更多细节预计将在年底前发布。但在这一领域仍有很长的路要走。Fishman表示，中国签署的PPA类型协议仍然为数不多，然而，鉴于它们尚未正式推出，市场中的所有参与者都需要时间来了解相关的机会和风险，包括发电商、最终用户和监管机构。
虽然PPA的安排多种多样，但一般而言，它们都共享几个共同特征。通常情况下，最终用户会以一定价格购买由发电商生产的固定电量及其环境属性证书——这基本上意味着获得声称绿色能源带来的环境效益的权利。（在中国，这些收益通过名为绿色电力证书（GECs） 的数字令牌表示，使公司能够满足自愿或强制的减排目标。）
PPA还允许买卖双方约定电力的长期定价安排。开发商负责安装、操作和维护。
在西方市场，PPA已成为交易大宗电力的默认工具，因为它们为买卖双方提供了可预测性。然而，在中国，情况历史上并非如此。
Feng补充道：“在过去， 可再生能源发电商将所有电力以固定价格出售给电网，他们不需要担心价格或销量，一切都是保证的。”
她继续表示：“在几年前，中国公司购买绿色电力的动机微乎其微，因为他们没有相关的绩效指标。”从发电商的角度看，99%的容量由国有企业拥有，这些企业非常保守，优先考虑稳定性而非利润。
自2015年3月发布的《9号文件》以来，中国的电力部门一直在稳步实施市场改革。这些改革包括试点电力现货市场，创建专门的绿色电力交易市场，以及电力部门的价格改革，这些均在最近发布的第三届全体会议决策文件中概述。所有这些变化都旨在到2030年建立国家电力市场。
尽管尚不清楚国家电力市场的具体内容，但明确的一点是，到2030年，可再生能源发电商必须将他们的所有电力销售到市场。这标志着这种发电商商业模式的根本变化。Feng指出，从这个角度来看，PPA将在供应端变得极为诱人，因为它们在20年内提供了稳定性，使发电商能够在一份合同中销售大部分产能，并在剩余电量上使用现货市场。
在需求端，PPA对中国具有电力负荷和脱碳任务的公司将极为有益。对此，尤其是跨国公司在中国的活动起到了核心作用，促进了PPAs的引入。
跨国公司在中国PPA开发中的作用
Trivium China的可再生能源分析师Cosimo Ries表示：“跨国公司在中国的市场自由化努力中一直扮演着重要角色，而PPA的改革努力最初主要是由它们推动的。”
一个例子是德国化工制造业巨头巴斯夫（BASF），在2022年5月与其一家中国工厂签订了一份为期25年的合同，按固定价格为其供应可再生电力。虽然这笔协议未正式称为PPA，但合同结构非常相似。这使得巴斯夫成为第一家在中国获得长期可再生能源采购协议的外国公司。
Ries补充道：“像巴斯夫这样的公司是首批推动中国政府实现长期可再生能源获取的公司。”许多这样的公司都来自其总部提出的脱碳承诺，并且他们对PPA结构的先前熟悉，也使得他们更倾向于选择这一合同形式。
如欧洲的碳边界调整机制（CBAM）等进口限制的通过加速了这一动态。在CBAM框架下，销售至欧洲的中国公司被激励迅速实施脱碳措施。
这些供应和需求方面的因素都促使PPAs的必要性，但尚不清楚它们将如何实施，各类PPA结构将允许哪些，以及全球将如何看待它们。
剩余障碍
中国能源转型的一个持续问题是，许多大型电力用户位于该国东海岸，但大多数公用事业级可再生能源产能则在西部发展。为弥补这种差距，传输基础设施的费用历史上由中国国家电网或其他公用事业承担。但在PPA的框架下，发电商与最终用户之间关系更为直接，因此尚不清楚谁来承担这些成本。
Ries表示，这种“基础设施和电力市场的联动”是一个潜在的障碍。
“当前的问题之一是公用事业建设所有传输基础设施，”他继续说道。“目前，没有机制将这些费用转嫁给最终用户，也没有激励公用事业开发支持PPA的传输基础设施。
对定价的不确定性也是一个额外的障碍。尚不清楚PPA是否会被排除在2021年的一项裁定之外，该裁定将所有类型电力的价格与煤炭价格挂钩，并设定20%的利润率。如果没有的话，找到在25年后反映电力潜在成本的价格，同时又保持在煤炭价格的20%利润率之内，将是困难的。
Fishman表示，以前，关于定价模型的分歧一直是长期交易破裂的阶段，因为“没有人想要把钱留在桌子上”。
此外，尚不清楚PPA是否能满足CBAM的要求，尽管8月份CBAM的问答中表示它应该可以。
另一个潜在的绊脚石是“附加性”的棘手问题——即PPA是否真正代表新的可再生能源产能，或者提供的可再生能源本来就会被创造出来。
Fishman解释说，证明在中国所需的附加性是困难的。他表示：“在中国，这种声索总是薄弱的，因为（国有企业）无论如何都会建立可再生能产能。”
但那时他们知道电网会购买电力。未来，开发者将需要考虑他们的电力是否会有买家，以及他们的项目在经济上是否会表现良好。Fishman指出，这种转变可能加强附加性的理由，但目前仍拭目以待。
对于所有这些问题，答案应会很快出现。Fishman和Feng均表示，业内普遍认为，中国政府将在2024年底前发布PPA模板。这些模板将呈现一系列PPA结构，并设定定价结构的边界。这应澄清诸如最终用户是否可以购买在不同省份生产的电力，以及是否较小的最终用户可共同聚集并签署带有优惠定价的大型合同等问题。
