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光伏项目融资正面临重大变革：负电价、市场波动和新型营销模式给项目开发商、投资者和银行带来越来越大的压力。与此同时，储能系统、灵活性和新的监管方式正在为可行的商业模式创造新机遇。
在2025年太阳能论坛上，我们与电力市场预测分析领域的领先机构——极光能源研究的欧洲中部董事总经理卡西米尔·洛伦兹，探讨了光伏融资的未来前景，涵盖购电协议、差价合约以及灵活性的影响等多个维度。
专访极光能源研究欧洲中部董事总经理卡西米尔·洛伦兹
面对负电价，无政府补贴的光伏项目能否保持盈利？
原则上可以。光伏项目在没有补贴的情况下仍具备经济可行性。过去我们已经看到许多完全通过市场和购电协议融资的独立光伏项目。当前形势更为严峻，由于经济和政治不确定性，购电协议价格承压，但我们预计市场将重新企稳。项目成功与否很大程度上取决于开发商能否降低投资和融资成本，这正是银行发挥作用之处：债务份额和成本可能决定项目的盈亏。负电价时段对德国《可再生能源法》补贴的电站构成特殊挑战，而对购电协议支持的电站而言，合同条款才是关键。我们仍然相信纯粹市场化的光伏融资是可行的，尤其是与电池储能结合时。这种组合能创造更具吸引力的商业模式，尽管会带来更高的复杂性。
根据贵方数据，未来三到四年负电价时段将增加或维持现状。购电协议市场在此期间会持续低迷吗？
虽然负电价确实会降低光伏电力的价值，但购电协议价格主要取决于低价时段的时长。光伏发电同时并网会导致大量低价时段，从而侵蚀其自身的市场价值。因此购电协议面临的问题不在于负电价时段的数量，而在于价值侵蚀导致的光伏电力整体贬值。如果能实现发电转移或存储，就能提升市场价值，进而提高购电协议价格水平。
所以这也取决于灵活性进入市场的速度？
简而言之，是的。储能系统和灵活负荷可以将电力从低价时段转移到高价时段，从而提升光伏的市场价值，使购电协议重新获得吸引力。
未来哪些融资结构和风险分担模式能确保光伏项目落地？
经典模式是项目融资：每个项目独立评估，根据预期收益和风险进行融资。当购电协议或《可再生能源法》收入不足时，这种模式会因缺乏稳定现金流而受限。解决方案之一是运营商主动承担更高的短期市场风险——即进行数年期的市场化交易。这可能导致资本成本上升，因为银行会减少债务融资或提高融资成本。与此同时，资产组合正变得日益重要。将光伏、风电和储能等多类电站捆绑进行跨国联合融资已成为趋势。组合电站能降低违约风险，使银行更易处理市场化现金流。极光能源通过建模分析此类资产组合，识别最优配置方案，量化多情景风险，为开发商和银行提供支持。这些风险分析能让更多市场化资产组合获得有竞争力的融资条件。
如果我想同时开发五个而非两个项目，包含大量新电站的资产组合是否会带来更大风险？
作为开发商，我必须先建立项目池，才能打包成融资组合。这会增加组织复杂性，例如需要过桥融资且各项目开发阶段不同。此外还存在开发期间市场或融资条件变化的风险。但通过技术、地域和时间上的多元化分散风险，能使整体资产组合对银行更具吸引力。
辅助服务在融资中扮演什么角色？您如何看待电力平衡市场中的价值侵蚀现象？
辅助服务是重要领域，尤其在储能热潮背景下。短期来看，我们预计平衡市场将出现严重的价值侵蚀，因为越来越多的储能系统将争夺相同的收益机会。但价格不会降至零，因为储能系统存在机会成本，必须考虑日前市场和日内市场等替代市场。对可再生能源（特别是光伏）而言，在市场低价时段通过辅助服务获取额外收益颇具吸引力。无论是直接售电商还是综合运营商，参与频率控制市场都有助于降低成本并创造额外收入。未来五年，这些额外收入流将发挥重要作用。在进行融资和交易时应将其纳入考量，因为它们可能提升项目价值——尽管银行对此持保守态度。
