为了缓解电价飙升带来的压力，欧盟发起了对现有电力市场的反思与改革。但结果却耐人寻味，根据欧盟主流机构评估，欧盟现行的以短期市场为主的电力市场，在应对能源短缺问题时仍在发挥作用，但在对于促进可再生能源长远发展，实现消费者共享降本成果方面则有较大欠缺。尽管国际天然气价格进入下降通道，但欧盟电力市场改革的需求没有降低，因为适应可再生能源发展的长期市场仍欠缺。改革方案中提出的建立电能量和容量的长期市场，将使储能成为最大受益者。
今年
3
月份，欧盟委员会提交了电力市场改革草案，与西班牙、法国、希腊等国此前提出包括分割市场、限价等激进方案相比，该草案旨在通过建立适应可再生能源发展的长期合约、容量机制等方式，促进更大规模的绿色电源投资以及提升电力系统灵活性，实现消费者共享可再生能源降本成果，同时提升欧洲产业竞争力。
2022
年，受俄乌冲突影响，从俄罗斯进口天然气大幅削减，叠加欧盟退核进程以及水电来水下降，使欧盟受到了电力短缺和电价飙升的冲击。天然气价格上涨推动天然气机组成为现货市场中的定价机组，而可再生发电、核电、煤电等机组通过“搭便车”获得超额收益，给消费者带来了沉重的负担，所以以边际成本定价的短期市场成为众矢之的，欧盟国家由此提出了改革当前电力市场的要求。
但根据能源监管机构合作署（
ACER
：
Agency for the Cooperation of Energy Regulators
）等机构的评估，
欧盟以现货市场加统一电力市场为主的市场架构无需为此次危机负责。
相反，现行的市场能有效发现短期价格信号，推动了跨境电力交易与备用共享，降低了电力成本和价格波动，
2021
年为消费者节省了约
340
亿欧元的用电成本。尽管当前电力市场架构不是为应对危机设计的，但
在此次能源危机中，短期市场并未失灵，却对引导供需和最优运行发挥了应有的作用。
根据评估，采取救济措施、征收暴利税、进行机组限价、甚至分割市场等措施将扭曲价格，且按顺序对价格的扭曲也越严重，却并不能根本克服电力价格上涨的问题，反而将阻碍供应安全、扭曲跨境电力贸易、危及投资者信心。而此次电力供应危机的罪魁祸首是一次能源的短缺，短期抑制电价上涨的更有效措施，在于扩大天然气供给和对天然气市场适度干预。而随着天然气价格的回落，欧盟电价已基本恢复到俄乌冲突前的水平（
100-150
欧元
/
兆瓦时），但仍显著高于往年均值。
但这并不意味着欧盟电力市场不需要改革，
相反由于可再生能源（特别是新能源）高投资成本、低边际成本的特性，与短期基于边际成本的定价机制不匹配，使短期市场不能反映长期成本，可再生能源也没有稳定收益保障，难以激励可再生能源的最优投资。
所以欧盟发布的电力市场改革草案注重建立包括差价合约、
PPA
和电力远期等长期电能量市场和容量市场机制，以更好适应可再生能源的发展。
短期市场主要作用是基于既有的发电
-
负荷结构实现最优成本的运行，而长期市场能对冲价格风险，降低电价波动，为可再生能源发展形成长期、稳定的投资信号。
而当前欧盟电力市场的长期（
3
年以上）市场缺少流动性，限制了其作用的发挥，完善长期市场成为电力市场改革的主要方向。
双向差价合约（
CfDs
：
contracts for difference)
是一种政府居中采购方案。差价合约涉及执行价格和参考价格（通常是现货价格）。在参考价格低于执行价格时，差价合约持有人获得差额收益，差额收益由政府支付；反之政府获得差额收益。从而使
CfD
合约持有人获得固定电价，执行价格由竞争性拍卖决定，合约周期通常为
15-20
年。
由于差价合约由欧盟国家设计和保证，具有一定的计划属性，可能降低市场的效率，也使政府承担了支付差价的风险。
政府间接决定对不同可再生能源发电技术的支持，在技术之间取得平衡仍是一个问题；单一价格的长期市场将导致发电机组的位置、时间信息损失，可能带来长期成本最低的电源（比如光伏）在资源富集区域和特定时间的堆积，带来电网的堵塞和消纳难题，使发电资源价值快速下降。所以，推进长期市场的同时，合理的政府规划和不同电源的匹配也非常重要。
