《風能》專欄|張樹偉：波動性電源長期電力合同(PPA)，想說愛你不容易

　　作者 |《風能》雜志特約評論員 張樹偉

　　

　　可再生能源能量來自于大自然的偉大力量，是不會耗竭的，而這種力量在不同時間尺度上是波動的。因此，無論是傳統大型水電，還是目前極具經濟競爭力的風電、光伏，其出力同樣是變化的。若變化的周期很短，人們可以很快掌握規律，從而能夠有效加以應對。這是筆者一再強調“波動本身并不是問題”的由來。

　　

　　然而，如果這種變化的周期很長，需要以數年、十年、數十年來衡量，在更小尺度內成為某種“單調趨勢”，那么將很難事先對這種變化的程度進行估計。

　　

　　全球水電目前即是如此。國際能源署(IEA)2023年的統計匯總1顯示，無論是美洲、歐洲，還是其他地區，水電的長期利用率都呈現明顯下降的趨勢。在這種情況下，水電業主如果提前將自己的電能賣出去，由生產者還是消費者來承擔出力不確定性的風險，就是一個需要明確界定的問題。

　　

　　這是我們熟知的價格風險之外的數量風險。在本期專欄中，我們將討論電力PPA世界中的風險承擔及其影響問題。

 

 

　　PPA是交易層面(再一次強調，它不應該決定系統物理層面運行潮流)電力供需雙方分散確定交易價格的方式。它可以通過專業電力交易所簽約，也可以通過雙邊場外交易完成，即所謂的OTC(over the counter，圖1)。這屬于靈活性選擇。

　　

　　第一個案例發生在2022年中期，正是歐洲主要國家天然氣與電力價格持續幾倍上漲，一個個“天價”接連出現的時候。很多交易所需要發電商補充履約保證金，曾一度造成很多發電商出現流動性困難2。我國國內亦有文章3對此進行過介紹。

　　圖1 交易發生在場內與場外，與交易的時間尺度(長期PPA或短期現貨)是兩個維度 4

　　

　　究其原因，恰恰在于長期PPA造成的履約承諾的可信度問題。由于事先約定的發用電計劃受天氣影響，可再生能源供應商肯定無法做到嚴格一致。如果這種責任是生產者的，就需要從現貨市場平衡“頭寸”以滿足要求。當現貨價格非常高(當時的情況)，缺額下的購買可能使偏差的成本變得巨大，甚至導致整體賣了電仍會虧損。這種出力不足的風險因市場價格暴漲被極大地暴露與放大。基于這種可能性，很多交易所通知發電商追加履約保證金，以防止出現發不出電、也買不起現貨的違約風險。

　　

　　另一個案例是在我國近期發生的。2023年6月的新聞5顯示，法國液化空氣集團(Air Liquide)與中國三峽新能源及中國三峽江蘇分公司簽訂了為期9年的PPA，交易每年達20萬千瓦可再生能源發電量。電量來自于江蘇的太陽能電站與風電場。同年9月，德國巴斯夫公司與國家電投簽訂為期25年的PPA，為廣東湛江市的煉化一體化項目提供電力6。

　　

　　PPA的細節，尤其是價格、免責條款，往往屬于商業機密范疇，大部分并未公開，我們不予猜測。然而，發電量交易以容量為單位，似乎暗示雙方并未約定具體電量，由法國液化空氣集團承擔出力波動風險。簡單來說，20萬千瓦可再生能源發電裝機，發多發少，法國液化空氣集團都默認接受，自己去平衡總體需求。

 

 

　　過去幾年，歐美企業簽訂的PPA合約數量增多，特別是IT明星企業。它們通過固定協議鎖定電力價格并獲得相應的綠證，通常是在年度尺度上進行匹配。此類綠色采購，如果可以拉動額外的可再生能源電廠投資，無疑具有額外性(這需要額外論證)與環境價值，以及企業社會形象方面的收益。那么，它們還有其他方面的考量嗎?

