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可再生能源能量来自于大自然的伟大力量，是不会耗竭的，而这种力量在不同时间尺度上是波动的。因此，无论是传统大型水电，还是目前极具经济竞争力的风电、光伏，其出力同样是变化的。若变化的周期很短，人们可以很快掌握规律，从而能够有效加以应对。这是笔者一再强调“波动本身并不是问题”的由来。
然而，如果这种变化的周期很长，需要以数年、十年、数十年来衡量，在更小尺度内成为某种“单调趋势”，那么将很难事先对这种变化的程度进行估计。
全球水电目前即是如此。国际能源署(IEA)2023年的统计汇总显示，无论是美洲、欧洲，还是其他地区，水电的长期利用率都呈现明显下降的趋势。在这种情况下，水电业主如果提前将自己的电能卖出去，由生产者还是消费者来承担出力不确定性的风险，就是一个需要明确界定的问题。
这是我们熟知的价格风险之外的数量风险。在本期专栏中，我们将讨论电力PPA世界中的风险承担及其影响问题。
案例:现实世界的PPA合同安排及其影响
PPA是交易层面(再一次强调，它不应该决定系统物理层面运行潮流)电力供需双方分散确定交易价格的方式。它可以通过专业电力交易所签约，也可以通过双边场外交易完成，即所谓的OTC(over the counter，图1)。这属于灵活性选择。
第一个案例发生在2022年中期，正是欧洲主要国家天然气与电力价格持续几倍上涨，一个个“天价”接连出现的时候。很多交易所需要发电商补充履约保证金，曾一度造成很多发电商出现流动性困难。我国国内亦有文章对此进行过介绍。
图1 交易发生在场内与场外，与交易的时间尺度(长期PPA或短期现货)是两个维度
究其原因，恰恰在于长期PPA造成的履约承诺的可信度问题。由于事先约定的发用电计划受天气影响，可再生能源供应商肯定无法做到严格一致。如果这种责任是生产者的，就需要从现货市场平衡“头寸”以满足要求。当现货价格非常高(当时的情况)，缺额下的购买可能使偏差的成本变得巨大，甚至导致整体卖了电仍会亏损。这种出力不足的风险因市场价格暴涨被极大地暴露与放大。基于这种可能性，很多交易所通知发电商追加履约保证金，以防止出现发不出电、也买不起现货的违约风险。
另一个案例是在我国近期发生的。2023年6月的新闻显示，法国液化空气集团(Air Liquide)与中国三峡新能源及中国三峡江苏分公司签订了为期9年的PPA，交易每年达20万千瓦可再生能源发电量。电量来自于江苏的太阳能电站与风电场。同年9月，德国巴斯夫公司与国家电投签订为期25年的PPA，为广东湛江市的炼化一体化项目提供电力。
PPA的细节，尤其是价格、免责条款，往往属于商业机密范畴，大部分并未公开，我们不予猜测。然而，发电量交易以容量为单位，似乎暗示双方并未约定具体电量，由法国液化空气集团承担出力波动风险。简单来说，20万千瓦可再生能源发电装机，发多发少，法国液化空气集团都默认接受，自己去平衡总体需求。
标准电力市场中的PPA角色——欧洲
过去几年，欧美企业签订的PPA合约数量增多，特别是IT明星企业。它们通过固定协议锁定电力价格并获得相应的绿证，通常是在年度尺度上进行匹配。此类绿色采购，如果可以拉动额外的可再生能源电厂投资，无疑具有额外性(这需要额外论证)与环境价值，以及企业社会形象方面的收益。那么，它们还有其他方面的考量吗?
