欧洲绿电PPA之殇-北极星售电网

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应对全球气候危机，欧洲一直最为积极，尤其是在淘汰煤电问题上，德国的态度更为坚决和彻底。但随着俄乌战争持续，欧洲能源危机加剧，天然气价格和电价暴涨，欧洲老百姓面对高昂的用能成本怨声载道。

（来源：微信公众号“能源杂志：文 | 松楠）

7月7日，德国上议院批准了一项能源法案，包括调整可再生能源扩张目标、天然气进口计划，以及推动燃煤和燃油发电机组重返电力市场。不仅如此，欧洲能源市场的动荡导致被国内推崇的PPA（Power Purchase Agreement长期购电协议）市场发生了根本性的变化，波动率暴涨，大量协议违约，现有长期PPA制度的可行性受到严重质疑。

欧洲PPA大量违约

在欧美电力市场的实践中，部分新能源采用PPA协议参与市场交易，类似于“证电合一”的绿电交易或国内领跑者等类型项目与电网签订的长期购售电合同，不同之处在于PPA要求发电方和购电方位于同一阻塞区内，并且合同中要约定售电的曲线，且曲线形状并不一定与可再生能源出力（特别是光伏发电）的时段重合，售电方有义务在不发电的时候从电力现货市场中购电完成PPA约定的发电义务。

近年来随着欧洲新能源装机规模的不断提升，欧洲企业的PPA合约数量逐渐上升，包括亚马逊、Meta、谷歌等公司均通过固定协议锁定电力价格并获得相应的绿证。数据显示，2021年是欧洲PPA市场签约量最大的一年，来自14个国家的810万千瓦新能源签约了共102份PPA协议，占欧洲2021年并网新能源装机的18.7%，今年1-4月，欧洲共300万千瓦新能源签署了PPA协议。

但随着欧洲能源供应紧张加剧，电力市场价格波动变大，现货价格上涨，已签约的PPA和大量筹备项目的PPA协议无法兑现，5月份欧洲PPA市场活跃度暴跌55%，仅成交39万千瓦。

挪威公用事业公司英国分公司的销售和产品部门总裁表示：俄乌战争持续，欧洲能源供应紧张、能源价格飙升，电力现货市场价格大幅上涨，新能源为完成PPA在市场中购电成本大幅上升，签订固定价格PPA协议导致新能源企业收益大幅下降；此外，欧洲通货膨胀加剧，太阳能电池板和风力涡轮机价格飙升，PPA价格无法对冲新能源建设成本大幅上涨的风险，违约加剧，PPA协议不再成为新能源企业参与市场的主要方式。

PPA的局限性

从欧洲PPA合约大量违约的情况发现，长期稳定的“证电合一”协议在能源供应紧张、用能成本飙升的背景下，反而无法为发挥其避险作用，前期签订的PPA价格远低于电能量市场出清价格，回收环境价值的作用更无从谈起。若以当前市场中的电能量价格叠加环境价值签订PPA协议，则大部分用户无法接受长期的高电价，将更倾向于在电能量市场完成电能量交易，通过绿证交易满足自身绿色能源消费需求。

实际上，在任何电力市场中，绿色环境价值与电能量价值本无联系，绿色市场是政策驱动型市场，绿证价格的高低是由强制配额制中的惩罚标准决定的，属于政策定价（在我国属于类政府定价），而电力市场是需求驱动型市场，电能量价格由电力市场的供需关系决定，属于市场定价，在价格形成机制方面二者各成体系，无直接的关联性。

在“证电合一”确定一个总价后，会极大地约束两种商品各自的价格形成机制，造成电能量市场被人为分割，既不利于市场发现价格，也不利于新能源企业长期健康发展。尤其是在我国的资源禀赋下，风、光资源富集地与电力消费中心不匹配，西北地区新能源与东南地区签订PPA需要新建大量的输电线路，并且需要新能源企业承担偏差责任，不利于扩大新能源绿色环境价值的配置范围，实现共同富裕的目标。PPA可能更适合在东南沿海且阻塞较小的电力市场，通过开展“点对点”的分散式交易，推动分散式、分布式的新能源与电力用户直接签订长周期的PPA协议。

绿电交易的约束

在国内，欧洲PPA协议以绿电交易的形式落地，二者在合同性质和长周期等方面高度一致，绿电交易主要强调优先调度、优先结算、证电合一，合同性质属于实物合同，但是未像欧洲PPA协议要求发用双方处在同一阻塞区，其合同能否真正物理执行有待讨论，并且因发用曲线不匹配产生的偏差责任由谁承担尚不清晰。

而绿证的价值在经济学上讲属于“政府立租”，是财务责任的市场交易，与电力以使用为目的的交易逻辑不同，证与电在电力系统运行层面本无法实现合一，当可再生能源企业生产的电流进入电网后，同一控制区注入电流与流出电流代数和为零，系统内的电流流向本身无法追踪，也根本无法判断用户使用了哪一家发电企业生产的电力。以我国西北地区某电力市场为例，部分高峰时段新能源出力仅占全网发电出力的4%，即用户使用的大部分电力均来自燃煤机组，即便用户购买了绿电，在此时段也无法使用绿电，所以绿电的使用和生产无法实现一一对应。换言之，无论国内国外，绿色价值或消纳责任都是财务性的，不存在所谓的物理消纳责任。

当前的区块链技术是实现了绿色环境价值在经济关系层面的流动记录，即用户打包购买电力商品和绿证，发电企业获得对应费用，但在电力流上没有对应关系。而根据绿电交易规则，绿电价格包含电能量价格和绿色环境价值，本质上与分别参加中长期交易和绿证交易没有不同，但是增加中长期交易的诸多约束，比如交易电量上限约束、输电线路约束、交易价格约束等，极大低限制了绿证本身的价值体现。如果要解除这些约束，特别是输电能力的约束（即绿电想送哪里就能送哪里），需要目前的电网投资上升一个量级，而这是社会经济完全无法承受的代价。

此外，在全国深化电力体制改革的背景下，电力市场交易机制逐步完善，传统的电量指标交易向电力曲线交易过渡，也会像欧洲的PPA一样，约定交付的曲线责任。目前，绿电交易一般以确定总量或一条直线（或不带曲线）的方式签订，与现有的中长期分时交易机制无法衔接，尤其是采用该方式后，发用双方的实际发用电曲线不可能实现完全匹配，不但所谓的物理执行的性质无法实现，而且更像是交易了一个优先发电的指标，当绿电合同双方的发电曲线与用电曲线存在偏差时，将产生不平衡资金，现行做法是调整其他机组或其他类型的中长期合同曲线来保证市场整体结算平衡，客观上扩大了双轨制不平衡资金规模，不利于电力市场有效、良性运行。

需要指出的是，其他机组或其他类型的市场主体不会长期免费为平衡责任买单，可再生能源自行承担所签订的长期合同平衡责任是大势所趋，新型电力系统中未来最稀缺的就是调节能力，可再生能源为长期合同平衡责任所付出的成本将远远大于证电合一长期合同带来的收益，得不偿失、舍本求末。

作为应对气候变化、绿色转型的先驱者欧洲出现的问题，值得我们深思，后发优势本质就是吸取探路者的经验教训，绕过技术陷阱和错误模式。我们应当尽快调整可再生能源绿色价值的体现方式，又好又快地推动双碳工作。

前事之不远矣，可为后事之师！

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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