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（一）定义
物理商业PPA（Physical Corporate PPA）是指私人投资发电项目（IPP）与商业购电方（Corporate Offtaker）通过输配电公司的传输渠道进行电力物理交易、签署的具有一定期限长度的电力买卖协议。在输配售一体的监管市场，少量的物理商业PPA与大量的国家电网PPA构成了中长期电力市场。在电力零售领域自由竞争的市场，物理商业PPA与现货市场共同构成了电力批发市场（Wholesale Market），为电力销售提供了价格发现机制。物理商业PPA项下，发电商与购电方的电力交易是依赖特定输配电公司的传输渠道实现的。发电商对输配电网有物理的、真实的电力输出。但由于电力的不可识别性，发电商所发电力物理上并不一定真实进入购电方电表；而购电方实际接收到的电力是输配电公司电力平衡的结果。物理商业PPA买卖双方常见于同一配网中。在发电商和购电方两者跨越输配网区域时，还可能产生网络输电权、跨网结算的问题。物理商业PPA涉及的主体有三个，分别是发电商、购电方和输配电公司。发电商是电力商品的生产方和卖方，一般是各类电站，在特殊情况下也可能是市场上活跃的某个电力交易商。购电方可以是矿山、数据中心、高耗能生产企业等负荷用电大户，也可以是获得许可的电力交易商。输配电公司是物理商业PPA的传输中介，也是传输服务、结算服务、平衡服务的服务提供商。各国电力市场化程度不一，此处的“输配电公司”具体可能体现为一体化的公用输配电公司（Utility），也可能体现为单独的配电公司（DISCO）、或电网独立运行商（Independent Grid Operator）。物理商业PPA的适用条件与虚拟购电协议相比更加宽松。虚拟购电协议依赖于电力现货交易市场，因此与电力市场发展水平息息相关。物理商业PPA的价格和结算不依赖现货市场，电力传输和平衡服务由输配电公司提供。因此只要电力交易的双方之间有输配电公司提供服务、法律不禁止相关安排，交易双方可脱离现货市场实现电力交易。实务中，在东欧、拉美、东南亚、北非等未建/初建电力现货市场的国别，物理商业PPA已成为受到欢迎的售电模式。相比于具备风险对冲属性的虚拟购电协议，物理商业PPA模式下买卖双方建立了更为紧密的长期商业关系。生产类项目（如矿场）的自备电站项目中，如果采用了物理商业PPA模式，则发电商和购电方两个投资人（甚至两个项目背后的融资机构）的现金流、相互担保、最终命运都紧密相连。物理商业PPA还存在一种买卖双方更加紧密的子模式，即发电人自购电模式（Self-consumption）。购电方如果入股可再生能源发电厂（哪怕较小比例），则东道国将授予购电方电力交易方面的特殊优惠，进一步压低发电端投资成本、项目可融资性。在物理商业PPA模式下，购电方、发电商和输配电公司可能需要签署多方镜像协议或者过网服务协议，输配电公司直接承担电量与负荷风险，并收取相应的服务费用。因此，输配电公司在物理商业PPA中根据专门的合约服务特定的买卖双方。在虚拟购电协议模式下，输配电公司作为公开电力市场的服务提供方服务于公开电力市场、进行电力平衡调配，不与具体发电商和购电方直接签署协议。在物理商业PPA中，购电方直接支付给发电商。因此物理商业PPA评估具体购电方支付能力。现金流流向如下图右部蓝线。 在虚拟商业PPA中，购电方和售电方都在现货市场中结算、与现货市场结算系统各有一条现金流，同时双方之间根据虚拟PPA有一条现金流（该现金流本质也是两个方向现金流轧差的结果）。因此，虚拟商业PPA同时评估现货市场支付水平和虚拟购电方支付能力。现金流流向如下图左部蓝线。![]()