市场存在双向波动的可能。PPA作为长期购电协议，可以规避现货价格的暴涨暴跌。但很显然，规避的往往只是一侧的极端情况。IT企业考虑到这一点了吗?让我们从PPA的整体图景来尝试进行理解。
欧洲风电行业组织WindEurope对欧洲存在的PPA进行过汇总，这仅是市场中存在的全部合同的一部分。该组织的网站直接给出了各种结构图示，清晰易读。从行业、地区与发电企业分布来看:
PPA买家，主要是IT行业与高耗能企业;
可再生能源发展迅速的主要国家均存在不同规模的PPA，但考虑到国家的经济与电力体量，西班牙、瑞典与挪威所占的比重尤其高;
在PPA卖家中，风电与光伏所占的比重相差无几。
从风险角度来看，PPA可以帮助买家规避价格暴涨的风险，但会带来其他方面的风险，包括:
现货价格低于、乃至大幅低于PPA价格。如此，在一定时期内，与那些没有通过PPA锁定价格的企业相比，签订PPA的企业将存在竞争劣势。
PPA约定数量与实际发电的差别。这个风险对卖家和买家而言是对称的，两者显然都无法保证长达20年预期相对准确的发电量与用电量。
第一个风险，与高耗能企业较为相关。至于第二个风险，因高耗能与IT企业都需要确保发用电平衡，两者均将暴露在风险中。然而，与高耗能企业不同的是，IT企业暴露之后受到的影响不会太大。因为它们的电力总成本(数量×价格)在运营成本中所占的份额很低，大部分成本来自人力、智力、数据中心等。
从动态反馈来看，如果生产者与消费者都预期到以上风险，他们可能不会选择签订PPA，或者起码不会将“头寸”都锁定在长期合同上。这是高耗能企业的理性选择⸺只有较小部分电量来自于长期合同，其他大部分随行就市。
标准电力市场中的PPA角色——北美
北美的情况可能更加复杂与多元，且企业拥有更大的自主权⸺“美国的调度RTO运营商不需要评估或批准市场参与者之间的购电协议”，因此，情况也不足够公开透明。这是正常的。一些商业数据库，如彭博新能源财经(BNEF)的《企业能源市场展望》(Corporate Energy Market Outlook)部分汇总显示出与欧洲类似的结构分布特点，如更多地分布在IT和高耗能企业，而总体规模比欧洲更大。美国国家可再生能源实验室(NREL)定期对企业自愿电力市场的汇总显示，2021年，600多家承购商通过PPA购买了约7300万千瓦的绿色电力。在清洁能源购买协会(CEBA)统计的项目中，超过1/3的风电、光伏是通过自愿采购方式投资的。
此外，美国具有更加发达的金融套利、对冲市场。这些PPA是否与更多的金融工具绑定，是各个参与者根据自身目标、能力与风险承受能力综合决策的结果。关于这方面的情况，我们留待以后再做更细致的讨论。
我国电力市场中的PPA可能
必须认识到，我国的电力市场远非标准的电力市场。它的独特性在于:
由于政治心理上的承受能力问题，市场价格波动往往被限制在一个很窄的区间，如在目前煤电基准电价(对应于煤炭价格的基准水平⸺550元/吨)上下浮动20%。
主要的电力现货试点，充满着众多服务于其他政策目标，甚至有些“肆意性”的约束或边界，如补贴天然气发电、优待部分储能与需求侧响应行为、有选择地给予某些机组优惠等。
广大的市场参与者，除参与市场的要求外，还存在诸多其他的约束与义务。比如，发电量考核、严肃调度指令必须物理发电、割裂统一平衡市场的跨区绿电消纳义务、长期合同签约义务等。因为这些额外的因素，我国的PPA也会是其他的形态及具有迥异的系统潜在影响。
以被广泛讨论的山东日间长时间负电价为例，在缺乏精确细节的情况下，它最大的可能原因为过多的中长期交易。实时市场的流动性接近枯竭，缺乏基本需求，从而使一些额外的供给无处可去。市场要均衡，电价必须降为负的。一些之前锁定价格的具有明显边际成本的化石能源发电商会停止发电，从生产者变为消费者(生产一千瓦时电的成本是0.3元，但缺额了不仅不需要付钱，还能挣钱)，从而促进市场的平衡。不过在这种情况下，消费者想的恰恰应该是:现货价格如此低，我为何要长期锁定一个那么高的价格?我的未来预期应该如何安放?
这涉及市场设计方面的重大“协调”问题。强烈区分某个市场部分是灵活性选择还是必需义务，将变得尤为关键。
小结
中长期双边交易PPA只是市场交易的一种形式。它处理得好，可以用来规避市场存在的价格风险。但必须意识到，这种规避是单向的。它也存在另一个方向上的各种数量、价格风险。
因此，希望通过PPA来“一统天下”，实现可再生能源宏观层面的发展大计，可能是困难的。我们将在后续专栏中讨论“自愿VS强制”涉及的市场设计关键问题
