天天時訊：一文讀懂歐盟電力市場改革，儲能或成最大受益者

為了緩解電價飆升帶來的壓力，歐盟發起了對現有電力市場的反思與改革。但結果卻耐人尋味，根據歐盟主流機構評估，歐盟現行的以短期市場為主的電力市場，在應對能源短缺問題時仍在發揮作用，但在對于促進可再生能源長遠發展，實現消費者共享降本成果方面則有較大欠缺。盡管國際天然氣價格進入下降通道，但歐盟電力市場改革的需求沒有降低，因為適應可再生能源發展的長期市場仍欠缺。改革方案中提出的建立電能量和容量的長期市場，將使儲能成為最大受益者。

一、歐盟電力市場失靈？

(資料圖片僅供參考)

今年3月份，歐盟委員會提交了電力市場改革草案，與西班牙、法國、希臘等國此前提出包括分割市場、限價等激進方案相比，該草案旨在通過建立適應可再生能源發展的長期合約、容量機制等方式，促進更大規模的綠色電源投資以及提升電力系統靈活性，實現消費者共享可再生能源降本成果，同時提升歐洲產業競爭力。

2022年，受俄烏沖突影響，從俄羅斯進口天然氣大幅削減，疊加歐盟退核進程以及水電來水下降，使歐盟受到了電力短缺和電價飆升的沖擊。天然氣價格上漲推動天然氣機組成為現貨市場中的定價機組，而可再生發電、核電、煤電等機組通過“搭便車”獲得超額收益，給消費者帶來了沉重的負擔，所以以邊際成本定價的短期市場成為眾矢之的，歐盟國家由此提出了改革當前電力市場的要求。

但根據能源監管機構合作署（ACER：Agency for the Cooperation of Energy Regulators）等機構的評估，歐盟以現貨市場加統一電力市場為主的市場架構無需為此次危機負責。相反，現行的市場能有效發現短期價格信號，推動了跨境電力交易與備用共享，降低了電力成本和價格波動，2021年為消費者節省了約340億歐元的用電成本。盡管當前電力市場架構不是為應對危機設計的，但在此次能源危機中，短期市場并未失靈，卻對引導供需和最優運行發揮了應有的作用。

根據評估，采取救濟措施、征收暴利稅、進行機組限價、甚至分割市場等措施將扭曲價格，且按順序對價格的扭曲也越嚴重，卻并不能根本克服電力價格上漲的問題，反而將阻礙供應安全、扭曲跨境電力貿易、危及投資者信心。而此次電力供應危機的罪魁禍首是一次能源的短缺，短期抑制電價上漲的更有效措施，在于擴大天然氣供給和對天然氣市場適度干預。而隨著天然氣價格的回落，歐盟電價已基本恢復到俄烏沖突前的水平（100-150歐元/兆瓦時），但仍顯著高于往年均值。

但這并不意味著歐盟電力市場不需要改革，相反由于可再生能源（特別是新能源）高投資成本、低邊際成本的特性，與短期基于邊際成本的定價機制不匹配，使短期市場不能反映長期成本，可再生能源也沒有穩定收益保障，難以激勵可再生能源的最優投資。所以歐盟發布的電力市場改革草案注重建立包括差價合約、PPA和電力遠期等長期電能量市場和容量市場機制，以更好適應可再生能源的發展。

二、改革聚焦長期市場，新型儲能獲益巨大

短期市場主要作用是基于既有的發電-負荷結構實現最優成本的運行，而長期市場能對沖價格風險，降低電價波動，為可再生能源發展形成長期、穩定的投資信號。而當前歐盟電力市場的長期（3年以上）市場缺少流動性，限制了其作用的發揮，完善長期市場成為電力市場改革的主要方向。

（一）長期電能量市場及其作用

1.雙向差價合約

雙向差價合約（CfDs：contracts for difference)是一種政府居中采購方案。差價合約涉及執行價格和參考價格（通常是現貨價格）。在參考價格低于執行價格時，差價合約持有人獲得差額收益，差額收益由政府支付；反之政府獲得差額收益。從而使CfD合約持有人獲得固定電價，執行價格由競爭性拍賣決定，合約周期通常為15-20年。