　　

　　市場存在雙向波動的可能。PPA作為長期購電協議，可以規避現貨價格的暴漲暴跌。但很顯然，規避的往往只是一側的極端情況。IT企業考慮到這一點了嗎?讓我們從PPA的整體圖景來嘗試進行理解。

　　

　　歐洲風電行業組織WindEurope對歐洲存在的PPA進行過匯總7，這僅是市場中存在的全部合同的一部分。該組織的網站直接給出了各種結構圖示，清晰易讀。從行業、地區與發電企業分布來看:

　　

　　PPA買家，主要是IT行業與高耗能企業8;

　　

　　可再生能源發展迅速的主要國家均存在不同規模的PPA，但考慮到國家的經濟與電力體量，西班牙、瑞典與挪威所占的比重尤其高;

　　

　　在PPA賣家中，風電與光伏所占的比重相差無幾。

　　

　　從風險角度來看，PPA可以幫助買家規避價格暴漲的風險，但會帶來其他方面的風險，包括:

　　

　　現貨價格低于、乃至大幅低于PPA價格。如此，在一定時期內，與那些沒有通過PPA鎖定價格的企業相比，簽訂PPA的企業將存在競爭劣勢。

　　

　　PPA約定數量與實際發電的差別。這個風險對賣家和買家而言是對稱的，兩者顯然都無法保證長達20年預期相對準確的發電量與用電量。

　　

　　第一個風險，與高耗能企業較為相關。至于第二個風險，因高耗能與IT企業都需要確保發用電平衡，兩者均將暴露在風險中。然而，與高耗能企業不同的是，IT企業暴露之后受到的影響不會太大。因為它們的電力總成本(數量×價格)在運營成本中所占的份額很低，大部分成本來自人力、智力、數據中心等。

　　

　　從動態反饋來看，如果生產者與消費者都預期到以上風險，他們可能不會選擇簽訂PPA，或者起碼不會將“頭寸”都鎖定在長期合同上。這是高耗能企業的理性選擇?只有較小部分電量來自于長期合同，其他大部分隨行就市。

 

 

　　北美的情況可能更加復雜與多元，且企業擁有更大的自主權?“美國的調度RTO運營商不需要評估或批準市場參與者之間的購電協議”9，因此，情況也不足夠公開透明。這是正常的。一些商業數據庫，如彭博新能源財經(BNEF)的《企業能源市場展望》(Corporate Energy Market Outlook)部分匯總顯示出與歐洲類似的結構分布特點，如更多地分布在IT和高耗能企業10，而總體規模比歐洲更大。美國國家可再生能源實驗室(NREL)定期對企業自愿電力市場的匯總顯示，2021年，600多家承購商通過PPA購買了約7300萬千瓦的綠色電力11。在清潔能源購買協會(CEBA)統計的項目中，超過1/3的風電、光伏是通過自愿采購方式投資的12。

　　

　　此外，美國具有更加發達的金融套利、對沖市場。這些PPA是否與更多的金融工具綁定，是各個參與者根據自身目標、能力與風險承受能力綜合決策的結果。關于這方面的情況，我們留待以后再做更細致的討論。

 

 

　　必須認識到，我國的電力市場遠非標準的電力市場。它的獨特性在于:

　　

　　由于政治心理上的承受能力問題，市場價格波動往往被限制在一個很窄的區間，如在目前煤電基準電價(對應于煤炭價格的基準水平?550元/噸)上下浮動20%。

　　

　　主要的電力現貨試點，充滿著眾多服務于其他政策目標，甚至有些“肆意性”的約束或邊界，如補貼天然氣發電、優待部分儲能與需求側響應行為、有選擇地給予某些機組優惠等。

　　

　　廣大的市場參與者，除參與市場的要求外，還存在諸多其他的約束與義務。比如，發電量考核、嚴肅調度指令必須物理發電、割裂統一平衡市場的跨區綠電消納義務、長期合同簽約義務等。因為這些額外的因素，我國的PPA也會是其他的形態及具有迥異的系統潛在影響。

　　

　　以被廣泛討論的山東日間長時間負電價為例，在缺乏精確細節的情況下，它最大的可能原因為過多的中長期交易。實時市場的流動性接近枯竭，缺乏基本需求，從而使一些額外的供給無處可去。市場要均衡，電價必須降為負的。一些之前鎖定價格的具有明顯邊際成本的化石能源發電商會停止發電，從生產者變為消費者(生產一千瓦時電的成本是0.3元，但缺額了不僅不需要付錢，還能掙錢)，從而促進市場的平衡。不過在這種情況下，消費者想的恰恰應該是:現貨價格如此低，我為何要長期鎖定一個那么高的價格?我的未來預期應該如何安放?

　　

　　這涉及市場設計方面的重大“協調”問題。強烈區分某個市場部分是靈活性選擇還是必需義務，將變得尤為關鍵。

 

 

　　中長期雙邊交易PPA只是市場交易的一種形式。它處理得好，可以用來規避市場存在的價格風險。但必須意識到，這種規避是單向的。它也存在另一個方向上的各種數量、價格風險。

　　

　　因此，希望通過PPA來“一統天下”，實現可再生能源宏觀層面的發展大計，可能是困難的。我們將在后續專欄中討論“自愿VS強制”涉及的市場設計關鍵問題。