对比欧洲PPA，中国绿电交易国际认可度如何

eo记者 姜黎

编辑 陈仪方

审核 冯洁

近期，德国化工企业巴斯夫（BASF）与国家电力投资集团公司签署了一份为期25年的购电协议，为其最大的海外投资项目广东省湛江市一体化生产基地采购可再生能源电力。按照计划，2025年该基地的蒸汽裂解装置及其核心投入运营后，国家电投将每年为其供应10亿千瓦时可再生能源电力。

在中国国内以年为周期的中长期电力交易框架下，巴斯夫与国家电投签订长达25年的购售电协议让人联想到欧洲多国采用的长期购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）模式，也因此引发了对欧洲和中国绿电交易机制设计逻辑和细节的讨论。

从世界各国推动可再生能源发展的政策轨迹来看，直接的补贴扶持转向市场化交易与“场外帮补”的模式是大势所趋。在可再生能源新的发展阶段，欧洲和中国采用的机制不尽相同，而由于绿电消费涉及跨国企业等电力用户的产品进出口及供应链管理等事项，绿电国际互认的议题也由此延伸出来。

2023年10月12日，中国国家能源局局长章建华在北京与欧盟能源委员西姆森共同主持召开第十一次中欧能源对话。双方就能源安全与转型、可再生能源、电力市场改革、绿电认证、绿氢等议题深入交换意见，并就下一步合作重点和方向达成共识。

欧洲PPA由发电商与用户或零售商签订，协议一般为期十年以上，包括合同期限、履约要求、电价机制和项目技术参数等要素，分为实物和虚拟合同两种。在分散式电力市场的框架下，欧洲PPA以实物合同为主，不允许跨越阻塞区域交易，可以保证可再生能源的物理消纳。

电价方面，据金风低碳能源设计研究院杨萌介绍，主要包括固定价格合同（Fixed Price Contract）、浮动价格合同（Floating Price Contract）、市场补贴合同（Market Subsidy Contract）三种。在固定价格合同中，购售电双方以固定价格购买绿色电力，通常会明确规定购买的电量、购买期限以及固定的购买价格。浮动价格合同则根据市场条件而变动，合同中可能会包含价格指数或其他市场参考指标，以确定每单位电力的价格。市场补贴合同则是指双方在交易时约定，购买方将享受政府提供的补贴或其他形式的支持。

欧洲绿电PPA实际上替代了政府补贴或定价为可再生能源项目投资“背书”的作用，在可再生能源市场化阶段，为投资商获得融资提供依据。远景科技集团电力和环境产品交易与供应负责人陈帝澎说：“能够签到满意的PPA，是后补贴时代发电商新建可再生能源项目的前提。”

也正因如此，PPA把投资风险传导到了用户侧。德国科思创公司能源电力相关负责人在接受《南方能源观察》（以下简称“eo”）采访时指出，欧洲PPA模式下，用户侧面对电力现货市场价格波动的风险很高。

国内的绿电交易是在当前电力中长期交易市场框架下设计的“专属”交易机制，主要为已投建的可再生能源项目对接“买家”，与新建项目的融资关系不大。

早在新一轮电力改革启动初期，国内就有部分跨国企业提出购买绿色电力的需求，彼时虽然能够实现向发电企业直接购电，由于参与直接交易的均为煤电机组，无法在市场里买到绿色电力，除非直接投资新建光伏、风电，否则无法向投资者证明产品生产过程中使用了绿电。

2021年9月，扬子石化-巴斯夫有限责任公司成功认购1.07亿千瓦时绿色电力后，其总裁杨晟在接受媒体采访时说，此次绿色电力交易可谓是一场“及时雨”。

据科思创上海一体化基地总经理陈耘博士介绍，自2021年9月科思创聚合物（中国）有限公司参与首次绿电交易至今，科思创上海一体化基地约40%电量来自绿电。

广州电力交易中心相关人士指出，国内绿电交易以市场化方式引导绿色电力的生产和消费，体现绿色电力的环境价值，为可再生能源构建电能量加环境属性的商业模式，推动构建新型能源体系，实现绿色低碳高质量发展。

欧洲PPA的实物合同通常也伴随着“欧洲版绿证”欧盟来源担保证书（Guarantees of Origins，GO）的交割。据科思创能源电力相关负责人介绍，如果PPA仍然无法完全满足企业使用绿电的要求，可以额外再去购买由总部位于荷兰的非盈利基金会I-REC标准（I-REC Standard）核发的国际可再生能源证书（I-REC）作为补充。

