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近两年，欧洲电力市场动荡不断，在短期价格危机与长期净零过渡矛盾并存的背景下，欧洲电力市场的重新设计被列入政策议程。
2022年，法国核电出力减少，天然气和煤炭价格处于历史高位，致使欧洲电力系统承受着巨大的压力。欧盟各国借助了一系列短期市场调节手段解决了电力和天然气的短缺，但电价暴涨却饱受诟病。以西班牙、法国为代表的国家纷纷敦促欧盟委员会变革电力市场设计，力求在短期内降低电价。
而长期来看，欧洲电力市场要应对未来几十年向净零过渡中电力需求的增加，以及可再生能源不断增加所带来的挑战，也需进行结构性改革。2023年3月14日，欧盟委员会将发布关于欧洲电力市场改革的立法提案。
近一个月来，欧盟成员国正就如何改革欧盟电力市场开展谈判。以西班牙、希腊为代表的欧洲南部国家提出了包括让天然气与电力价格脱钩，传统能源发电机组不再采用边际定价机制等激进的改革举措，在电力行业引发轩然大波，很多从业者担心电力批发市场的改革举措会削弱投资者的信心。
与此同时，包括德国、丹麦、芬兰等7个欧盟成员国向欧盟委员会提交了联名信，呼吁欧盟委员会警惕对处于“危机模式”的欧盟电力市场进行颠覆性的、仓促的改革。7国在信中指出，电力市场改革应“有针对性”，并保持欧盟电力市场一体化带来的益处。
在此背景下，eo近期采访了欧洲电力市场的从业者，总结了目前具有代表性的几份提案及欧洲电力市场机制在未来可能发生的变化趋势。
趋势一：推出“差价合约”（CfD）激励可再生能源投资，形成价格保险机制
该方案由西班牙提出，目前得到多数欧盟成员国支持。这一方案旨在通过“差价合约”（CfD）为可再生能源发电投资提供必要的保障，提高价格稳定性。如方案通过，监管机构将与可再生能源发电商签订CfD，合约将确定履约价格与合同期限。
发电商将通过竞争性拍卖来获取CfD，监管机构确定采购电量，通过竞价把差价合约的履约价格降低至可再生能源的平均发电成本。
CfD的结算流程为，发电商向日前、实时和平衡市场提交报价，如果被调度，差价合约将根据每小时的统一市场价格进行结算。如果市场价格低于竞标价格，政府负责填补差价；如果市场价格高于竞标价格，那么开发商向政府支付差价。差价合约可适当调整，使发电商适应短期市场的变动。
CfD为可再生能源发电商提供了稳定的长期收入来源，有利于降发电商的资本成本；同时CfD为消费者提供反映平均成本的稳定价格，消费者可从较低的可再生能源投资成本中受益，并对冲电价波动。通过竞争性拍卖既能激励发电商积极响应价格信号，又给他们设定了收入上限。目前，丹麦、法国、英国等欧洲国家的政府已经与可再生能源开发商签订了CfD。
此外，欧盟委员会还提出增加公用事业和消费者之间的中长期购电协议（PPA）的签约量。大部分可再生电量以中长期合同的形式卖出，同样有助于终端消费者以较低成本获取电力。这种方式与CfD的区别在于，对于政府来说，中长期PPA不需花费大量的公共资金。
欧洲风能协会（WindEurope）表示，对西班牙的提案应当警惕，如果过度依赖CfD，会导致可再生开发商更倾向于政府的CfD，这对PPA市场的长期发展不利。
趋势二：需求侧改革，激励灵活性资源
早在2019年，欧盟通过了《清洁能源一揽子法案》，法案中对灵活性资源的激励迈出了一大步，侧重自愿的灵活性。如规定消费者可免费获得智能电表，并签订动态的零售价格合同，以吸引消费者参与、实现电网和系统运行现代化。如今，欧洲的输电系统运营商们越来越青睐平衡市场的聚合灵活性，配电系统运营商则更多地与地方一级的灵活性资源聚合商合作，管理电网阻塞。
目前，欧洲电力市场主要通过稀缺价格来缓解能源短缺，在某些终端电价未受到限制的国家，用户时常通过节能以应对电价飙涨。与拉闸限电不同，如果需求侧更加灵活，用户就能以更低的价格做出回应。
佛罗伦萨法规学院（FSR）教授Leonardo Meeus撰文指出，当前在面对紧急情况时，欧洲的应急体系并不完备，仅通过需求侧自愿减少用能，还不足以缓解能源紧缺的局面。因此，新一轮欧洲电力市场改革的一大重点是，进一步提升紧急情况下的灵活性。
对比轮流限电，用户自愿减少用能来降低人均的基本能源消费，对用户带来的影响更小，也是可行的。在紧急情况下，电力用户自愿断电还可换取补偿。零售商可以提供不同保障水平的供电服务。
Leonardo Meeus建议，所有的输电、配电系统运营商提供固定和非固定的入网协议，对非固定入网协议可设定不同折扣级别，激励用户从自愿的灵活性，发展到自愿与更智能的合约计划相结合的灵活性。“这对处理电网阻塞极为必要，在紧急情况下，也能避免发生轮流限电”，他表示。
