在全球努力推动碳减排的进程中，可再生能源电力的占比不断提高，但风、光发电的间歇性也给电力系统带来一定挑战。全天候绿电购电协议（PPA）能加速可再生能源和长时储能的部署、投资与技术革新，优化清洁电力的供需匹配，进一步推动实现电网全面脱碳。

电力行业在全球温室气体减排的努力中占据了中心位置。当前，风能、太阳能等可再生能源在整个电力结构中的占比不断提升，但在大规模推广使用的同时，可再生能源的间歇性给电力系统带来的挑战也日益凸显。

由于风能与太阳能均不稳定，为了保证电力的供需平衡，系统不得不采用化石燃料发电等方式来填补供电缺口。为了充分发挥可再生能源的减排效应，进一步减少对化石燃料的依赖，并降低购电方的风险，“全天候绿电”购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）逐渐得到市场认可。与目前市场主流购电协议相比，全天候绿电PPA能对可再生能源的供需进行更精确地匹配[1]。

近日，长时储能理事会（LDES Council）[2]发布了一份与麦肯锡合作编撰的全天候绿电购电协议报告[3]。报告指出，相比当前“生产即付”模式（Pay-as-Produced以固定价格购买规定容量）转嫁电力波动风险给购电方、用化石燃料发电填补风光间歇的购电协议相比，全天候绿电购电协议能显著提升减碳成效。报告估计，当前主流购电协议只能确保购电方用电量的40%~70%实现脱碳，并且购电方还会面临可再生能源电力波动带来的市场价格风险，有时甚至超出很多购电方能够应对的程度。

相比之下，全天候绿电购电协议以更小的时间单位（如小时）计量用电量与温室气体排放，并通过混合能源系统（如可再生能源发电+储能）提供全天候可调度的清洁电力。对于希望大幅减少范围2（来自电力、热力和蒸汽采购）碳排放的购电企业而言，全天候绿电PPA是一个更具吸引力的选择；同时，该类PPA也能有效助力电网实现全面脱碳。目前已有来自175个国家和地区的300多家公司加入“RE100”（100% Renewable Electricity）倡议，承诺实现使用100%的可再生能源电力，而全天候绿电购电协议能帮助他们走得更快、更稳、更远（见图1）。
与当前市场主流购电协议相比，全天候绿电购电协议能对可再生能源电力的供需进行更精确地匹配。

该报告也指出，成本相对较高、缺乏公认标准是推广全天候绿电购电协议的两大阻碍，但行业的共同努力能够最终扫清路障。

首先来看成本方面。利用目前主流的储能技术实现100%脱碳，成本会极其高昂，比如在大多数地区，风能、太阳能搭配锂离子电池储能的混合系统平准化发电成本可达每兆瓦时200美元以上。但如果长时储能等基于新型储能技术的解决方案能得到加速部署，预计在不久的将来，全天候稳定输出的可再生能源电力成本即可降至每兆瓦时100美元以下（见图2）。
长时储能技术品类丰富，有机械储能（如抽水蓄能和逐渐规模化的压缩空气储能）、热能储能（如熔盐）、电化学储能（如液流电池）、化学储能（如氢能）等。麦肯锡的研究表明，对于超过6~8小时的储能需求而言，长时储能可能是最具成本竞争力的解决方案。预计到2030年，长时储能技术应用于24小时储能需求的单位成本约为锂电池技术的45%。而全天候绿电购电协议将成为推动长时储能解决方案加速应用的重要工具之一，能促进针对储能作为可调度发电装机的投资，加速实现规模效应，驱动技术降本。

此外，为了推进全天候绿电购电协议的广泛采用，还需要一个统一的、公认的标准。该报告认为，制定一个能够兼容不同减碳目标水平的标准化质量评估框架，能描绘出通往大规模采用全天候绿电购电协议的路径，并提升清洁电力供应与用电需求的匹配度（见图3）。

“入门级”全天候绿电购电协议的准入门槛相对较低，将成本控制在当前许多地区电力市场的平均价格范围内（每兆瓦时约70美元）。相应地，“铂金级”购电协议则代表了最高目标水平，清洁电力的供需匹配度接近100%，专为脱碳领先企业设计。随着技术的成熟与规模的扩大，高质量全天候绿电购电协议的成本预计将在未来十年内下降30%至40%，大幅缩窄与目前市场价格的差距。

报告还建议，全天候绿电购电协议应由独立的官方机构根据事先验证的合同条款、指定的新能源资产规模以及持续的审查回顾流程进行认证。电力系统可根据供需的实时跟踪（按小时计）情况进行微调，以优化减排成效与成本。

