能源危机凸显欧洲电力市场改革难题

由于高温、干旱等极端气候频发，入夏以来欧洲部分国家的降水量跌破纪录。极端天气一方面使得欧洲电能消耗增大，另一方面也让该地区的水电、核电等电力生产受到严重影响。在能源供给紧缩的冲击下，欧洲市场电力价格持续飙升。截至2022年8月，德国、法国的电价已接近历史最高水平，德国2023年交付的电力交易价格已达1000欧元/兆瓦时;法国2023年交付的基荷电力合同价格则达到1200欧元/兆瓦时的价格高点。

同时，俄乌冲突也给欧洲国家的能源供应带来一系列挑战。欧盟委员会主席乌尔苏拉·冯德莱恩于当地时间8月30日表示，欧盟电力市场的运作已经出现了很大问题。同日，俄罗斯天然气公司降低输往法国的天然气气量。2022年8月31日，俄气通过“北溪-1”管道向欧洲进行的天然气供应已暂停，将进行为期四天(8月31日-9月3日)的维护。作为欧洲的主要天然气供应线路，“北溪”管道的天然气供应至关重要，俄罗斯先于6月减少60%的“北溪-1”天然气供应，7月降至20%，并减供或部分切断了通往保加利亚、芬兰、法国、德国等国家天然气。若俄罗斯在今年供暖季节继续限制天然气供应，这将大大增加欧洲国家今年冬天出现用电短缺的风险，恐将陷入限电危机。

在欧盟一次能源结构中，石油和天然气占比约为60%，且主要依赖进口。随着天然气供应进一步缩减，一旦冬季遭遇寒冷天气，欧洲现有天然气储备难以满足居民供暖需求，能源紧缩情况将继续加剧。在冬季能源供应不足以满足欧盟国家用电需求的情况下，欧洲天然气价格将会持续飙升，连带推高电价，欧洲电力市场运营将面临越来越大的价格风险和压力。为减少对俄罗斯进口化石燃料的依赖，越来越多欧洲国家更明确未来要往可再生能源转型，俄乌冲突和一系列天然气限制将加速此进程。欧洲部分国家承诺增加海上风电装机容量，一致呼吁减少欧盟对俄罗斯化石燃料的依赖，并使天然气和电力价格脱钩。

电价的大幅上涨暴露出欧洲当前电价设计机制的不足，需要对欧洲电力市场进行结构性改革。8月29日，欧盟委员会主席冯德莱恩出席第17届布莱德战略论坛(BSF)时表示，欧盟的电力市场定价体系已不再正常运作，需要制定计划在短期内进行干预以抑制飞涨的电力成本，并在长期内彻底改革其设计，以打破天然气和电力价格之间的联系。

欧洲电力市场目前电价机制是基于能源供需关系(按出清价格支付，Pay as Clear)而设定，电价采取边际成本定价，发电商根据生产成本定价。其中，可再生能源电力价格最低，因为其短期边际成本极低或约等于零。因此，市场会优先选择价格较低的可再生能源电力，再选择高价的化石能源电力，直至满足边际电力需求。欧洲电价目前主要由燃气发电厂设定，气电是平衡市场的定价者，所有中标机组都按其价格获得统一的系统清算价格。天然气作为欧盟电力市场的主要能源来源，其价格上升会持续推动电力成本上涨，直接影响电力定价。虽然边际定价模式有利于市场高效运营，能激励可再生能源投资。但在极端天气和国际争端等突发情况的影响下，高比例可再生能源的电力市场的电价波动不可控。在欧盟表示将采取措施遏制电价飙升后，欧洲能源价格次日暴跌，市场存在很大的不确定性，能源价格剧烈波动。

如何协调低碳环境目标和市场经济性去设计高比例可再生能源的电力市场，是欧盟各国需要仔细思考的问题。德国副总理兼经济部长哈贝克表示，将研究如何在欧洲层面更好地制定电力定价机制，如对天然气价格设置固定上限等措施。目前，欧盟委员会讨论出的短期解决方案大致可分为三类：一是设定市场价格上限或限制高价机组进入市场，但人为设定机组价格上线，会影响市场运行效率;二是调整市场价格形成机制，采取“按报价出清”模式，即机组的成交电量分别按机组报价由低到高的顺序确定，根据匹配机制出清价格为“一机一价”;三是对气电机组进行补贴，发电商无需通过出清价格回收全部成本，欧盟在考虑对气电机组的补偿可否通过差价合同来实现，但此类方法某种程度上是对气电商在市场中直接收入的限制。

因此，对于现在的欧洲电力市场而言，完善的市场机制不仅需要优化价格形成机制，减少电价波动幅度，另一方面也需要保障发电厂的正常盈利能力，通过更准确的价格信号让市场资源合理运行。

赵俊华 香港中文大学(深圳)高等金融研究院能源市场与金融实验室主任

王馨蕾 悉尼大学博士