趋势三：将气电、煤电机组排除在边际电价机制外
这一方案由西班牙等国提出，通过天然气、煤炭与电力价格脱钩，即传统能源发电机组不采用边际定价机制，以实现公平分摊成本。该方案目前得到法国、希腊及一些南部欧盟成员国的支持。
当前欧洲电力现货市场平衡机制采用的是基于边际定价的价格机制，发电机组按边际成本投标，市场通常先选择最便宜的可再生能源电力，最后选择昂贵的化石能源发电。因此，排名最后的气电（满足边际电力需求）是平衡市场的定价者，所有中标的机组都按其价格获得统一的系统清算价格。
也就是说，欧洲电力现货市场平衡机制的出清电价通常由煤炭或天然气发电成本确定，天然气价格一旦上升，电价必然跟着上涨，即便一个国家电力大部分来源于清洁能源发电，也得支付高电价。
提出脱钩方案的国家表示，欧洲电力市场建立初期，电力系统中的可再生能源比例并不高，而当前欧洲的能源结构已发生了显著变化，电力系统的可再生能源占比越来越高，欧盟委员会提出，到2030年，欧洲电力系统中可再生能源以及储能、需求侧管理等灵活性资源的比例要达到74%的目标。来自南部欧盟成员国的一些专家认为，在高比例可再生能源的电力系统中，基于边际成本定价的电力市场将不再适合欧洲的能源结构。
目前反对该提案的包括德国、北欧国家、欧洲能源监管委员会（ACER）等，他们指出这些建议一旦被采纳会使欧洲电力市场一体化进程面临开倒车的风险，为跨境电力贸易带来新障碍。随着向可再生能源转型，电力市场一体化的好处正越来越多地显现出来，而天然气、煤炭与电力价格的脱钩将削弱电力市场一体化进程。
佛罗伦萨法规学院（FSR）教授让·米歇尔·格拉尚（Jean-Michel Glachant）认为，欧洲面临的是供给侧的能源危机，而不是市场危机。“单靠市场设计的改变不会减少化石燃料依赖、核反应堆故障或干旱。”但他同时指出，好的市场设计可以保护消费者、保障电力供应并帮助减碳。
趋势四：建立容量报酬机制（CRM）
容量报酬机制旨在确保，在用户最需要时，市场能够稳定供应可调度电力；电网运营商根据预测的发电容量（保持市场上能提供有效的可靠容量）成本向发电商提供补贴。这样既确保了安全的电力供应，也让消费者不必为超过所需的容量买单。
十年前，欧盟就开始讨论关于建立容量报酬机制的相关问题。但当时，一些专家担忧在能源价格低廉的背景下，容量补偿机制会被滥用，比如用来支持某些特定技术，或者是给一些投资过时、污染技术而又经营亏损的公用事业公司输血，为他们提供政府救济。
而当前欧洲能源短缺，稀缺资源成本高涨。建立容量报酬机制虽然要付出一定成本，但可缓解因供应短缺造成的极端价格，减少短期电力市场信号可能带来的负面影响，避免消费者付出更大的代价。同时，由于欧洲交通、供暖和工业的电气化需求增加，未来欧洲的容量资源更可能是投资不足，而不是投资过度。
Leonardo Meeus认为，利用容量补偿机制来确保备用电源和灵活性方面有足够的投资，并配合差价合约（CfD）增加对可再生能源的投资，有助于欧洲协调整合低碳电力资源，形成以低碳可调度发电、储能和需求响应为组合的解决方案。
趋势五：保护终端用户电价
除了考虑对批发市场机制进行修改，欧盟电力市场设计改革还试图解决的另一主要问题是，如何让消费者免受外部价格冲击。自2022年以来，为应对电价高涨对消费者的冲击，欧洲多国实施了不同程度的减税降费、零售电价限价或者电费补贴等措施，以援助脆弱收入群体和工商业。
例如，西班牙和葡萄牙为发电行业提供购气补贴，法国对用电取暖的家庭每月补贴20欧元，意大利也提出方案补贴民众生计，包括发给年收入2万欧元以下者每人150欧元的津贴，以及为酒吧、餐饮等中小企业补贴税负。
据路孚特电力与碳首席分析师秦炎介绍，目前欧洲有十几个国家设置了居民用电价上限，这种用户侧的价格保护机制很有可能在未来固定下来。这次欧洲面临的是由战争引发的供给侧危机，下一次能源危机可能由其他因素触发。但不管何种因素，都需要增强消费者免受外部价格冲击的保护力。“未来即使电量充裕，电价降低，终端用户可能还是会有相应的价格保护机制，如设定度电价格不超过一定水平的保护帽”，秦炎表示，例如德国目前暂时定为40欧分/度，挪威为13欧分/度左右。
此外，改革后的欧盟电力市场设计还可能引入与消费者权利相关的新规定。欧洲的消费者组织表示，这些措施包括：保护弱势家庭在一段时间内无法支付账单时不会断电，以及避免公用事业单方面涨价等。
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