所有类型PPA都面临开发、完工、不可抗力、法律变更、电量预测、交易对手信用、融资等风险分配问题。然而，签署物理商业PPA需要面对和分配三类独特风险：负荷匹配风险、平衡风险、输配电风险。（一）负荷匹配风险（Shape/Profile Risk）新能源发电具有被动性，只有在自然条件有风有光有水时，才能发出电量。这种被动依赖自然禀赋的分季节、分时段的发电量特质被称为Generation Shape/Profile。而商业PPA购电方的用电负荷是根据其自身生产经营计划相关。被动性发电量和商业购电方瞬时负荷的不匹配因此被称为Shape/Profile Risk。以美国德州某风电的发电曲线与用电负荷曲线的匹配为例。风力发电在负荷肩部时段（Shoulder Hours）出力最好，但在负荷需求最高时段（也是现货价格最高的下午16时左右）反而出力不济。如下图：负荷匹配风险产生了平衡服务需求。因此，物理商业PPA的买卖双方既依赖输配电公司的传输媒介功能、也依赖输配电网络的平衡功能。输配电公司将不稳定的新能源电力转换为稳定的电力供给。输配电公司负责平衡服务时，收取此风险对应的服务费用（Sleeving fee），体现在三方镜像协议或者单独过网服务协议中。另一种可能是发电方负责根据购电方负荷需求、按照事前约定的负荷提供电量，即发电方承担平衡风险、消除负荷不匹配可能性的Baseload模式。输配电网要求发电商日前申报预测电量、预测发电量曲线。在发电日，发电商终究需要将预测电量现实地发出来。风光等新能源发电具有的波动性将导致日间实发电量与申报发电量的不同，进而导致电网的不平衡。此时电网可能需要其他电源类型、专业平衡服务商（Balancing Service Parties）的支持，产生专门的平衡费用（Balancing Cost）。具体而言，当发电商的当日实际发电量高于申报发电量时，发电商按照申报/合约要求将电量提供给输配电公司，多余的电量可以参与现货市场日间交易。当发电商的发电量低于申报发电量时，发电商需要输配电公司从输配电网内的其他电源点调配电力或者从市场上专门的平衡服务提供商那里购买支持，以满足要求。此处所称输配电风险是指电力在输配过程中面临的线损风险、（因为输配网络导致的）灭失风险。从国家电网购电PPA到物理商业PPA最大变化是IPP投资人的风险分析重心从国家电网实力分析、国家整体消纳分析，下沉为具体输配电风险分析。 一般来说，可以将输配电风险事件分为发电商输配电风险事件、购电方输配电风险事件、输配电公司输配电风险事件和不可抗力输配电风险事件四个类型。其中，前两个类型的输配电风险可以遵循谁过错、谁承担的分配原则。输配电公司凭借自身的关键地位，可能将自身的输配电风险事件种类压缩，分配给发电商或购电方之一承担。此外，不可抗力引发的输配电风险事件在发电商、购电方和输配电公司之间的分配是物理商业PPA合同谈判的关键问题。毫无疑问，任何风险分配都受东道国电力市场结构、项目具体情况、各方的商业地位和议价能力的影响较大。根据买卖双方对前述负荷匹配风险、平衡风险承担方式，以及发电商对保证负荷/电量的不同，物理商业PPA可以分为随发随付型(Pay-as-produced CPPA)、固定负荷型（Baseload CPPA）、按预测付费型(Pay-as-forecast CPPA)三类。随发随付型商业PPA下，发电方不管负荷匹配风险、按照自身能力最大发电，购电方承诺按照约定的价格和电量购买发电商生产的电力。因此，负荷匹配风险和平衡风险的成本被购电方承担，随后转嫁给输配电公司。购电方为了获取稳定、匹配负荷的电力供给，通常需要向输配电公司支付高昂的服务费用。随发随付型是目前各个电力市场上最为常见的PPA类型。随发随付型商业PPA多采用固定价格（可能有调价公式），为发电商提供了便于预测的未来电费收入，受到金融机构欢迎。随发随付型PPA也可能衍生为部分电量（如70%）固定价格销售，部分电量根据指定的电力现货市场参考价格销售（Merchant Tail）。