与差价合约由政府和公共机构作为居中人不同，
PPA
由发电商（一般是可再生发电）与售电公司、用户之间签订多年合约，是一种纯商业行为。
PPA
可以为可再生发电商提供稳定的收益，提升了投资人的融资能力，对于对冲用户侧价格风险也有很好的作用。但是
PPA
合约存在购买方的履约风险，政府可以通过加强信用监督、建立担保机制、完善保险等方式，降低
PPA
合约的履约风险。同时，政府可以通过为获得
PPA
合约的项目提供优先审批权，推动
PPA
合约的发展。
PPA
合约在用户侧也具有一定局限性，因为能够为发电商提供长期稳定电力采购和提供担保的一般为电力大用户。但为了使中小用户分享可再生能源发展带来的福利，政府鼓励标准化、更透明的
PPA
合同格式，并使较小用户聚合起来形成用户池与发电商签订
PPA
市场，以降低履约风险。
由于
PPA
合约具有更强的市场属性，可能成为可再生能源发展的重要机制。截至
2021
年底，签订
PPA
合约的可再生发电容量约
17.5GW
（图
1
），占比仍然很低。但根据欧洲投资银行
(EIB)
和欧盟委员会的一项研究估计
,
到
2030
年
PPAs
将覆盖
10%-23%
的风电和光伏容量。
图
1
欧盟签订
PPA
合约的可再生能源容量（
ACER
：
Final
Assessment of the EU Wholesale Electricity Market Design
）
此外，欧盟还试图提升电力远期（
Forward
）合约的流动性来稳定价格预期。电力远期合约是针对电力商品产生的金融衍生品，
3
年以上远期合约能有效对冲电价风险。
近期，欧盟理事会和欧洲议会对于
2030
年可再生能源发展目标（
RED
）达成临时协议，在
40%
还是
45%
的目标值中达成妥协，到
2030
年将可再生能源在总能源消费中的份额提高到
42.5%
，争取再提高
2.5%
即达到
45%
的目标。为实现该目标，欧盟
2030
年风电和光伏装机需要增长
2
倍，对于建立上述机制的要求日益迫切。
（二）容量市场机制促进灵活性提升，储能将成最大受益者
尽管长期市场受到前所未有的重视，但短期市场反映的电力时间价值仍至关重要，长期市场与现货市场的协同不容忽视。在大比例可再生能源电力系统中，日前和日内市场实时调整新能源的交易“头寸”将变得更加艰难，这就需要足够的灵活性资源来进行发用电平衡和抑制价格波动，否则将带来新能源扎堆发电带来弃电、新能源发电不足使电力供应困难的问题交替出现。
为了促进灵活性资源的投资和有效运行，欧盟提出建立有效的容量市场机制，以在发用电平衡出现问题时进行托底。而电力系统中的灵活性需求存在时间尺度上的最优匹配问题，基于单一时间尺度的市场设计无法实现效率最优。应该通过长短期搭配，以多年期的容量市场激励储能等容量电源的投资，以短期容量市场激励既有的电源和可调节负荷最大程度发挥作用。
当然，由政府规划的容量市场机制始终存在有效性的问题，
因为它可能对煤电、气电等化石能源机组产生激励作用，从而与能源转型的长远目标违背。要实现容量机制与“
Fit for 55
”目标相一致，
欧盟主要鼓励储能、需求响应的发展。
其中，新型储能具备长期容量支撑和短期快速调节的优势，
欧盟电力市场改革将为新型储能带来更大的机遇，使之成为欧盟电力市场改革中的最大受益者。
根据
ACER
的预测，
2025
年欧洲对日内、跨周、年度的灵活性资源需要分别为
1200
、
960
和
800
亿千瓦时，
2030
年分别增加至
1700
、
1300
和
860
亿千瓦时。粗略计算，
2030
年灵活性资源市场收入在
4000
亿元以上（按调节价值约
1
元
/kWh
进行保守估计），
2050
年欧洲碳中和情境下灵活性资源市场规模和价格都将实现倍增。
图
2
