《Renewable Energy Focus》：Impact of external shocks on power purchase agreement backed onshore wind deployment in Germany
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外部冲击对购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）支持的德国陆上风电部署的影响
俄罗斯入侵乌克兰引发的电价预期上升对风电项目部署的影响被各类冲击所抵消。
构建简化财务模型，通过敏感性分析量化冲击的影响。
PPA价格依据不同装机扩张路
外部冲击对购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）支持的德国陆上风电部署的影响
俄罗斯入侵乌克兰引发的电价预期上升对风电项目部署的影响被各类冲击所抵消。
构建简化财务模型，通过敏感性分析量化冲击的影响。
PPA价格依据不同装机扩张路径下的风电市场前景进行建模。
采用蒙特卡洛（Monte Carlo）模拟以涵盖输入参数的可变性。
资本支出（Capital Expenditure，Capex）通胀对内部收益率（Internal Rate of Return，IRR）的影响最大。
一、研究背景
德国承诺到2030年实现80%的电力消费来自可再生能源。2022年俄罗斯入侵乌克兰引发欧洲能源危机、电价飙升，按常理推断，这将提升无补贴风电项目经现货市场或购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）售电的财务吸引力。然而研究人员指出，当年多重负面冲击叠加：陆上风电投资成本（Capital Expenditure，Capex）异常上涨、电价剧烈波动，以及德国政府大幅提高陆上风电装机目标所引发的市场价值“蚕食效应”（cannibalization），令独立发电商（Independent Power Producer，IPP）与项目开发商面临高度不确定性。核心问题由此产生：PPA支持的无补贴陆上风电项目在经济上是否仍具投资可行性？Johann Schütt与Steffen Hundt在《Renewable Energy Focus》发表研究，首次系统量化了能源市场动荡及其他冲击对无补贴陆上风电资产财务吸引力的联合影响，并坚持以投资者视角的内部收益率（Internal Rate of Return，IRR）而非平准化度电成本（Levelized Cost of Electricity，LCOE）作为评估指标，丰富了可再生能源项目融资与经济性评估文献。
二、研究方法（技术方法概述，不超过250字）
研究人员构建了反映行业典型结构的简化财务模型：15年期按发电量支付型PPA（签约比例70%）加剩余批售电力；债务按偿债覆盖率（Debt Service Coverage Ratio，DSCR）1.20与最高杠杆率80%雕塑；以投资决策时预期IRR为目标参数。模型设置利润分成、利率上升、装机扩张、Capex通胀（+30%）四种冲击，经1000次蒙特卡洛（Monte Carlo）模拟生成IRR分布并开展敏感性分析。价值因子（v
f,wind=p
wind,annual/p
base,annual，即风电调度加权电价与基荷均价之比）按Hirth线性回归关联渗透率，PPA价格基于预期捕获市场价值的公允价值法推导。数据源自BNetzA、smard、Windguard及IFO预测等二手来源，无样本队列。
三、研究结果
（一）无冲击基准情形：全部模拟项目IRR中位数达15.22%，均高于利率上行后9.25%的要求收益率。
（二）利润分成冲击：电价制动机制（StromPBG）仅使IRR中位数下降0.81个百分点至14.41%，所有项目仍可行，且是唯一降低收益波动性的冲击。
（三）利率上升冲击：无风险利率升至2.25%，债务全成本由3.50%升至5.75%、股权要求收益率由7.00%升至9.25%；IRR中位数降至13.26%，约6%项目不达标；DSCR约束更频繁触发使杠杆不足项目增多、绝对波动扩大。
（四）装机扩张冲击：EEG23目标上调使渗透率预期上升、价值因子恶化，PPA价格均值由约82 �/MWh降至约59 �/MWh，IRR中位数降4.42个百分点至10.80%，约8%项目不达标；其波动同样源于DSCR约束而非收入本身。
（五）Capex通胀冲击：30%的涨幅使IRR中位数近乎减半至8.17%，仅约63%项目可行；变异集中于25%—75%分位区间（IQR升至3.71）。
（六）综合冲击：各冲击对IRR水平的影响近似可加，IRR中位数降至1.09%，无一项目满足要求收益率，相对波动性（变异系数Coefficient of Variation，CV约1.10）与项目风险显著上升。
四、讨论
研究表明，2022年负面冲击总体抵消了高电价预期带来的正面影响，仅凭项目财务，德国PPA陆上风电部署难以实质加速，与2022、2023年陆上风电PPA签约量仅0.2 GW与0.1 GW、远低于同期光伏（0.5/1.8 GW）及FiP补贴陆上风电（3.2/6.4 GW）的现实相符。政策上，直接针对Capex通胀（如美国30%投资税抵免、欧盟绿色协议工业计划）可发挥作用，但仅补贴融资条件（如德国KfW优惠利率）不足以扭转IRR不足；EEG2027拟推行的双向差价合约（Contract for Difference，CfD）可能削弱PPA相对吸引力；政府装机扩张计划与PPA在能源转型中的角色相矛盾；利润分成仅为行政负担而非实质障碍。值得注意的是，即便剔除Capex冲击，其余冲击组合的IRR中位数（6.28%）仍低于要求收益率。
五、研究结论（原文翻译）
研究人员考察了俄罗斯入侵乌克兰引发能源危机带来的电价预期上升，以及2022年出现的各类负面冲击对德国PPA支持型陆上风电项目财务吸引力的影响，以最终投资决策（Final Investment Decision，FID）时预期IRR衡量财务吸引力。研究人员构建了包含项目融资典型结构要素（如雕塑债务）的简化财务模型，PPA价格基于预期的陆上风电价值因子与电价预期建模，价值因子取决于预期市场渗透率，渗透率则基于政府公布的装机目标与电力需求预测。通过蒙特卡洛（Monte Carlo）模拟，研究人员得出：组合冲击抵消了电价预期上升的正面影响；考虑全部冲击后，无一模拟项目满足要求收益率，因此仅凭项目财务，PPA支持型陆上风电部署不太可能实质加速，这与2022及2023年陆上风电PPA签约容量偏低的分析一致。Capex冲击影响最为显著，使IRR中位数近乎减半至8.17%；与陆上风电装机扩张提速相关的价值因子预期恶化构成第二强的负面影响。因此，促进PPA部署的政策应针对Capex通胀与价值因子恶化。未来研究可纳入绿色电力证书（Guarantees of Origin，GO）价格与用电方脱碳动机等因素，并采用更复杂电力市场模型，在评估PPA时显式考虑EEG 2027双向CfD机制的影响——拍卖竞争激烈或超额认购的项目可能仅获较低支持水平且面临下行风险与有限上行空间，从而相对EEG支持降低PPA吸引力。
