作为可再生能源电力的首要承销方式，购电协议(PPA)历来是美国风电与光伏发电项目的收入保证，正是购电协议的存在，这些可再生能源项目才能够进行项目融资。我们深度分析了最为常见的综合购电协议，以及其可以应对的风险。以下是该篇报告的摘要。
作为可再生能源电力的首要承销方式，购电协议(PPA)历来是美国风电与光伏发电项目的收入保证，正是购电协议的存在，这些可再生能源项目才能够进行项目融资。然而，由于现有购电协议无法满足激增的可再生能源项目需求，市场参与者开始打造新的融资产品，分担购电协议的承购压力。我们为您介绍了最为常见的综合购电协议，以及其可以应对的风险。
目前，美国绝大部分可再生能源项目的建设都依赖于与传统电厂承购商签订的长期购电协议。但事实上，很多承购商签署购电协议仅是为了满足美国可再生能源组合标准(RPS)强制要求。现阶段，由于美国绝大多数州已经达成RPS要求，可再生能源产业必须走出政策驱动型市场的保护伞，直接与批发电力进行硬碰硬的竞争。
然而，绝大多数可再生能源项目投资者(特别是债务贷款人)并不愿意卷入与电力批发价格的竞争之中，因此开发商被迫寻找长期的风险“对冲”方案，锁定可再生能源项目的未来收入流。目前，对传统购电协议的兴趣逐渐减弱，而稳定收入的重要性则逐渐凸显，在此背景之下，由新进能源买家提供的“异域”金融对冲逐渐兴起。这些金融工具旨在最大限度地降低项目风险，并同时为承购商提供能源价格方面的优势。
综合购电协议可以为开发商提供稳定的收入来源，并协助项目吸引长期投资，其作用与传统的承购行为非常类似。
虽然银行、(再)保险公司和经纪公司等金融机构可以提供丰富的金融产品，降低电力市场的各种风险，但企业购电协议一直是综合或“虚拟”购电协议市场近期增长的主要催化剂。
以下是我们获得的几组数据：
美国市场的承购电价因地区不同也所有差异。目前，德州电力可靠性委员会(ERCOT)和西南电力联营公司(SPP)的承购电价分别低至$20/MWh和$19/MWh，而加州(CA)和宾新马电网(PJM)的承购电价则为$26/MWh。
实际购电协议的增长一直无法跟上可再生能源项目的增长速度，但企业购电协议曾在2015年为整体承购市场贡献了超过40%的购电合同，维持了市场的稳定。
与2014年观察到的水平相比，2015年，企业综合购电协议的数量增长了6倍，且这一数字预计还将继续上升。
