【RMI】2024创新金融机制助力中国可再生能源发展-绿电长期交易合同的机遇与挑战报告_27页_2mb

创新金融机制助力中国可再生能源发展——绿电长期交易合同的机遇与挑战
落基山研究所在国际能源转型领域具有长期研究经验，其发布的报告指出绿电长期交易合同是推动中国绿电市场发展的关键工具。报告分析了绿电长期交易合同的国际实践、我国市场现状及面临的挑战，并探讨了保险和金融合约等创新机制对风险管理的作用。

绿电长期交易合同，即电力供应方与用户签订的多年期采购协议（PPA），在欧美已有成熟应用，通过固定或浮动电价机制，为可再生能源项目提供稳定收益预期，并助力企业实现碳中和目标。例如，欧洲企业通过PPA推动362MW新增装机，美国自2008年以来通过PPA实现716GW零碳电力装机。我国绿电市场虽处于发展初期，但自2021年试点以来，交易量快速增长，2023年国网区域累计成交830亿千瓦时，南网区域124亿千瓦时，初步形成实践基础。

当前我国绿电交易以年度或更短期限为主，但长期合同框架正在逐步建立。政策层面已释放支持信号，如《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》明确鼓励长周期交易，部分区域规则也支持跨省交易。企业层面，跨国公司（如巴斯夫、液空中国）和国内企业积极尝试长期合同，通过价格预测、风险补偿机制等策略降低不确定性。

推广绿电长期交易合同面临多重挑战：

1. 系统性挑战：电力中长期交易规则仍以年度为周期，缺乏针对长周期的电价调整机制和合同模板，导致交易灵活性不足；
2. 市场性风险：政策变动可能影响合同条款的适用性，电量匹配风险（如当年发电量与合同电量偏差）及价格波动风险（长期电价波动累积）可能引发经济损失；
3. 信息透明度不足：省级交易平台间数据披露不统一，影响市场决策和风险评估；
4. 机制衔接不畅：电力市场与金融市场尚未实现互联互通，限制金融工具的创新应用。

为应对上述问题，报告提出以下市场机制解决方案：

• 保险机制：针对电量和电价波动风险设计，如卖方购买的看跌期权、领式结构保险及交易量互换协议，可降低违约赔偿压力；买方通过保险转移市场波动风险，实现稳定购电成本。例如微软与REsurety合作的案例，通过短期风险转移协议将电价波动风险控制在21美元/MWh。
• 金融合约：依托能源交易所开发电力期货等衍生品，覆盖基荷、峰值、谷值时段的电价风险对冲。此类合约可提供6-10年期限，相比传统期货合约（3年）更契合长期交易需求，且仅需支付溢价而非全额电量价值，降低交易成本。
• 绿色金融创新：如“绿电贷”等产品通过专项贷款支持企业绿电采购，提供利率优惠，减轻企业支付压力。此外，绿色债券、绿色保险等机制已积累规模，为长期合同提供了融资和风险保障基础。

报告展望我国绿电市场未来将呈现三大趋势：

1. 绿色金融深化：政策与市场双轮驱动下，绿色保险、信贷等工具将加速发展，为长期交易合同提供资金支持和风险对冲；
2. 信息透明化：建立统一标准的信息披露制度，助力新兴机制设计与市场公平；
3. 平台互联互通：整合电力交易机构与金融市场的功能，推动创新机制落地，形成高效协调的交易环境。

综上，绿电长期交易合同作为市场化手段，有助于稳定供需关系、提升企业采购意愿及保障可再生能源投资收益。尽管面临政策、市场等挑战，通过保险、金融合约等创新机制协同作用，我国绿电市场有望实现可持续发展，为“双碳”目标及全球能源转型提供支撑。