欧盟灵活性资源需求预测（
ACER
：
Final Assessment of the EU Wholesale
Electricity Market Design
）
中国和欧盟在世界能源转型中都扮演了举足轻重的角色，欧盟的很多经验值得借鉴，但两者之间存在较大的差异，相对而言欧盟在促进可再生能源和储能发展，以及实现电力市场改革方面具有更多便利条件：
首先是欧盟高电价带来可再生发电的优势
。特别是俄乌冲突以来电价飙升带来了新能源
+
储能方案对比化石能源已存在较大的成本优势，在市场力量推进下，新能源与储能自然而然出现快速增长。推动长期市场机制，既对发电商能产生稳定收入，也能实现用户侧电力成本下降，其推行阻力不大。而我国在能源转型过程中，尽管也存在一定程度的电价上涨，但对于电价管理的行政手段仍较强，新能源
+
储能的供电模式，成本仍高于平均电价。
当前阶段我国的新能源平价，是一定程度隐藏了新能源系统成本的前提下实现的
。
如果推行差价合约（新能源标杆上网电价也可以视作差价合约），执行价格可能高于参考价格平均值，给政府带来较高的差价合约风险
，实际上又变成一种政府补贴形式。
二是欧盟拥有健全的碳市场
。欧盟通过碳配额的拍卖和调节机制，对碳成本进行调节进一步建立了可再生电力对化石能源的整体优势。由于高碳价的存在，化石能源发电成本中碳成本较高（煤电在
0.4
元
/kWh
左右，气电在
0.2
元
/kWh
左右），整体抬高了电价中枢，可再生能源不管在长期市场还是短期市场中，都有较大的价格优势。而我国碳市场建设还处于非常初级阶段，化石能源发电配额均为免费，而绿电市场的规模和纯粹的环境溢价仍有限。
没有碳市场的加持，新能源相对化石能源发电在市场上必然处于弱势地位。
尽管我国存在各种各样的困难，但欧盟对于电力市场的反思和改革对我们仍有一些启示：
1.
更好发挥短期市场作用，实现长短期市场合理衔接
与欧洲相反，我国存在的问题是短期市场作用受到限制。
我国通过政策手段，
要求电力用户和煤电企业
全
年中长期合约电量不低于上一年度
90%
，以及中长期价格只能围绕煤电基准价上下浮
20%
的要求，虽然
稳定了电价，但扭曲了价格信号，也制约了现货市场作用的发挥。
2022
年，
广东、甘肃、蒙西等省份现货市场年度均价相对煤电基准价上涨均超过
20%
，但现货市场价格无法传导至中长期交易。
提升短期市场交易电量，促进现货市场电价传导是我国电能量市场改革的重点，
而中长期市场也要相应进行调整，如进一步降低
中长期
市场电量并放宽限价空间，在中长期交易中推进分时段交易等等。
而另一方面，我国的中长期合约主要是年度及年度以内的交易，适用于新能源的多年
PPA
采购方式在中国仍是新事物，完善
PPA
合约的规范性、透明度以及定价机制，仍任重道远。
在发展新型储能等
灵活性
电源方面，我国又过度依赖现货市场和辅助服务等短期市场。与欧洲不同的是，我国的电价波动区间有限，储能在短期市场中获利不足。以山东为例，新型储能要盈利，现货市场仅能提供
30%
的收益，剩下的约
15%
收益通过既有容量补偿机制获得，
55%
的收入要靠容量租赁来补齐，
所以整体跟容量相关的收益占到
70%
。
尽管业内呼吁的关于新型储能的容量电价当前并未出台，但是市场已高度意识到容量收入是更符合新型储能的资产特点，是新型储能获得发展的重要收入来源
。因此，其他省份如湖南、宁夏、广西、新疆等省（区）均对容量租赁出台指导意见，促进新能源与独立新型储能电站进行容量交易。
但仅以新能源租赁独立储能容量的方式，本质上还是新能源强制配置储能的变形，该方式仍将带来储能运行的低效率。从整个电力系统灵活性和容量裕度需求出发，在更大范围内进行容量电源规划、招标竞价，形成更加完善的容量市场机制可能是未来的方向，也是新型储能大规模、高质量发展的出路。
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