能源企业绿电消费 “长协锁绿”只是起点
能源企业需要更具韧性和经济性的绿电消费成本管理策略，应是多元化的战略组合。
7月初，国家发展改革委、国家能源局印发《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，明确今年将实现跨电网经营区交易常态化开市，有力支撑迎峰度夏期间电力保供，并探索达成多年期绿电交易签约。
在绿色电力消费领域，政策层面正积极推动从侧重供给侧的激励转向需求侧的消纳责任，可再生能源电力消纳保障机制、绿色电力证书市场以及全国统一电力市场，共同构成了推动绿电消费的市场化体系。能源企业作为国民经济支柱和能源消费大户，正面临着双重压力：一方面，企业需履行日益刚性的绿电消费责任。在电解铝行业基础上，我国从2025年起增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心的绿色电力消费比例（注：电解铝、钢铁、水泥、多晶硅行业2025年比例范围为25.2%～70%，具体比例由各省份设定；国家枢纽节点新建数据中心的比例统一为80%）。另一方面，随着电价波动性逐渐增强，企业必须在满足绿色发展要求的同时，有效控制和管理未来数十年的能源成本。探索构建包含多种手段、更具韧性和经济性的绿电消费管理体系已成为必然选择。
绿电长期购电协议是国际主流模式
长期购电协议（PPA）作为一种起源于欧美成熟电力市场、允许发电方与用电方直接锁定未来较长时期（通常为10～25年）购电量价的合约模式，为企业应对上述挑战提供了一种极具吸引力的解决方案。
在国际上，绿电PPA已成为企业（尤其是科技和制造业巨头）实现100%绿电目标、推动新增可再生能源装机的主流模式。在国内，随着电力市场化改革的深化，绿电PPA实践虽处于起步阶段，但已涌现出多个由大型企业主导的标志性案例，显示出巨大的发展潜力。然而，将绿电PPA模式引入尚在发展变化中的中国电力市场，并将其作为能源企业的长期战略，其适用性、风险及配套策略尚需深入研究。
绿电PPA为企业带来的核心机遇与重要价值主要包括以下三个方面：
一是锁定长期成本，对冲电价波动风险。电力是能源密集型企业最主要的成本构成之一。在电力市场化背景下，燃料价格、供需关系、政策调整都可能导致电价剧烈波动。通过签订固定价格的PPA，企业可以将未来10年甚至更长时间的电力成本稳定在一个可预测水平，增强了财务规划的确定性和抵御市场风险的能力。
二是助力提升绿色消费比例。绿电PPA是企业完成可再生能源消纳责任权重、实现自身碳减排承诺的直接有力手段。通过绿电PPA获得的绿色电力证书，是企业绿色属性的权威证明，有助于完成各级政府和主管部门的“双碳”考核。
三是彰显社会责任，塑造良好品牌形象。主动通过PPA采购绿电，特别是支持新建新能源项目的PPA，体现了企业推动能源转型的决心和对可持续发展的承诺。这种积极的行动有助于塑造企业负责任的社会形象，赢得政府、投资者、用户和公众的广泛认可与信赖。
但也要认识到，绿电PPA对能源企业而言既是实现绿色低碳转型的助力器，也伴随着复杂的风险。
一是政策与监管环境变化的风险。我国电力市场尚处于高速发展和改革深化的阶段，市场规则、准入门槛、电价机制仍在不断演进。不同省份的政策差异也增加了跨区域PPA的复杂性。未来政策的任何重大调整，都可能影响PPA合同的履行基础和经济性，给企业带来不确定性。
二是市场价格大幅下降的经济风险。PPA的核心是固定价格，其最大风险在于未来市场平均电价远低于合同锁定的价格。随着可再生能源技术进步和规模效应增强，新能源发电成本呈长期下降趋势。若企业在当前时点签订了价格相对较高的绿电PPA，在未来可能面临“高价购电”的窘境，从而损害企业经济利益。
三是发电方履约不确定的供应风险。PPA通常与特定的新建发电项目绑定。这些项目的开发建设本身就面临融资、审批、土地、技术等多方面的不确定性，可能导致项目延期或失败。即使项目成功投运，其运营也可能受到设备故障、自然条件变化、维护不善等因素影响，导致实际发电量无法满足合同约定，从而影响企业的用电稳定性和绿色目标的实现。
四是固定价格合同带来的审计风险。对于国有企业而言，签订长达十年以上的固定价格采购合同是一项重大决策。一旦未来市场电价大幅走低，导致PPA合同在财务上出现“潜在亏损”或显著高于市场平均价格，决策过程可能会在内部审计或上级监督中受到严格审视。这使得企业在签订PPA时，尤其是在价格谈判上，顾虑重重。
构建多元绿电消费结构
面对绿电PPA的复杂性以及绿电消费的长期性和刚性，企业宜从战略高度整合多种资源，以“内外结合、长短互补”为原则积极构建多元的绿电消费结构。
—可优化绿色电力证书的策略性运用。
