国电投、中广核、通威、三峡均已与用电企业签署售电长期协议！最高每年购买绿电10亿千瓦时。绿电能否如期完成参与电力市场化交易的目标，或许需要依赖一种新模式！

11月23日，《嵌套式长期购电协议在中国的应用与发展》报告在北京发布。该报告由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撰写。

报告梳理了中国可再生能源发展的现状与趋势，以及市场主体面临的绿电交易风险与挑战。介绍了长期购电协议与嵌套式长期购电协议作为有效的绿电交易避险工具的具体模式和应用现状，并对嵌套式长期购电协议在中国绿色电力市场落地应用的挑战进行了探讨。

绿电市场化交易量稀少

国际能源网（微信公众号：inencom）了解到，2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52,543.4亿千瓦时，占全社会用电量的60.8%，电力市场化交易逐渐成为主流；但全国省内绿电交易电量仅有227.8亿千瓦时，占比甚至不到全国省内电力直接交易总量的1%。

绿电市场化交易量如此低迷不利于我国能源转型，更不利于新能源发电产业的快速发展。

国家为促进新能源参与电力市场不断发布政策刺激新能源参与电力市场交易量增长，甚至还定下了两个基础目标。

根据2022年国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》内容显示：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。

国际能源网（微信公众号：inencom）查询资料发现，当前绿电参与电力交易的模式有两种，一种是发电企业直接从市场购买绿电；另一种则是用电企业通过投资或者入股新能源发电公司，利用新能源发电公司发售电量参与电力市场交易。

绿电参与电力市场交易的比重很小，并不是新能源发电的总量不大，也不是市场对绿电的需求不大。而是绿电交易缺乏合理的定价机制和稳定的电源质量。

让绿电价格对标煤电标杆电价作为基准的方式是否合适值得商榷？因为新能源发电的成本和煤电价格本身并没有多少关联；另一方面，需要绿电的企业会担心绿电的稳定性存在偏差，难以保障。虽然国内已有很多企业加入RE100的绿电组织，但绿电参与电力市场依然缺少关键的“临门一脚”。

嵌套式长期购电协议是一剂猛药

针对当前绿电参与电力市场化交易的痛点，此次发布的报告内容显示：“长期购电协议可以灵活匹配买卖双方需求，设计合约条款和市场风险的分摊和匹配。”

这种方式让新能源发电方可以取得相对稳定的收益，比起短期协议，长协更利好新能源电站投资，因为此前新能源电站投资回报依靠补贴，但补贴政策没有了，投资人又不能确定电站是否可以取得稳定收益的时候，可能不会继续投资新能源电站。

长协对于需要长期使用绿电的用电企业来说也可以减少每年的合同谈判和寻找合作伙伴的时间。但长协依然有短板，就是对于发电偏差和电源质量如何进行保障的问题。

为此，嵌套式长期购电协议诞生，它可以看作是长期购电协议的升级版。电力用户与发电企业签订多年期双边购电协议后，电力用户与售电公司签订背靠背的镜像协议，授权售电公司负责购买平衡电力并为此支付管理费用。这样用电企业可以省去很多麻烦。因为在该合约模式下，电力用户无需非常熟悉电力批发市场动态，依据合约条款锁定价格模式，市场风险将由第三方承担。

清华四川院电力市场与碳市场研究所副所长 蔡元纪

清华四川院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪表示：“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。它的独特性在于，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。”

对于发电主体来说，嵌套式长期购电协议一方面可以保障发电主体稳定的可再生能源消纳，提高收益的确定性；另一方面能通过长期购电协议给予项目前期投资与测算支持；此外，还能为可再生能源企业提供新的融资机会。不仅如此，嵌套式长期购电协议因为发电企业与售电公司在风险平抑方面进行合作，所以能够转嫁部分新能源资产运营风险。因为有售电公司参与，让其有更加贴近用户侧的可靠合约选择。

对于用电企业来说，嵌套式长期购电协议也有多重优势。首先，这种方式能让企业锁定电力成本，规避电价波动风险；其次，长期稳定的电力供给以满足企业不断扩大的生产运营规模；再次，有助于企业履行社会责任，实现100%绿色电力的目标；最后，用电企业通过投资可再生能源项目进一步体现额外性。电力用户可以在可再生能源项目早期融资阶段参与项目投资并签署长期购电协议，在保障可再生能源消费的同时，体现企业可再生能源采购的额外性，彰显企业的绿色转型决心。

嵌套式长电协议存在五大难题

虽然这种新模式对于发电和用电单位都有利好，但想要使其实现快速发展依然面临一些难题需要解决。

难题一：中国绿色电力市场体系下，嵌套式长期购电协议发展驱动力不足。国外成熟电力市场中的嵌套式长期购电协议的发展驱动力，主要源于发用市场主体的偏差管理需求。为支持可再生能源发展，中国要求电网全额收购可再生能源发电量，并承担其发电波动的平衡义务，加大了电网运行复杂程度。由于偏差考核机制和履约方法缺乏标准化指导规则，导致发用两侧在中长期履约风险和责任追溯具有较大难度。

难题二：引入新型调节主体，提供嵌套式长期购电协议中的平衡服务对售电公司提出了更高的要求。嵌套式长期购电协议模式下，第三方售电公司将承担更大的平衡责任，参与电力系统平衡的灵活调节资源的管理和调度变得更加复杂。国内部分售电公司不具备很强的资源调节和托管运营能力。

难题三：嵌套式长期购电协议配套的市场监管和信息披露不足。国内电力市场的运营机构设置则以“调度机构在电网企业内部，交易中心相对独立”呈现，市场信息披露的深度和广度相对不足。售电公司将承担更大的平衡责任，却难以通过直接的计量体系实现履约监管，将进一步增加合同执行的监管难度。

难题四：现有绿色电力定价体系与嵌套式长期购电协议的价值传导错配。嵌套式长期购电协议的引入将驱动供需两侧锚定新能源发电成本，这将导致长期购电协议定价模式与现有的中长期交易、现货交易的定价模式出现更大的偏差。

难题五：支撑嵌套式长期购电协议的落地应用的关键能源互联网相关技术尚未广泛应用。嵌套式长期购电协议履约的前提是风险预测及监管能力，高度依靠电力系统运行数据、电力市场运营数据以及部分调节资源的多维互动信息。计量体系不足、运管算法缺失以及投资回收压力等原因限制了第三方主体的嵌套式长期购电协议服务供给能力，需要更广泛的应用先进信息通信技术。

针对上述难题，报告提出了一些建议：

要完善绿色电力定价机制、推动电力系统灵活性资源建设、理顺嵌套式长期购电协议下多方主体的权责划分、履约监管、风险预警等相关建议。报告还鼓励用电企业应尽快设立100%可再生能源消费与全供应链碳中和目标，积极探索包括嵌套式长期购电协议在内的多种绿色电力交易模式。

在发布会上，绿色和平东亚分部气候与能源项目主任吕歆表示：“可再生能源的发展正在从政策驱动向市场驱动转变，需求侧是拉动绿电消费与完善绿电市场化机制发展的重要抓手。我们期待以嵌套式购电协议为代表的新型交易模式的落地和成长，从而进一步提升企业对绿电消费的信心和目标。”