固定负荷型PPA下，发电商实质上承担了前述负荷匹配风险（Shape/Profile Risk）。与随发随付型PPA不同，固定负荷型PPA的发电商承诺以提前约定的、按小时核算的供电负荷/电量向购电方提供电力供给。固定负荷型PPA是近年来在北欧、西欧等发达电力市场新兴并逐渐扩大市场份额的一种物理商业PPA类型。由于在固定负荷模式下，负荷匹配风险被完全转移给发电商，因此在同等情况下，发电商获得的电价一般显著高于随发随付型电价。PPA电价收入虽高，然而按小时的承诺发电量不足时，发电商需要负责从其他渠道（如公开电力市场）购买电力以满足自己承诺的Baseload发电量。以下图为例，在某10MW装机的风电项目中，发电商签署了4MW的固定负荷商业PPA，按照红线约定的4MW固定负荷向购电方供电。发电商通过现货市场销售实现发电量超出Baseload的部分（图中红线以上的蓝色山峰）的收入，发电商通过现货市场购买电量弥补每小时实发电量低于Baseload的（红线以下的白色波谷部分）合同责任。根据发电商分小时承诺负荷/电量之前是否对应考虑不同季节/月份/每日时辰对发电的限制，固定负荷型PPA可以分为年度固定负荷（Annual Baseload PPA）、月度固定负荷（Monthly Baseload PPA）、根据发电类型定制固定负荷（Fixed-Shape Baseload）三种子类型。1. 在年度固定负荷模式下，不考虑资源禀赋的季节变化因素，发电商承诺全年中的每个小时都为购电方供应特定的电量。如下图。2. 在月度固定负荷模式下，发电商承诺不同季节/月份的每个小时，为购电方供应有所区别的电量。买卖双方考虑资源禀赋的季节变化因素，资源禀赋少的月份的每个小时都供应较少的电量。该模式适合风力发电商根据季节变换调整承诺电量。如下图所示。3. 根据发电类型定制固定负荷（Fixed-Shape Baseload）模式是根据发电类型考虑不同季节、不同季节的每日各个小时，承诺不同的发电量。该类型适合光伏资产按小时承诺发电量。与其他类型的物理商业PPA电价机制相比，固定负荷型PPA对发电商提出了以下更高要求。（1）要求发电商在项目开发阶段实现精细化电量预测，从年度电量预测转变为分季节、分月份、甚至分小时的电量预测，并保证准确性。（2）要求发电商在商业运营阶段熟悉东道国公开电力市场的交易规则，在发电商生产的电力与购电方需求不匹配时灵活运用公开电力市场机制进行销售或补购操作。（3）发电商需有能力根据自身风险偏好和发电预测能力，科学分配和承担公开市场销售风险（余量或不足）和Baseload电量保证风险。以前述10MW风电为例，假如发电商决策承担2MW的固定负荷风险，则项目面临下图上半部分的现货售电风险（蓝色面积）和现货购电风险（红色面积）；如发电商决策承担4MW的固定负荷风险，则项目面临下图下半部分的现货售电风险（蓝色面积）和现货购电风险（红色面积）。 在按预测付费型PPA模式下，发电商在日前承诺其申报发电量的准确性，预测并申报以小时为单位的发电量。精准申报将给购电方（实质上给输配电主体）提供了便利的调度准备、节约高昂的日间平衡费用。该模式下，发电商承担了前述的平衡风险（Imbalance Risk），保证实发电量不偏差于日前申报电量。根据BloomburgNEF案例库，瑞典、挪威、荷兰、西班牙、美国、巴西、智利、哥伦比亚、印度、突尼斯、南非等国存在落地的物理商业PPA项目。以下举三国例子。巴西并存着受监管电力市场（Regulated Market）和自由电力市场（Free Market）。在受监管电力市场中，用户只能在本地配电公司（分区域的特许权企业）购买电力。在自由电力市场又分为现货市场和用电大户的双边商业PPA市场。对应的，巴西电价可分为三种价格：监管价格（ACR），由ANEEL分区域计算核定制定；电力现货价格（PLD）；自由市场价格（ACL），由符合特定标准的用电大户自由选择电力供应商（发电商、电力交易商、自发电用户），通过双边谈判商定物理商业PPA条款。