购买绿证是成本管理工具箱中灵活性最高的一项。与锁定长期合同的PPA不同，绿证交易通常是以年度为单位，企业可以根据当年的实际用电量、消纳责任缺口以及市场价格，灵活地在绿证交易平台上购买所需数量的绿证。在政策支持和市场机制双重驱动下，我国绿证市场活力不断增强，2024年全国绿证交易规模同比翻两番，达4.46亿个。全国参与绿证交易的消费主体约5.9万个，同比增长2.5倍，制造业购买绿证数量占比最高，约占70%。京津冀、长三角、粤港澳地区合计交易绿证2.4亿个，超交易总量的50%。2025年1～5月，国家能源局共计核发绿证10.93亿个，其中可交易绿证7.62亿个。
随着绿证市场流动性的增强和国际认可度的提升，策略性地参与绿证交易，将成为企业精细化管理绿电成本、满足多元化绿色需求的重要一环。
绿证交易的战略价值体现在三个方面。一是补充与调剂。当绿电PPA合同电量或自发电量不足以覆盖全部绿电消费需求时，购买绿证是最直接、便捷的补充手段。二是成本对冲。在市场供过于求、绿证价格较低时，企业可适当增持绿证，将其作为一种低成本的绿色消纳凭证。三是碳核算与履约。在我国部分地方碳市场，绿证是企业进行间接排放（范围二）核算时扣除电力消费碳排放量的权威凭证。
—可因地制宜开发分布式新能源。
变被动的“购买者”为主动的“生产者”，是降低成本、保障供应的重要转变。开发分布式新能源，特别是利用企业自有场站资源（如办公楼屋顶、厂房屋顶、海上平台等），是实现这一转变的理想切入点。
以中国海油为例，其积极探索并实践的案例包括两类。一类是陆上分布式光伏。如珠海管道公司兆瓦级屋顶光伏项目和中国海油总部的屋顶光伏项目，实现了“自发自用、余电上网”。这不仅降低了外购电的成本和碳排放，还创造了额外的售电收益。另一类是海上分布式能源。如“蓬勃号”浮式生产储卸油装置（FPSO）的光伏建筑一体化项目和“海油观澜号”漂浮式风电项目。其直接替代了船舶和海上平台的传统燃油/燃气发电方式，解决了远海油气开采的绿电供应难题，大幅降低了燃料成本和碳足迹。
—可择优投资集中式新能源项目。
在分布式项目之外，能源企业还可凭借雄厚的资本实力、技术优势和项目管理能力，战略性地择优布局集中式新能源发电项目。这不仅仅是为了满足自身的用电需求，更是将其作为一项新的业务增长极和战略对冲工具。
该逻辑体现在三个层次。一是规模效应降低度电成本。集中式新能源项目能实现显著的规模经济，其度电成本低于分布式项目和外购电价，是获取低成本绿电的重要途径。二是对冲绿电成本潜在上涨风险。企业投资的集中式电站，在满足内部绿电需求后，可将富余的电力和绿证在市场上出售，获取收益。这笔收益可以用来对冲企业可能高价外购绿电的成本风险。三是延伸产业布局应对能源转型。拥有自主可控的绿色能源资产和技术，是企业在未来能源格局中保持竞争力和应对不确定性的“压舱石”。
推动绿电市场健康发展
面对我国能源转型的重大机遇与挑战，深入研究绿电PPA对能源企业绿电消费的价值，可以得出如下结论。
首先，PPA是核心工具，但非唯一解。PPA是企业锁定绿电成本、实现绿色目标的重要市场化工具，但其固有的市场、供应、政策和审计风险决定了它是一把“双刃剑”，企业在应用中需保持高度审慎。
其次，多元化组合是必由之路。一种更具韧性和经济性的绿电消费成本管理策略，应是多元化的战略组合。它需要将灵活的绿证采购、低成本的分布式自建和具战略价值的集中式开发三者有机结合，形成“内外结合、长短互补”的动态平衡体系。
再次，企业角色亟待转变。在此过程中，能源企业的角色将从被动的、高成本的绿电“消费者”，逐步演变为主动的、掌握成本优势的绿电“产消者”，最终成为综合能源市场的积极参与者和塑造者。
为支持能源企业更好地实施绿电消费，推动绿电市场健康发展，提出以下建议和期待。
针对能源企业，有四点建议。一是稳妥试点绿电PPA。在当前阶段，可优先采取“签量不签价”的框架协议或与市场价挂钩的浮动价格PPA，在用电负荷集中、绿电资源丰富的区域开展试点，积累经验，控制风险。二是构建内部资源池。积极探索在集团内部建立发用电单位间的绿电PPA机制，利用内部市场化手段优化资源配置，实现绿电价值的内部化。三是加强专业能力建设。设立专门的电力市场研究和交易团队，加强对电力政策、价格预测和风险管理的研究，为采购和投资决策提供专业支撑。四是深化“油气+新能源”融合。持续推动风电/光伏与油气田开发的深度融合，打造具有企业特色的融合发展模式，实现油气业务的绿色化和新能源业务的规模化。
针对政策机制，有三点希望。一是完善市场机制。加快全国统一电力市场建设，特别是推动电力现货市场和辅助服务市场走向成熟，为绿电PPA的定价和结算提供透明、公允的信号。二是稳定政策预期。保持核心政策（如消纳责任权重、发用电价机制等）的相对稳定性和透明度，为企业签订多年期绿电PPA提供可信赖的宏观环境。三是探索金融创新。支持和引导电力金融衍生品（如期货、期权）市场逐步稳妥地开展试点，为市场主体提供更丰富的风险对冲工具，降低PPA的内在风险。
来源:能源评论