由于差價合約由歐盟國家設計和保證，具有一定的計劃屬性，可能降低市場的效率，也使政府承擔了支付差價的風險。政府間接決定對不同可再生能源發電技術的支持，在技術之間取得平衡仍是一個問題；單一價格的長期市場將導致發電機組的位置、時間信息損失，可能帶來長期成本最低的電源（比如光伏）在資源富集區域和特定時間的堆積，帶來電網的堵塞和消納難題，使發電資源價值快速下降。所以，推進長期市場的同時，合理的政府規劃和不同電源的匹配也非常重要。

2.多年購電協議（PPA）

與差價合約由政府和公共機構作為居中人不同，PPA由發電商（一般是可再生發電）與售電公司、用戶之間簽訂多年合約，是一種純商業行為。PPA可以為可再生發電商提供穩定的收益，提升了投資人的融資能力，對于對沖用戶側價格風險也有很好的作用。但是PPA合約存在購買方的履約風險，政府可以通過加強信用監督、建立擔保機制、完善保險等方式，降低PPA合約的履約風險。同時，政府可以通過為獲得PPA合約的項目提供優先審批權，推動PPA合約的發展。

PPA合約在用戶側也具有一定局限性，因為能夠為發電商提供長期穩定電力采購和提供擔保的一般為電力大用戶。但為了使中小用戶分享可再生能源發展帶來的福利，政府鼓勵標準化、更透明的PPA合同格式，并使較小用戶聚合起來形成用戶池與發電商簽訂PPA市場，以降低履約風險。

由于PPA合約具有更強的市場屬性，可能成為可再生能源發展的重要機制。截至2021年底，簽訂PPA合約的可再生發電容量約17.5GW（圖1），占比仍然很低。但根據歐洲投資銀行 (EIB) 和歐盟委員會的一項研究估計, 到2030年PPAs 將覆蓋10%-23%的風電和光伏容量。

此外，歐盟還試圖提升電力遠期（Forward）合約的流動性來穩定價格預期。電力遠期合約是針對電力商品產生的金融衍生品，3年以上遠期合約能有效對沖電價風險。

近期，歐盟理事會和歐洲議會對于2030年可再生能源發展目標（RED）達成臨時協議，在40%還是45%的目標值中達成妥協，到2030年將可再生能源在總能源消費中的份額提高到42.5%，爭取再提高2.5%即達到45%的目標。為實現該目標，歐盟2030年風電和光伏裝機需要增長2倍，對于建立上述機制的要求日益迫切。

（二）容量市場機制促進靈活性提升，儲能將成最大受益者

盡管長期市場受到前所未有的重視，但短期市場反映的電力時間價值仍至關重要，長期市場與現貨市場的協同不容忽視。在大比例可再生能源電力系統中，日前和日內市場實時調整新能源的交易“頭寸”將變得更加艱難，這就需要足夠的靈活性資源來進行發用電平衡和抑制價格波動，否則將帶來新能源扎堆發電帶來棄電、新能源發電不足使電力供應困難的問題交替出現。

為了促進靈活性資源的投資和有效運行，歐盟提出建立有效的容量市場機制，以在發用電平衡出現問題時進行托底。而電力系統中的靈活性需求存在時間尺度上的最優匹配問題，基于單一時間尺度的市場設計無法實現效率最優。應該通過長短期搭配，以多年期的容量市場激勵儲能等容量電源的投資，以短期容量市場激勵既有的電源和可調節負荷最大程度發揮作用。

當然，由政府規劃的容量市場機制始終存在有效性的問題，因為它可能對煤電、氣電等化石能源機組產生激勵作用，從而與能源轉型的長遠目標違背。要實現容量機制與“Fit for 55”目標相一致，歐盟主要鼓勵儲能、需求響應的發展。

其中，新型儲能具備長期容量支撐和短期快速調節的優勢，歐盟電力市場改革將為新型儲能帶來更大的機遇，使之成為歐盟電力市場改革中的最大受益者。根據ACER的預測，2025年歐洲對日內、跨周、年度的靈活性資源需要分別為1200、960和800億千瓦時，2030年分別增加至1700、1300和860億千瓦時。粗略計算，2030年靈活性資源市場收入在4000億元以上（按調節價值約1元/kWh進行保守估計），2050年歐洲碳中和情境下靈活性資源市場規模和價格都將實現倍增。