您如何看待即将实施的电力市场改革和差价合约强制使用政策？这会对欧洲光伏项目产生颠覆性影响吗？
电力市场改革的问题在于实施滞后，长期不确定性已对市场产生负面影响。关于何种补贴设计（如差价合约）对可再生能源项目长期最有效，目前正进行激烈讨论。那些不追求发电量最大化，而是通过将发电转移到经济性更高的时段来实现利润最大化的模式尤其值得关注。虽然基于参考电站的潜力导向型差价合约可能激励此类模式，但它们存在基础风险，因为实际电站可能与参考电站存在差异。这种额外风险会产生成本，需要开发商、投资者和银行进行准确评估与定价。现行《可再生能源法》的优势在于较易与购电协议结合：它提供保底收益，而购电协议开辟了额外的市场机会。尽管无上限的纯保底机制会限制高价时的收益，但从融资角度看通常更易管理。新差价合约体系能否带来更大效益，取决于其效率提升是否足以抵消额外的风险与复杂性。
在同一体系中引入差价合约和使用购电协议是否存在目标冲突？
是的，差价合约与购电协议存在目标冲突，因为这两种工具运作方式相似但交易对手不同。在双向差价合约中，政府承诺补偿低价差额，但要求高价时返还收益。如果我还与承购方签订了购电协议，就可能面临同一电力被双重索赔的风险。允许退出差价合约并转向购电协议的方案能在一定程度上缓解这个问题，但这与旧的《可再生能源法》模式非常相似。因此实践中最多只能对部分发电量组合使用差价合约和购电协议。
能否将项目部分通过差价合约、部分通过购电协议进行市场化运作？
将项目拆分具有经济意义，例如50%产出通过差价合约销售，剩余50%通过购电协议销售。这样既能获得部分资产组合的稳定现金流，又能为另一部分承担更高市场风险以提升收益潜力。这本质上是资产层面的组合优化，其结构与电池储能系统类似。项目收入的混合程度取决于目标债务比例、预期投资回报率以及投资者愿意承担的风险水平。
当前电价预测的不确定性有多大？通过人工智能等方法，建模是变得更困难还是更精确？
我们持续改进模型与方法。同时，新技术和新市场使市场复杂性不断增加。例如电池同时参与日前、日内和频率控制市场，带来了额外的不确定性。预测是否整体“变得更好”很难回答。某种程度上，方法进步与复杂性增加相互制约。我们已在日常业务中应用人工智能等新技术，但它们无法替代基本的市场逻辑。当前重要的不仅是对基准、高位和低位情景进行风险建模，还需要覆盖多种情景和敏感性分析。这能让银行和投资者更深入理解风险，减少笼统的折价处理。
您认为需要哪些政治或监管变革，才能长期保持欧洲光伏投资的吸引力？
若要保持光伏投资的长期吸引力，系统必须增强灵活性。光伏装置本身的灵活性有限，真正的系统灵活性来自储能、可控负荷和其他灵活发电资源。在监管方面，储能和可再生能源的电网接入权应授予成熟项目而非遵循先到先得原则。更重要的是，储能系统不应被视为麻烦，而应作为服务系统的资源，需要获得正确的信息和价格信号。主要目标之一是以缓解而非加剧电网拥堵的方式管理电池储能热潮。为此我们需要政府、监管机构以及输配电系统运营商提供正确的框架条件。需求侧也蕴藏巨大潜力：电动汽车、热泵和工业电气化若有适当激励，将能实现更灵活的响应。当前许多产消者和住宅储能运营商基于自身需求优化用电，因为他们缺乏面向市场和电网的价格信号。长期来看，建立本地化动态电价机制至关重要，这能让投资和商业决策基于实际电网状况，从而降低系统成本——既减少昂贵的电网扩建需求，又提高现有基础设施利用效率。
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