2023年8月3日，国家发展改革委、财政部、国家能源局发布了《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）（以下简称“1044号文”），明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，由国家能源局负责绿证相关管理工作，支撑绿色电力交易，交易合同中应分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格。

同时指出，我国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证，在不影响国家自主贡献目标实现的前提下，积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。

2023年5月17日，欧盟碳边境调节机制（CBAM）法案正式生效。从2023年10月1日起，CBAM进入过渡期，欧盟进口商需要按季度向欧盟报告进口产品的排放数据，既包括直接排放也包括间接排放数据。CBAM在过渡期不收费，从2026年起才进入“收费阶段”。在后面这个阶段，CBAM并不对钢铁、铝和氢的间接排放收取费用。

国内绿电和绿证的国际认可度，由此更加受到关注。

海华永泰（北京）律师事务所高级合伙人、中国碳中和50人论坛特邀研究员吴必轩介绍，目前出口产品计算间接碳排放默认是使用电网的平均排放因子。目前生态环境部公布的全国电网排放因子，2022年度为0.5703tCO2/MWh。

只有在两种特殊情况下，间接排放才可以使用实际排放值，一是电力由发电源物理直供，二是通过签订PPA的方式从发电厂购电。第一种方式通常包括自备电厂和分布式能源；第二种情况下，对于到底什么才能算得上是PPA，目前还缺乏进一步的清晰指引。

“非常明确的是，各种类型的绿证在CBAM下都是不被认可的。”吴必轩指出。因此，越来越多的出口型企业把希望放在了绿电身上。据了解，国内的绿电交易目前已被一些国际组织认可，包括绿电消费倡议（RE100）等。

当前的主要问题是，CBAM能否认可。

“欧盟对于绿电，更看重的是‘物理’使用，也就是关注绿电的发电与用电之间是否存在时间和空间上的匹配，考虑电网阻塞、实际使用的时段等因素。换言之追求的是用户实际使用了绿电，而不仅仅是‘财务’层面的使用。”吴必轩认为：“目前来看，国内绿电交易似乎无法满足欧盟的这种关注。”

近日有发电企业人士撰文介绍，欧洲的实物PPA需要明确合同出现偏差的平衡责任，可再生能源不足的平衡责任或由用户负责或由第三方承担。而国内绿电交易是需要进行电量交割（电力现货市场运行后中长期合同只做差价结算，不涉及电力交割）的中长期合同，暂时还未考虑电力的实时平衡与发用电匹配问题，因为交易双方的发用电曲线不可能做到完全匹配，所产生的偏差责任以及不平衡资金由市场主体承担 [1] 。

不过，从合同要素上看，科思创能源电力相关负责人介绍，目前在国内的绿电交易中，用户与发电商签订的合同里也带有曲线。在尚未开启现货市场的省份，曲线主要是体现峰、谷、平段的分时特征。据已开启现货市场试运行的省份人士介绍，发用双方在绿电交易中也要约定交易时段曲线。

前述交易中心相关人士解释，绿电交易同样要认定偏差电量，市场“兜了多少底”，结算过程能够体现。此外，南方区域绿电交易规则也即将修改，曲线偏差责任的认定机制将得到一定的改进。

“如果像欧洲PPA一样强调在同一负荷区内买卖，那么跨省区电力就没有办法纳入绿电交易，而众多绿电需求较为旺盛的省份必须依靠大量外来绿电供给。”上述相关负责人认为，鉴于地理资源环境特征，欧洲本身没有和中国类似的大规模远距离输电网支撑，未来使用绿电的比例上限其实比中国要低。随着能源供应波动性增强，签订实物PPA的难度会越来越大。“没有必要完全参照欧洲的PPA模式推进绿电交易。”

他提到，善用欧盟认可的第三方审计机构为绿电、绿证“背书”，有利于提升欧盟对企业使用绿电、购买绿证的认可度。

南方电网公司政策研究部、广州电力交易中心业内人士日前撰文指出，下一步要尽快建立完善绿电绿证技术标准体系，提高相关国际标准制定的参与度，加强与国际组织的合作交流，推动提升绿证的认可度 [2] 。

注释：

[1] 观澜 | 绿电交易究竟是为买证还是买电？

[2] 绿证“3.0时代”机制建设问题探讨