界面新闻记者 ｜ 戴晶晶

“绿电市场化交易的模式更为灵活。伴随着电力市场化改革的深入，预计它会成为可再生能源消费最主要的一个方式。”

日前，国际环保机构绿色和平与清华四川能源互联网研究院联合发布报告《嵌套式长期购电协议在中国的应用与发展》（下称《报告》），绿色和平气候与能源项目主任吕歆在会上作出上述表述。

在“双碳”目标下，增加可再生能源消费已成为推动中国能源转型的重中之重。目前，中国可再生能源消费的主要方式包括绿电市场化交易、企业自建分布式能源电站和绿证交易（证电分离）等。

其中，绿电市场化交易是指以风电、光伏等绿色电力产品为标的物，在电力中长期交易框架下进行交易，用以满足电力用户购买、消费绿电的需求，并提供相应的绿色电力消费认证，是“证电合一”的模式。

可再生能源电量也可通过现货市场进行交易，山西、甘肃、蒙西、山东现货试点省份已经将新能源纳入电力现货交易范畴。

中国绿电交易已开始超过两年，但交易活跃度较低。今年，国内绿电绿证交易实现了翻番式增长，但中国电力企业联合会（下称中电联）数据显示，今年上半年绿电省内市场交易量为213.4亿千瓦时，在省内市场交易电量总量的占比仅为1%。

“目前可再生能源市场化交易的比例已经较高，但是绿电专场交易的交易量却很小。”清华四川院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪指出，绿色电力消费的场景还不明确，绿色电力的需求没有放开，很多企业买风光只是由于价格便宜，并不关心获取绿证。基于此，可再生能源的环境溢价也不够清晰合理。

对于可再生能源发电方，《报告》也指出，从全面保障性收购转向全面市场化交易的新阶段，发电方所面临的发电量偏差风险无疑将进一步扩大。

这主要是由于可再生能源出力存在波动性和不确定性，无法像传统可调度火电机组准确控制出力情况。在市场结算环节，可再生能源需要依据自身实际出力曲线与其在出清申报前的申报电量进行差异结算。

《报告》认为，可再生能源企业与电力用户需要在电力中长期市场与现货市场中找准平衡点。一方面，通过现货市场发现电力的商品价格，另一方面，通过中长期市场签订交易合同，提前锁定合约周期内的电力价格与交易电量，以长期可预见的营收或成本，对冲现货市场的电价波动所带来的交易风险。

目前，国内已有企业积极探索签订绿电长期购电协议。

今年10月，通威新能源与中海油电力投资签署绿色电力长周期双边协议，约定前者将在较长周期内，以协议价格向中国海油提供可再生能源电力。这是国内企业间首次完成的长周期绿电交易。

“以阿里巴巴、腾讯、秦淮数据、万国数据为代表的互联网科技企业，以巴斯夫、科思创为代表的国际化工企业，也纷纷推动扩大绿电交易规模，或试点新型绿电交易模式。”《报告》称。

《报告》同时提及，绿电长期购电协议在中国尚处于起步阶段，企业实践与案例相对较少。受访企业表示，主要原因包括定价机制有待厘清、发用双方直签协议存在技术门槛等。

在定价机制方面，大部分可再生能源多年合约仍然采用锚定煤电价格的方式，一年一定，无法体现可再生能源的发电成本和环境价值，也难以发挥规避长期价格上涨的效用。

在此基础上，《报告》介绍了嵌套式长期购电协议（SPPA）作为新型绿电交易模式。在该模式下，电力用户与发电企业直接签订双边购电协议，电力用户与售电公司签订背靠背的镜像协议，授权售电公司为其采购平衡电力，并为此支付相应的管理费。

《报告》强调，在该模式下，发用双方通过中长期市场签订交易合同，提前锁定合约周期内的电力价格与交易电量，以长期可预见的营收或成本，对冲现货市场可能的电价波动所带来的交易风险。

蔡元纪表示，嵌套式长期购电协议为中国绿电交易提供了一种新的交易模式，能够在多年绿色电力交易的框架下，充分发挥不同主体的优势，合理降低并有效分摊可再生能源交易的市场风险。

“推进SPPA，也能促进中国绿色电力定价体系的完善，回答中国可再生能源能值多少钱的问题。”蔡元纪认为，SPPA模式可以引导可再生能源和用户签订长期合约时，明确电能量价格和绿色环境价格。同时通过嵌套合同，以嵌套费用覆盖偏差和平衡成本，帮助合约有效执行。

与一般长期协议不同，SPPA还引入了售电公司作为中间方，提供负荷管理与平衡服务。

售电公司海澜电力有限公司副总经理孙菁在会上表示，售电公司在SPPA模式下以背书的身份去平衡火电和绿电的偏差，在给予公司收益的同时，也带来了一定挑战，如需要提升对用户侧用电量的预测能力，以及加强与电源侧的合作沟通。