三、總結與啟示

（一）中歐的差異

中國和歐盟在世界能源轉型中都扮演了舉足輕重的角色，歐盟的很多經驗值得借鑒，但兩者之間存在較大的差異，相對而言歐盟在促進可再生能源和儲能發展，以及實現電力市場改革方面具有更多便利條件：

首先是歐盟高電價帶來可再生發電的優勢。特別是俄烏沖突以來電價飆升帶來了新能源+儲能方案對比化石能源已存在較大的成本優勢，在市場力量推進下，新能源與儲能自然而然出現快速增長。推動長期市場機制，既對發電商能產生穩定收入，也能實現用戶側電力成本下降，其推行阻力不大。而我國在能源轉型過程中，盡管也存在一定程度的電價上漲，但對于電價管理的行政手段仍較強，新能源+儲能的供電模式，成本仍高于平均電價。當前階段我國的新能源平價，是一定程度隱藏了新能源系統成本的前提下實現的。如果推行差價合約（新能源標桿上網電價也可以視作差價合約），執行價格可能高于參考價格平均值，給政府帶來較高的差價合約風險，實際上又變成一種政府補貼形式。

二是歐盟擁有健全的碳市場。歐盟通過碳配額的拍賣和調節機制，對碳成本進行調節進一步建立了可再生電力對化石能源的整體優勢。由于高碳價的存在，化石能源發電成本中碳成本較高（煤電在0.4元/kWh左右，氣電在0.2元/kWh左右），整體抬高了電價中樞，可再生能源不管在長期市場還是短期市場中，都有較大的價格優勢。而我國碳市場建設還處于非常初級階段，化石能源發電配額均為免費，而綠電市場的規模和純粹的環境溢價仍有限。沒有碳市場的加持，新能源相對化石能源發電在市場上必然處于弱勢地位。

（二）對中國的啟示

盡管我國存在各種各樣的困難，但歐盟對于電力市場的反思和改革對我們仍有一些啟示：

1.更好發揮短期市場作用，實現長短期市場合理銜接

與歐洲相反，我國存在的問題是短期市場作用受到限制。我國通過政策手段，要求電力用戶和煤電企業全年中長期合約電量不低于上一年度90%，以及中長期價格只能圍繞煤電基準價上下浮20%的要求，雖然穩定了電價，但扭曲了價格信號，也制約了現貨市場作用的發揮。2022年，廣東、甘肅、蒙西等省份現貨市場年度均價相對煤電基準價上漲均超過20%，但現貨市場價格無法傳導至中長期交易。

提升短期市場交易電量，促進現貨市場電價傳導是我國電能量市場改革的重點，而中長期市場也要相應進行調整，如進一步降低中長期市場電量并放寬限價空間，在中長期交易中推進分時段交易等等。

而另一方面，我國的中長期合約主要是年度及年度以內的交易，適用于新能源的多年PPA采購方式在中國仍是新事物，完善PPA合約的規范性、透明度以及定價機制，仍任重道遠。

2.完善容量機制

在發展新型儲能等靈活性電源方面，我國又過度依賴現貨市場和輔助服務等短期市場。與歐洲不同的是，我國的電價波動區間有限，儲能在短期市場中獲利不足。以山東為例，新型儲能要盈利，現貨市場僅能提供30%的收益，剩下的約15%收益通過既有容量補償機制獲得， 55%的收入要靠容量租賃來補齊，所以整體跟容量相關的收益占到70%。

盡管業內呼吁的關于新型儲能的容量電價當前并未出臺，但是市場已高度意識到容量收入是更符合新型儲能的資產特點，是新型儲能獲得發展的重要收入來源。因此，其他省份如湖南、寧夏、廣西、新疆等省（區）均對容量租賃出臺指導意見，促進新能源與獨立新型儲能電站進行容量交易。

但僅以新能源租賃獨立儲能容量的方式，本質上還是新能源強制配置儲能的變形，該方式仍將帶來儲能運行的低效率。從整個電力系統靈活性和容量裕度需求出發，在更大范圍內進行容量電源規劃、招標競價，形成更加完善的容量市場機制可能是未來的方向，也是新型儲能大規模、高質量發展的出路。

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