尤其是2014至2015年间干旱导致的水电站（巴西的基荷发电）发电下降，进而导致现货市场电价剧烈波动，用电大户更加倾向于在自由市场签署物理商业PPA。全国输电公司（SIN）欢迎市场上的物理商业PPA交易，但具体的物理交割受电网调度运营方（ONS）控制。物理商业PPA应在电力交易中心（CCEE）进行登记，并由CCEE进行电力系统的财务结算。巴西电力市场的主要风险有三点：大量新能源持续接入的风险，配网是否可以承受大量物理PPA平衡需求的风险，持续存在的本地币电费的汇率风险。欧洲的商业PPA市场发达，双边商业PPA市场规模逐年上升。2018至2022年间，欧洲商业PPA市场的总规模增长超过两倍，由3.86GW增加至8.46GW。从发展趋势看，固定负荷型（Baseload CPPA）在欧洲电力市场的受欢迎度逐年上升。尤其是在可再生能源比例高、发电类型集中的国家，特定时段中同一发电类型竞价上网的惨烈竞争引发了“同类相食效应”（Cannibalization Effect）。这促使售电方不得不另辟蹊径，选择高价格、高风险的Baseload CPPA。此外，欧洲市场有专门承担平衡风险、收取费用的独立市场主体平衡服务商（Balancing Service Parties, BSPs）。该主体可以向发电商或配网零售商提供平衡服务。在发电商负责平衡负荷风险的商业PPA中，发电商与平衡服务商（BSP）直接谈判平衡服务细节。因此，近年来平衡费用成为决定物理商业PPA交易成败越来越重要的因素。在2022年，平衡费用甚至达到了每度电1欧分。南非电力市场同样呈现国有垄断的特点，该国电力市场的发电、输配电和售电环节被南非国家电力公司（Eskom）所垄断。全国总装机以煤电为主（约占装机量83%）。南非允许市场上的商业主体与可再生能源发电商通过签订物理商业PPA的方式购买电力。南非政府2021年允许不超过100MW的分散型太阳能发电以来，多个商业物理PPA案例在南非落地。 例如Mainstream的97.5MW太阳能项目中，项目公司与能源巨头Sasol和Air Liquide签署了20年的物理商业PPA，通过Eskom过网传输。例如中广核的60MW光伏自备电站项目中，中广核投资的项目公司与中钢Samancor矿业公司签署了为冶炼厂长期供电的当地币计价物理商业PPA。发电商需要尊重商业PPA的市场惯例，避免用传统FiT和国家电网PPA的固化思维去分析物理商业PPA条款。除了大量PPA共有条款，物理商业PPA可能规定以下特色条款。约定并网责任的承担、输配电线路风险的承担（如线损、不可抗力）。约定平衡责任的承担、与平衡服务提供商（BRP）的关系、平衡费用的负担。输配电网能力较弱的国别，购电方和输配电网可能需要发电商在发电端提供配套无功补偿的辅助服务，并支付一定费用（Reactive Charge）。约定买方和卖方各自的电量交割点（Delivery Point）、电量计量方式（Metering）、发电量提供电量/负荷的具体计划安排（Delivery Quantity Schedule）、计划停机的处理。物理商业PPA有多种电价可能性。比如约定固定电价+（CPI/汇率)调价公式。比如部分电量按照固定电价，其他电量从属于现货参考公式（Reference Price）。再比如区分不同时段（月份、日、小时）的电量，约定不同的电价。 国家电网PPA下，东道国可能提供覆盖应偿本息、甚至预期收益的优惠性终止赔偿条款。该机制的商业逻辑在于东道国为了吸引外资投资发电行业而提供可融资性。商业购电方购买绿色稳定电源经营自己主业，它们是否愿意承担终止事件时大额赔偿款有待商业检验。在急需电力的发展中国家（尤其是撒哈拉以南非洲），有市场案例实现了商业购电方承担（类似于国家电网PPA的）电站投资和融资规模的终止赔偿。