寰视 | 德国绿电长协大幅下滑 原因何在？

过去两年，德国绿电长期购电协议（PPA）市场经历了远超预期的剧烈变化：成交量大幅下滑，价格体系失衡，风险结构被全面重估。推动这一转折的并非需求不足或产业疲软，而是新能源装机规模迅速扩张，而市场各方的风险管理能力未能同步提升，进而引发合同机制的系统性失灵。

随着负电价频创新高、光伏市场价值持续走低，长期合同赖以维系的稳定性基础不断动摇，整个市场陷入前所未有的高压状态。自2024年起，PPA新签容量同比下降约40%；2025年上半年在此基础上进一步下滑26%（见图1）。其中，海上风电PPA受材料和融资成本上涨影响，成交量暴跌77%；光伏PPA也下降了近三成。

本文聚焦光伏PPA的市场演变，分析这一转折背后的风险机制变化和企业策略调整，并探讨其对中国的启示。

图1  PPA合同数的发展情况（资料来源：Pexapark）

风险的系统性重新定价

在德国，负电价之所以在过去一年成为光伏购电协议（PPA）的核心风险，并非因其偶发性，而在于其出现频率已高到足以重构整个项目的收益结构。光伏出力高度集中在中午时段，而这一时段系统性电力过剩现象愈发频繁。其结果是，近三成的光伏电量落入负电价区间，不仅无法带来收入，甚至可能被排除在合同计量范围之外。对于依赖价格锁定的长期合约而言，这意味着现金流预测能力被显著削弱，风险敞口明显上升。

这一变化直接压低了光伏的市场价值。春夏季中午时段的光伏电量，其市场价值往往仅为全年均价的50%左右，发得越多，价值越低；价值越低，收益越不稳定。当长期收入预期被系统性压缩时，金融机构势必提高风险溢价，PPA 的可定价空间随之收窄，最终形成从融资到签约的连锁收缩。

负电价与市场价值下行本质上是同一供需错配结构的两种表现，而非两个独立的风险。问题不在于光伏发电量本身过多，而在于其出力时段恰是系统最不需要的时段。在此背景下，任何依赖稳定价格结构的长期合约都变得难以定价。要破解这一困局，不能寄望于市场价格的短期修复，而必须从根本上改变系统结构。

减少负电价的关键，在于提升系统在光伏出力时段的吸纳能力，或削减同时段其他电源的出力。具体措施包括：热电联产机组可通过电热解耦减少甚至暂停发电；调频备用可由电池承担，释放常规机组的热备用空间；智能电表与动态电价可激活户用光伏和可转移负荷的实时响应，使其主动调整负荷或配合小型储能；同时，加快电网扩容、缓解局部瓶颈，可有效降低再调度需求，避免光伏出力因本地消纳不足而被迫压低至负电价。

要从根本上提升光伏的市场价值，核心措施是借助电池储能削峰填谷，重塑出力时间结构。据多家交易机构实证评估，光伏配储的时间重构能力可将项目的平均捕获价提升约30%（见图2），显著增强其长期市场价值。这不仅提升了项目自身的收益能力，也使长期合同的现金流结构更加稳定，为PPA的重新定价奠定了可行基础。

图2  光储市场价值（资料来源：Pexapark）

价值重心转向资产组合化和工程标准化

在光伏市场价值持续走弱、负电价频繁发生的背景下，PPA的价格形成机制也随之发生显著变化。通常，成交价格以期货价格曲线为基准，并在此基础上计入光伏市场价值下行、现货波动风险、发电不确定性以及同类项目“价格内卷”等多重风险因素。如果再考虑负电价对发电端现金流的侵蚀，最终成交价格还会进一步走低（见图3）。

图3  光伏PPA价格趋势及影响因素概览（资料来源：Enervis）

在这种资产运营模式下，光伏的收益逻辑已发生根本变化：在中午低价时段，电量可调入电池储能或抽水蓄能设备，规避负价；在傍晚负荷高峰时段释放储能，实现价差收益；通过现货、日内、期货等多市场协同交易进行风险对冲；通过跨区域调度提升边际收益与捕获率，降低局部拥塞的价格惩罚。

在这一模式下，光伏的每千瓦时价值已不再由单一合约价格决定，而是嵌入由虚拟电厂调度、储能联动与风险管理共同构成的三维收益结构之中。对具备强大内部优化能力的大型企业而言，组合调度已成为其主要的价值来源，而PPA在其运营体系中的抗风险功能则相对弱化。

