欧洲电力批发市场的挑战与应对措施

欧洲电力批发市场建立了基于边际成本出清规则的跨国电能交易机制。然而，能源危机的冲击暴露出当前市场设计中存在一系列结构性挑战，具体而言，短期电价信号难以覆盖发电商的长期平均成本，致使市场对可靠备用容量和新建清洁能源项目的投资明显不足。与此同时，大规模可再生能源接入使得发电投资日益依赖于长期合同及政策支持。此外，现行市场在风险管理方面存在短板，缺乏有效的价格对冲机制，导致部分电力供应商因无法应对批发价格的剧烈波动而陷入破产。另外，各国为应对高电价采取的单边干预措施，也引发了跨境贸易扭曲，削弱了欧洲内部电力市场的一体化程度。在此背景下，欧盟已启动针对电力市场设计的评估与改革讨论，旨在维持现货市场运行效率的同时，通过引入补充性机制，以解决长期投资激励与风险管理方面的突出问题。

本文基于欧洲监管经济研究中心（CERRE）的报告《面向未来的电力市场设计建议》（Recommendations for a Future-Proof Electricity Market Design），对当前欧洲电力批发市场面临的主要问题进行梳理，并重点评述容量机制（CRM）与长期电能量协议（PPA）两类补充性机制如何应对投资不足、可再生能源整合及市场风险管理等挑战。

当前欧洲电力批发市场的主要挑战

短期价格信号与投资激励扭曲。欧洲电力市场通过日前和实时现货价格信号引导发电与消费，但受需求刚性和价格上限制约，尖峰电价收益不足以覆盖低价时期的收入缺口，导致高固定成本电源投资回报困难，存在容量不足的风险。随着可再生能源大规模并网，批发电价进一步被压低，加剧了传统电源的投资困境。为此，各国引入容量付费与补贴机制，但这些干预措施也在一定程度上扭曲了市场投资激励，出现政府主导投资替代市场信号的现象。

风险管理不足与市场波动加剧。标准化电力期货通常流动性有限且期限较短，难以匹配新能源项目长达十年以上的风险管理需求。部分零售商过度依赖短期现货采购来为客户提供固定电价合约，在批发价格剧烈上涨时，因对冲不足而承受巨额亏损甚至破产。当前市场环境下，私营部门的避险行为存在市场失灵，金融监管与信用要求等因素也限制了长期合约的供给。因此有观点认为，政府有必要推动建立更长期、更稳定的合同机制，以有效管理电力价格风险。

跨境协调与一体化挑战。各成员国倾向于各自为政地采取干预措施，影响了欧洲市场一体化进程。CERRE报告指出，成员国基于本国利益实施的举措可能形成壁垒，阻碍商品与服务自由流动，并削弱内部能源市场的整体收益。例如，西班牙实施燃气发电竞价上限措施时，因未充分与欧盟协调而受到批评，该措施不仅人为压低了本国电价，也推高了天然气需求及周边市场价格。跨境协调的不足还体现在资源丰富国与短缺国之间缺乏统一的标准与共享机制。在欧洲电网高度互联的背景下，市场设计改革需在欧盟层面加强统筹协调。

目前，欧洲批发电力市场面临一系列相互交织的问题：短期价格信号不足、投资激励扭曲、风险管理薄弱以及跨境协调不力等。这些问题形成连锁影响——价格信号缺陷导致投资不足，进而需要政策干预，而干预措施又可能进一步干扰价格信号与跨境交易。为此，欧洲正探索在现有市场框架基础上引入辅助机制，如容量机制与长期电能量协议，以提供补充性的投资回报与风险对冲渠道。

容量机制的作用与争议

容量机制的原理

容量机制是指政府或电力系统运营方通过向发电商支付“可用容量”报酬的方式，保障其在电力供应紧张时具备足够的可用发电资源。该机制通常采用招标拍卖形式，由政府预先采购未来特定时段内的可靠容量承诺。中标的发电商及需求响应服务商在获得容量费用的同时，必须承诺在系统高峰时段保持可用状态，否则将承担相应的违约责任。本质上，容量机制是通过降低尖峰时段的批发电价波动，来换取系统容量供应的确定性。目前，这一机制已成为欧洲电力市场广泛采用的“市场设计附加组件”。