要进一步推动企业采用全天候绿电PPA，还可考虑以下举措：一是将全天候绿电购电协议纳入碳核算标准；二是开发透明的可再生能源电力数据生态圈；三是降低规模较小及新兴企业的准入壁垒，包括利用创新商业模式实现资产共享或通过中介等方式。

展望未来，推行全天候绿电购电协议仍有许多障碍，但我们坚信，实现全天候使用可再生能源电力和电网脱碳是完全可行的，鉴于其中巨大的环境、经济和社会效益，这份事业值得全行业、全社会为之共同努力。

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中国绿电采购实践和交易生态思考

在全球积极应对气候变化挑战的进程中，企业购买绿电渐成潮流，中国企业也不例外。在我国“双碳”目标背景下，传统工业企业需要显著降低能耗，期望用绿电生产推动低碳转型升级, 实现自身的碳中和承诺；在海外减碳趋严的情势下，出口企业则需采用绿电减少产品碳足迹，以应对可能的碳关税（如欧盟碳边境调节机制）；海外减碳领先企业的中国供应商也有更大的绿电采购需求，以满足客户的范围3减排要求。此外，“RE100”等全球合作倡议也在进一步自下而上地推动企业实现使用100%可再生能源电力的目标，远景、隆基、阳光电源等中国企业均已加入“RE100”，彰显了良好的国际低碳品牌形象。

目前，企业用户在国内采购绿电主要有以下四种途经。一是直接投资集中式可再生能源发电资产，拥有项目的所有权。二是在企业园区内建设分布式新能源设施（如屋顶光伏），直接使用由此产生的绿电，如有余量则并入电网；企业既可自行投资持有此类新能源资产，亦可采用融资租赁模式，在能源管理合同下享受电价优惠。三是绿证交易，通过认购中国绿证（GEC）或国际上的i-REC、APX-TIGR等证书，可声明对应用电量的可再生能源环境权益。四是参与可再生能源电力中长期交易，企业（或由售电公司代理）可与新能源开发商通过双边协商、集中撮合等达成交易价格，以年或月为单位签订绿电采购协议。

随着电力市场机制的逐步建立和“双碳”政策的推动，目前中国绿电交易正在获得越来越多国内企业和在华外企的关注。2021年9月，国家发改委、国家能源局正式批复了国家电网公司、南方电网公司的《绿色电力交易试点工作方案》，来自17个省份的259家市场主体参与了随即开启的首批交易，达成交易电量近80亿千瓦时。《方案》提出鼓励用户与绿电发电企业签订5至10年乃至项目全生命周期的长期购电协议。我们已看到一些领先企业的交易实践：在2021年9月的首批交易中，巴斯夫、科思创、施耐德、国基电子等外资在华企业与宁夏多家新能源企业签订了2022~2026年的五年期光伏电量采购协议；2022年2月和5月，南网和国网区域分别相继印发绿色电力交易细则2022年5月，在广东省可再生能源交易规则下，巴斯夫广东湛江市一体化基地与博枫签署了中国第一份25年期固定价格可再生能源电力采购协议，与前述的欧美可再生能源PPA模式十分类似。

当然，由于国内的绿电交易和绿电PPA尚处于发展早期，在实践中还存在较多不确定性，需要各市场主体共同探索解决。如何顺畅衔接绿电、绿证市场及碳市场；如何清晰地定义和记录环境权益的归属权，包括在企业和产品层面如何进行声明且获得国际认可；中国缺乏长期运行的电力现货、期货市场作为依据，在此背景下的绿电交易价格如何确定，等等。不过，随着参与者的增加、政策和规则的明晰以及各类细分市场的成熟，这些问题势必逐渐明朗，中国的绿电行业生态也将日益完整而蓬勃。

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麦肯锡主导的长时储能理事会在第26届联合国气候变化大会上正式宣布成立。理事会成员包括领先能源企业、技术提供商、投资方以及终端用电企业等，目前已有包括壳牌、西门子能源、住友商社、谷歌、力拓等在内的近50家企业。理事会以事实数据为基础，借助成员企业的广泛经验，为政府、业界及全社会提供相关资讯和支持，并作为产业交流的平台，促进成员企业之间的协作沟通与投融资合作。

长时储能理事会于去年11月发布报告《净零电力：发展长时储能，打造可再生能源电网》（中文版报告简介请点击这里，英文版报告简介），又于今年5月发布《通过全天候绿电购电协议走向电网全面脱碳之路》。欢迎前往了解报告详情。

原标题：解读全天候绿电PPA，展望电网脱碳未来