这一转变也揭示了PPA模式的“先天不足”。作为一种融合金融对冲与实物交割的混合型合约，PPA对于缺乏调度能力和交易资源的中小型开发商而言，既难以有效对冲市场波动风险，也缺乏退出机制与动态调整空间。从本质上讲，这是一种高风险、低灵活度的合同结构。市场一旦发生剧烈波动，合同方往往陷入“无法调仓、无法止损”的被动局面。这种制度安排中的结构性不对称，使中小型开发商长期处于不利地位，也成为制约PPA市场健康运行的关键障碍之一。

相比之下，拥有庞大交易平台和多元化资产池的能源集团，能够通过内部调度与组合优化机制，将价格波动转化为结构性套利机会，从而进一步削弱对 PPA的依赖。在市场风险显著上升的背景下，许多能源集团已决定下调PPA签约比例，幅度最高达30%。

在这一趋势推动下，传统EPC承包商的业务空间被明显压缩。根本原因在于其服务的中小型开发商和投资者：这些客户虽然需要通过EPC推进光伏项目建设，但普遍缺乏应对电价波动、负电价条款和风险溢价的能力。在复杂的PPA合约结构下，他们无法承担相应的风险，也难以与买方达成可接受的合同安排，因此，项目常常停滞于谈判阶段。

与此同时，大型能源集团正通过工程标准化，加速推进内部化建设流程。依托自有开发团队、标准化的系统设计方案、模块化的工程体系以及可跨区域复制的施工流程，这些集团逐步将项目开发、工程建设与资产运营整合为一体。工程标准化不仅显著降低了单位造价和管理成本，还使集团具备在项目早期阶段直接承担EPC职能的能力，从而将更多的项目锁定在内部体系内，进一步减少对外包工程服务的依赖。

在这一趋势下，部分传统EPC企业开始调整战略，转向为存量电站提供电池改造、智能运维和系统优化等技术服务；另一些则选择退出德国市场，转而进入PPA条款更简洁、交易结构更可控的其他欧洲国家。

这一现象也折射出当前德国PPA市场的一个深层问题：其制度设计虽然在名义上强调市场化资源配置，但在实际操作中，并未营造出一个对各类主体真正公平开放的竞争环境，反而在无形中加剧了市场主体之间的结构性不对称。

制度框架的变动与不确定性

关于德国PPA市场的未来走向，业界在多个关键制度问题上存在明显分歧。当前最受关注的议题是，市场增益模式对PPA市场所产生的替代与挤压效应。根据德国联邦网络监管局的数据，在招标规模维持不变的情况下，该机制使中标电价下降约30%，显示出其对PPA市场显著的排挤作用。

有观点认为，尽管该机制在技术上被界定为单边差价合约，但其设计已明显偏离欧盟对补贴政策的基本要求。尤其是在市场电价高于合同基准电价时，因未设置“超额收益回收”条款，背离了欧盟所倡导的“双向差价合约”原则。这一制度偏差使得该机制虽在形式上保留了市场化特征，却在实质上构成了对价格信号的系统性干预，扭曲了资源配置，并因此引发广泛争议。

与此同时，也有业内人士指出，在光伏市场价值持续下降、融资环境趋紧的背景下，市场增益机制展现出超出预期的韧性，甚至被视作推动新能源装机提速的“关键机制”之一，尤其在再融资和风险对冲方面发挥了重要作用。

但需警惕的是，若相关补贴机制未能及时退坡，其在价格体系中所积累的结构性扭曲，可能进一步加剧负电价现象，持续削弱市场信号的有效性。要想恢复PPA在风险定价与资源配置中的核心功能，就必须建立能够真实反映系统价值的价格机制，而非长期受补贴机制抑制的失真市场。

除补贴制度外，另一个显著制约PPA推广的因素是直供模式在法律层面的不确定性。目前，德国主要存在两类直供形式：一是适用于园区型、边界清晰的工业用户的“封闭配电网”，其合规路径较为明确，但适用范围极为有限；二是“自用电装置”模式，该模式在法律适用上存在较大争议，已引发欧盟层面的审查与质疑。

正是由于上述原因，多数大型企业在选择直供模式时持审慎态度，以避免潜在的合规风险。直供路径难以形成可复制的规模化解决方案，其合规边界的不确定性，也在实践中进一步压缩了PPA落地的空间。

合同收缩与装机增长并存的时代

尽管PPA市场在过去两年经历了断崖式收缩，德国光伏新增装机规模却持续攀升，未见放缓。2025年，1000千瓦峰值以上的地面光伏项目甚至出现显著增长（见图4）。这一表象上的“背离”，实际上反映了能源转型进程中的一次深层次调整：PPA的波动并非源于产业动能减弱，而是市场机制围绕价格结构、风险分担与资产调度正在经历系统性重构。