在电价飙升的刺激下，欧洲的太阳能光伏开发商开始更多进行商业化电力销售。电力价格的极端波动性和长期不确定性让购电协议的签订愈发困难。不过，商业化电力销售的收入模式也面临自身的挑战。
由于电力卖方与承购方对长期购电协议的预期不匹配等原因，投资者对商业化电力销售的兴趣逐渐浓厚。目前，一些开发商正在试图将电力协议和商业化客户的比例维持在70:30。为此，马德里证交所上市公司Solaria称，公司可能不会在2024年之前签署新的购电协议售电。
欧洲最大的电力交易平台欧洲能源交易所(EEX)将德国、意大利和西班牙的电力期货延长至10年。此举允许光伏业主更好地开展对冲活动，但新产品截至目前的交易量很小。
电力卖方和买方正在从双边协议向短期清算期货转型。交易对手风险在高电价的背景下加剧，客户因此更加看重EEX、OMIP和洲际交易所(ICE)等交易平台所提供的安全性：一旦发生为违约，财务和实物的结算将由清算所提供保证。
葡萄牙正在与西班牙谈判一项提案，将现货电力市场的最高价格设定为180欧元/MWh。欧盟委员会在2022年3月8日宣布的“RePower EU”新计划中对此持积极态度。
全欧洲有136个已投产或已确定融资的无补贴平价上网光伏项目，总计10.8GW，其中至少4.6GW（43%）已签署PPA。由于资产业主的信息披露有限，目前难以判断是否剩下的装机容量可全部进行商业化销售。
在伦敦上市的光伏基金采取短期滚动对冲策略，定盘12-36个月的电力协议。此举允许这些基金限制波动并同时保留一定的灵活性，以应对电价超过预期的时期。Foresight Solar Fund的商业化销售收入占2021年总收入的26%。对比之下，BSIF和NESF商业化销售收入的占比仅为2%。
一组数据
70比30
西班牙几家光伏基金目前希望将PPA与商业化收入的比例维持在70比30
50-70个基点
Banco Sabadell向商业化项目收取贷款费用与向购电协议支持项目收取费用的利差
180欧元/MWh
葡萄牙希望与西班牙共同实施的现货电力价格上限
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