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据德国《世界报》网站10月17日报道，欧盟各国能源部长就电力市场改革达成一致。该提案旨在保护消费者免受诸如2022年能源危机期间的价格剧烈波动的影响，使消费者和工业企业也能从更低廉的电力生产中受益。 欧洲电力市场边际定价的方式使得最昂贵的发电技术决定了电价。2022年俄乌冲突以来，欧洲天然气价格不断刷新历史记录，导致欧洲各国电力批发价格大幅上涨，降低了消费者福利，但受限于现有的市场机制，可再生能源尽管拥有边际成本低廉的优势，却并未获得超额利润，反而降低了电价带来的投资激励。因此，欧洲的电力市场设计者正考虑推动化石燃料发电与可再生能源的价格脱钩，发挥电价对可再生能源投资引导作用的同时帮助消费者获得价格更低廉的清洁能源。 虽然欧盟成员国的燃气发电量占总发电量的比例不到20%，但由于燃气机组在多数时候是平衡系统和提供辅助服务的边际机组，燃气机组仍然是市场出清价格的主要决定者。虽然近年来欧洲各国的发电平均成本受新建核能、可再生能源以及水电的影响有明显下降，但天然气价格飙升导致电力市场的边际成本与出清价格明显提高。因此，对所有类型的发电技术统一出清定价的方式不足以充分反映市场信息，当前的市场机制或许不再适配高比例可再生能源电力系统。 以英国为例，其现阶段针对可再生能源实行差价合约（Contract for Difference, CfD）。差价合约是指由可再生能源发电商与“低碳合同公司”(LCCC) 之间签署法律合同，双方事先约定一个执行价格（Strike Price），在合同期限内LCCC将依据同期市场价格（Market Reference Price）对可再生能源发电商进行“多退少补”。当市场价格低于执行价格时，LCCC将补偿发电企业差额部分；当市场价格高于执行价格时，发电企业须向LCCC支付超出的差价，执行价格采用“密封投标”的方式确定。符合投标条件的低碳发电商根据不同技术类型机组的预期收益进行投标，按照价格从低到高的顺序排列，价低者中标，中标价格即为该机组的执行价格，投标直到满足该轮的计划容量为止。 对于可再生能源发电商而言，CfD将未来的市场风险转换为固定收益，有利于回收投资，但定向补贴并没有形成完整的市场激励机制，可再生能源发电商缺少参与市场的积极性，市场化的内生投资激励不足；且15年固定的合同期限会加剧厂商电价趋势预测失误的风险。对于市场而言，CfD极大地促进了可再生能源机组的发展，有利于实现碳中和目标，并保证了消费者不会承担过高的电价。但与此同时，可再生能源出力的增加蚕食了传统化石能源发电时间和需求量，可能导致传统机组提高价格回收投资，进一步提高电力电价。如果传统化石燃料机组因亏损倒闭，不仅会导致停电风险增加，还会导致价格波动的风险加剧。未来随着可再生能源发电渗透率进一步增加，其固定价格会传导至终端用户，导致用电价格下降较慢，用电支出较大。 因此部分专家认为，改变现有的电力市场结算方式迫在眉睫。新的结算方式应当发挥不同机组对电力系统的作用。随着可再生能源渗透率的增加，传统化石燃料机组的作用将由提供电量服务向提供电力服务转变，主要承担需求响应和系统平衡的任务，同时还面临回收投资的压力；可再生能源的绿色价值也应在电价中得到体现，从而形成市场化的投资激励。为解决上述问题，相关研究围绕分别构建可再生能源发电市场和传统化石能源发电市场展开讨论。 “双电力市场”一种可能的实现方式是按照市场结算方式进行划分。考虑到不同机组的特性，可以将其区分为“可用”市场（As available market）和“按需”市场（On demand market）。根据字面意思，“可用”市场是针对受自然资源等限制比较大的资源，比如风光，该类机组只能在风光资源可用时发电，除非主动弃风弃光，否则不能主动响应需求变化；“按需”市场包含了对电力需求进行响应的机组，比如煤炭、燃气等传统化石能源机组。相较于CfD，“按需”市场和“可用”市场相当于为化石能源和可再生能源根据其成本构成和运行特点划定了两条赛道，使其在各自的赛道里竞争，彼此之间不会影响。两个市场采用不同的定价方式，既能够反映传统化石能源电力服务的价值，又能体现可再生能源电量服务和绿色价值。两个电价互不影响，从而使得电价充分体现供需信息，释放投资潜力。 原则上，“可用”市场的定价将基于投资周期内的平准化成本，以便发电企业收回投资和运营成本。在短期内，参与该市场的机组主要有两部分收入来源：一部分来自于补贴或其他形式的资助（主要针对已经投资建成享受国家补贴的可再生能源机组），另一部分则来源于市场。现阶段对于可再生能源机组的补贴逐渐退坡，政府可以根据长期边际成本为“可用”市场设定一个参考价格，发电商可以在“可用”价格的溢价基础上参与拍卖，从而既保证了收益率，也为补贴退坡提供了一个途径。 “按需”市场的一个典型特征为边际成本驱动市场出清价格，可纳入的资源包括化石燃料发电厂、在高峰负荷时段运行的水电站、需求响应和电力储存(与可再生能源分开)。这些机组可以针对需求变化实现有效调度，满足各个时间的不同需求。由于调整发电量时边际成本也会变化，因此调度的顺序是按照边际成本由低到高排序，即“优序调度”。从某种意义上说，这个市场将是一个剩余市场，提供平衡整个系统供需所需的电力。在短期内，“按需”市场上可能存在短缺的情况，此时会导致市场出清价格高于边际成本；长期而言，消费者管理自己的需求能力将逐步提升，以尽量减少自身对“按需”市场的依赖。因此，长期而言，“按需”市场规模可能会缩小，但成交价格可能会上升。 “双电力市场”另一种可能的设计是按照参与的市场周期进行划分。由于可再生能源波动性较大，可以限制其仅参与中长期交易，从而减少短时间内波动带来的不利影响，起到兜底的作用；而传统化石燃料机组可以依赖其灵活性参与现货和中长期市场，仍然承担电力平衡的作用。电价的结算可以采取加权计算方式，即可再生能源与传统机组分别形成出清价格，而全市场的出清价格为两种电力按照发电量的比例算出的加权价格。 无论采取何种分割市场与出清结算的方式，都有赖于其几乎为零的可变成本和较低的平准化成本，可再生能源发电市场出清价格一般会更低。结合碳定价机制，结算电价可能更多地包含可再生能源的环境溢价。传统化石能源机组所在的市场受燃料价格波动的影响，价格可能在短期内处于较高的水平，且波动性也较大。长期来看，根据前文的分析，化石能源市场交易规模可能会缩小，此时参与市场的多为更灵活、技术更先进的机组，可以在短时间内快速响应需求。对应地，边际成本会增加，因此出清价格可能会提升。但对于消费者而言，如果两个市场进行分割，消费者可以根据自己的用电需求以及偏好，合理规划自己的用电计划和购电行为，从而最大程度减少电力消费支出，提高自身福利水平。 |
