中國儲能網訊：為了緩解電價飆升帶來的壓力，歐盟發(fā)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(fā)揮作用，但在對于促進可再生能源長遠發(fā)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(fā)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？
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(fā)展的長期合約、容量機制等方式，促進更大規(guī)模的綠色電源投資以及提升電力系統(tǒng)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(yè)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(fā)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(jiān)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(tǒng)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(fā)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(jié)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(yōu)運行發(fā)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(wěn)定收益保障，難以激勵可再生能源的最優(yōu)投資。所以歐盟發(fā)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(fā)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(fā)電-負荷結構實現最優(yōu)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(fā)展形成長期、穩(wěn)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(fā)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(zhí)行價格和參考價格（通常是現貨價格）。在參考價格低于執(zhí)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(zhí)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(fā)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(fā)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(qū)域和特定時間的堆積，帶來電網的堵塞和消納難題，使發(fā)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(guī)劃和不同電源的匹配也非常重要。
2.多年購電協(xié)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(fā)電商（一般是可再生發(fā)電）與售電公司、用戶之間簽訂多年合約，是一種純商業(yè)行為。PPA可以為可再生發(fā)電商提供穩(wěn)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(jiān)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(yōu)先審批權，推動PPA合約的發(fā)展。
PPA合約在用戶側也具有一定局限性，因為能夠為發(fā)電商提供長期穩(wěn)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(fā)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(fā)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(fā)展的重要機制。截至2021年底，簽訂PPA合約的可再生發(fā)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(wěn)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(fā)展目標（RED）達成臨時協(xié)議，在40%還是45%的目標值中達成妥協(xié)，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(xié)同不容忽視。在大比例可再生能源電力系統(tǒng)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(fā)用電平衡和抑制價格波動，否則將帶來新能源扎堆發(fā)電帶來棄電、新能源發(fā)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(fā)用電平衡出現問題時進行托底。而電力系統(tǒng)中的靈活性需求存在時間尺度上的最優(yōu)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(yōu)。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(jié)負荷最大程度發(fā)揮作用。
當然，由政府規(guī)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(fā)展。
其中，新型儲能具備長期容量支撐和短期快速調節(jié)的優(yōu)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(jié)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(guī)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(fā)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(fā)電的優(yōu)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(yōu)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(fā)電商能產生穩(wěn)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(tǒng)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(zhí)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(jié)機制，對碳成本進行調節(jié)進一步建立了可再生電力對化石能源的整體優(yōu)勢。由于高碳價的存在，化石能源發(fā)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(yōu)勢。而我國碳市場建設還處于非常初級階段，化石能源發(fā)電配額均為免費，而綠電市場的規(guī)模和純粹的環(huán)境溢價仍有限。沒有碳市場的加持，新能源相對化石能源發(fā)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(fā)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(yè)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(wěn)定了電價，但扭曲了價格信號，也制約了現貨市場作用的發(fā)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(guī)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(fā)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(qū)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(yè)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(fā)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(qū)）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(tǒng)靈活性和容量裕度需求出發(fā)，在更大范圍內進行容量電源規(guī)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(guī)模、高質量發(fā)展的出路。
