根据LevelTen Energy的最新数据，2026年第二至第三季度，欧洲光伏购电协议（PPA）平均价格上涨0.4%，美国市场涨幅为4.9%。

LevelTen将欧洲市场的价格上行归因于宏观经济因素，包括光伏组件价格上涨和利率走高。成本上升正在推高项目开发支出，为维持项目的财务可行性，购电协议价格被迫小幅上调。

这家咨询机构还调整了数据呈现方式。它不再直接以欧元/兆瓦时报告价格，而是采用以八个季度前价格为基础的指数，并将参考期设定为1.00。

按照这一方法，2026年第三季度欧洲光伏购电协议价格指数为0.86，相当于2024年第三季度价格的86%——当时的平均价格高达63.64欧元/兆瓦时。风电购电协议指数为0.99，表明在同样的两年间，风电价格的降幅要小得多。

因此，本季度的价格上涨并不足以抵消2024年以来光伏购电协议价格的累计跌幅。数据反映出的更多是此前一段明显下跌期之后的近期企稳态势。

混合购电协议日益受到青睐

将可再生能源发电与电池储能系统（BESS）相结合的购电合同正在欧洲各地获得越来越多关注。LevelTen报告称，第三季度欧洲有九个市场出现混合购电协议，其中西班牙和葡萄牙几乎占该地区全部混合合同的一半。

在西班牙，独立光伏购电协议平均价格跌至30.93欧元/兆瓦时，环比下降1.2%，同比下降7.7%。LevelTen认为，当前价格已接近项目仍能获得融资的下限。

相比之下，西班牙混合购电协议平均价格达到48欧元/兆瓦时。这一差价反映出储能所能带来的额外价值：通过将部分发电量转移至其他时段，降低在电价低迷时段的敞口，并限制可再生能源弃电带来的经济影响。

欧洲各地混合购电协议价格的走势并不一致。在西班牙，此类价格环比上涨6.8%，而在德国则下跌12.7%。加装储能本身并不能消除购电协议价格的波动性，最终结果仍取决于各市场的具体条件。

在西班牙，日益加剧的可再生能源弃电是一个重要因素。2026年上半年，弃电量达到2.5太瓦时，是2025年同期水平的三倍以上，且比2024年全年的弃电总量还高出50%。

在此背景下，将电池储能系统融入可再生能源项目及其购电协议，正成为提升发电灵活性、降低过剩供给时段敞口的一种路径。

在运资产吸引更多关注

LevelTen的报告首次纳入了与在运资产相关的购电协议数据，与新项目相关的合同并列呈现。目前，涉及在运设施的协议约占该平台记录交易总量的40%。

这一趋势同样体现在报价端：与在运资产相关的购电协议占比从不足10%升至2026年第三季度的近40%。

在运资产所承载的开发风险较低，因为它们规避了与核准、建设及并网调试延期相关的诸多不确定性。

它们还能为买方提供一条更快捷的途径，将可再生电力纳入其资产组合。这对于那些更看重电力供应的可获得性与价格、而非额外性——即新项目对增加可再生能源供应的贡献——的买方尤其具有吸引力。

因此，欧洲购电协议市场正从一段价格深度下跌期，转入一个由开发成本上升、独立项目承压以及储能更深度整合所塑造的阶段。在西班牙——光伏购电协议价格处于欧洲最低水平之列、且可再生能源弃电持续加重的市场——电池储能系统的混合化改造，正在新项目的经济性分析中扮演日益重要的角色。