2026年上半年欧洲负电价时长上升重塑太阳能储能PPA市场

欧洲电力市场正面临光伏发电供过于求与时段性短缺并存的局面。标普全球（S&P Global）数据显示，2026年上半年，包括英国在内的欧盟五大主要市场中，负电价小时数比2025年同期创下的纪录水平高出约2%。2025年全年，负电价总小时数是2022年的13倍以上。高光伏发电量与中等需求、风电出力以及有限的电网灵活性相叠加，正在加剧供过于求的时段。

在光伏发电高峰时段，低价或负电价小时数不断增加。与此同时，夏季傍晚也出现了更多价格大幅上涨的情况，此时燃气等灵活电厂必须迅速增加出力，以弥补日落时分太阳能发电的下降。市场间差异仍然显著：法国负电价小时数最多，其高核电产量对该地区电价造成压力；德国较高的天然气价格在夏季支撑了电价；意大利则因更依赖燃气发电而没有出现负电价小时数。不过，这一趋势正在向欧洲大多数市场蔓延。

电价波动的加剧正在重塑电池储能的收益预期。标普全球能源（S&P Global Energy）旗下Platts的数据显示，2026年第二季度，德国电池可获得的批发价差每日峰值超过650欧元/兆瓦时，平均约为200欧元/兆瓦时，高于西班牙和英国的水平。在西班牙等以太阳能发电为主的地区，近年来的发展正增强大规模储能投资机会。

这一情况也在重新定义暴露于市场风险的太阳能项目收入。目前，约10%-15%的欧洲太阳能产能面临市场风险（merchant risk），而超过61吉瓦通过购电协议（PPA）签约。在德国，仅有约9%的已安装总容量直接暴露于市场。标普全球认为，问题不在于太阳能技术的经济竞争力，而在于光伏发电在高峰时段未经调整的价值损失——太阳能电站发出的电力可能越来越难以匹配系统需要能源或能源具有更高市场价值的时刻。

这一动态也正在传导至PPA市场。传统的“按实际发电量付款”（pay-as-produced）合同中，买方按电站实际发电量购电，此类合同设计时假设可再生能源发电在发电时通常具有较高价值，且与时段曲线相关的风险更容易承担。在太阳能渗透率高的市场中，这种模式现在意味着更高的时段曲线风险：买方在电厂发电时接收电力，无论这些电力是否与其消费需求或有利电价时段相匹配。

2025年，独立太阳能光伏占欧洲已公布PPA交易的55%以上；而2026年上半年，其份额降至约三分之一，签约量不到3吉瓦。标普全球能源视野（S&P Global Energy Horizons）可再生能源收入流主管布鲁诺·布鲁内蒂（Bruno Brunetti）表示，买家仍然需要可再生能源，但越来越多地寻求能够明确管理交付时间、捕获电价以及对负电价时段敞口的合同结构。“独立太阳能项目签约量下降表明，负电价正成为PPA设计中的结构性问题，而不仅仅是市场风险问题。”

在此背景下，不同技术的组合日益重要。这一演变正推动向资产聚合和更结构化的能源产品过渡。据标普全球，该行业正向着发电与需求逐时匹配（hourly matching）的模式收敛，小时级证书和其他颗粒化认证系统可能成为企业清洁电力采购的下一步。正在进行的温室气体核算体系（GHG Protocol）范围二（Scope 2）全球标准修订也在探索方法，使基于市场的声明更接近电力实际使用的时间，该标准涵盖企业购买和消耗的电力、蒸汽、供暖和制冷所产生的间接温室气体排放。布鲁内蒂认为，通过逐时匹配机制将可再生能源发电的时间价值纳入考量，可以强化不仅针对风电和太阳能，还针对电池、灵活水电以及其他在短缺时段满足需求所需资源的投资信号。PPA市场的转型反映了欧洲电力系统更深层次的变化：可再生能源的价值越来越不单纯取决于发电量，而更取决于其在系统需要时能否可用。