然而在电力市场发达的中高端国家，这种终止赔偿机制可能是商业购电方的不可承受之重。中高端国家的终止赔偿可能是买卖双方双向的，赔偿金额可能难以覆盖所有发电商预期利益的现值。气候转型的大背景下，全球各大购电方在解决自身用电需求的同时，都在积极规避非绿色电力带来的合规风险、碳价格风险。因此，无论科技前沿的算力公司、数据中心，还是急需矿电一体的高耗能企业，抑或受限于国家电网支持的电网落后地区、岛国企业，都将对可再生能源发电+商业物理PPA产生巨大需求。尤其建议刚果金、几内亚、津巴布韦、蒙古、印尼等国大型矿业项目关注物理商业PPA模式。脱离对国家电网购电模式的过度依赖、拥抱商业售电机制，是我国走出去的电力开发商、承包商和咨询顾问的当务之急。可再生能源装机比例增大、物理商业PPA影响力增大，将迫使走出去的发电商不仅要了解配网运行规则、配网传输风险（经营状况、线损预估），还需要完成精细化（分钟级别）的电量预测、熟悉电力市场的交易机制。因此，建议我国电力开发商对上述问题进行充分地尽职调查，培养自身团队对应能力。无论监管型电力市场还是自由电力市场，都可能存在物理商业PPA。在监管型电力市场，东道国先行立法授权商业主体一对一交易、指定特定的国家电网过网方式，实现“半”自由的商业物理PPA。我国走出去企业非常熟悉、适应国家电网PPA，可以从“半”自由的物理商业PPA模式循序渐进。平衡问题的重要性将随着可再生能源装机比例的提高而提高。物理商业PPA的平衡风险将在发电商、商业购电方、电网公司之间博弈和分配。根据风险合理分配原则，商业购电方不是电力专业公司、至多负担平衡费用；发电方细化发电预测、依赖输配电公司平衡、购买专业平衡服务商服务等方式才是赢得市场竞争力的方法。随着可再生能源装机占比上升，输配电公司对自己承担平衡风险的物理商业PPA的态度将愈发谨慎，收取的平衡费用也会逐步增加。多数国家因为国家电网的垄断性、无法快速响应市场，因此要求发电测平衡。固定负荷型（Baseload）商业PPA是可再生能源比例较高电力市场的未来趋势，其本质是发电商在竞争日趋激烈的市场向购电方和输配电公司让步。当然，只靠固定负荷型商业PPA并不能从根本上解决平衡问题。固定负荷型商业PPA虽然售电价格高，但对发电商考验大。如果不具备精准的分时发电预测和实现能力，不要幻想依赖（超发时）现货市场销售、（低发时）现货市场购电补救自己。因为在同类相食（Cannibalization Effect）的市场，普遍超发时段售价（更）极低、普遍低发时买价（更）极高，同类发电商的亏损将陷入恶性循环。现实不同于理论，分时段精准预测发电量且成功产出谈何容易。诸多黑天鹅事件导致全球现货市场价格波动加剧，Baseload模式的电量余量或不足发电量对应的价格波动剧烈。瑞典的Markbygden风电项目是Baseload CPPA模式下比较火的案例。2018年，我国各大发电企业还在研究火电两部制国家电网PPA时，该中资企业即以超前眼光投资了该Baseload CPPA项目。站在上帝视角的我们应当理解实战者的不易，要了解2022年全球承担了Baseload CPPA责任的新能源发电商都在面临困境。 因此，对签订固定负荷型PPA的发电商而言，除了尽量精确预测外，还需要承诺一个比较保守的Baseload电量，尽量提高公开市场售电的比例，保证有足够的安全边际来应对负荷匹配风险和平衡风险。当然，这又将陷入另外一个风险：现货市场价格预测风险。
作者单位：向悦，佟刚，中国电建集团国际工程有限公司
作者联系方式：xiangyue@powerchina-intl.com
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内容来源 / 向悦 佟刚
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