容量机制的必要性之辩

容量机制的必要性一直存在争议。支持者认为，在存在价格上限且零售侧市场弹性不足的情况下，容量市场能够弥补现货价格无法覆盖发电投资成本的缺口，从而保障长期供电可靠性。反对者则主张，可通过长期合同及其他市场化手段实现风险对冲，无需另行设立容量补贴；他们还担心容量机制会削弱现货价格信号、可能引发寻租行为。

尽管双方都承认需要防范因供电短缺引发的公共风险，但分歧在于：一方主张通过完善现货市场与合同市场来解决问题，另一方则倾向于由政府直接采购容量，以确保可靠供电。

容量市场的设计难题

一是容量定价与数量。容量总量与定价机制。需合理确定市场所需的容量总量，并设计有效的价格拍卖机制。若需求曲线设计不当，可能导致容量采购不足，威胁电力供应安全；也可能造成过度采购，从而推高消费者成本。

二是新旧机组的平衡。容量拍卖需在激励新机组投资与避免对现有机组过度补偿之间取得平衡。以英国为例，早期的容量拍卖多由燃煤、燃气等老旧机组中标，而新建项目中标较少，因此引发了“容量市场实为补贴旧机组”的争议。

三是履约可靠性与惩罚机制。容量合同的履行关键体现在紧急时段的可靠出力，因此惩罚机制的设定至关重要。惩罚过轻会导致约束不足；惩罚过重则会推高整体容量成本。

四是跨境参与和碳约束条件。根据欧盟要求，容量机制需向跨境资源开放，同时逐步限制高排放机组获得容量补贴，例如禁止新建高碳机组参与市场。

长期电能量协议的兴起与适用边界

概念与类型。PPA是发电方与购电方之间签订的长期电力交易合同，通常锁定特定容量或电量的购售关系及价格机制，合同期限一般为10～20年。根据签约主体的不同，PPA主要分为三类：一是企业PPA，由大型工商业用户直接与可再生能源发电项目签订合同，购买电力；二是零售商PPA，电力零售商与发电商签订协议以稳定采购成本，部分合同可通过打包转让等方式增强流动性；三是成员国政府支持PPA，如差价合约（CfD），一般由政府主导项目招标并提供担保，有助于降低融资成本。此类机制在海上风电等新兴技术领域已被证实能够有效降低度电成本。

PPA促进投资与价格稳定的作用。长期合同被视为解决新能源投资风险和价格波动问题的重要工具。对发电商而言，PPA锁定了未来收益，规避了批发市场价格大幅波动的风险，因而显著降低了融资难度和资金成本。对购电方而言，PPA提供了长期价格锁定，可以对冲未来批发市场的不确定性，实现稳定的用能成本。从更广泛的视角来看，政府推动的长期合约还能起到平抑市场价格、分配“稀缺租金”的作用。CERRE报告指出，政府若以低于预期市场价批量采购可再生能源电力，实质上是提前锁定并回收未来的超额利润，市场价走高时，发电商通过差价合约将这部分“稀缺租金”返还给消费者。因此，长期合约不仅能够促进新能源领域投资，还可在发电侧和用电侧之间重新分配价格风险，扮演电力市场“稳定器”的角色。

法国长期合同ARENH机制与政策权衡。核电历史成本准入机制（ARENH）于2011年在法国推出，要求法国电力公司以固定价格向独立售电商提供不超过100太瓦时的核电，目的是增强零售市场竞争力并稳定电价。该机制在2021～2022年的能源危机中有效抑制了电价大幅上涨。然而，ARENH同时带来多重政策权衡：它挤压了电力公司利润，制约其核电投资能力，并引发配额不足、企业破产风险以及“隐性补贴”等争议。法国ARENH的实践表明，长期合同具有“双刃剑”效应，其核心在于合同价格和配额设定需与市场变化及政策目标保持动态平衡。

PPA的适用边界与局限。PPA的适用存在多方面边界约束。首先，企业PPA和零售商PPA的规模受限于信用等级与需求稳定性，通常只有信用评级较高、用电需求稳定的大型用户才具备签订长期协议的条件。其次，若由政府主导PPA，则需考量公共财政能力并遵守相关法规。再次，PPA与电力现货市场之间的关系也需谨慎平衡。若大规模采用实物交割的形式，可能影响现货市场的流动性并削弱其价格发现功能。因此，CERRE报告建议优先考虑金融合约形式的PPA。最后，针对存量电源的长期合同，应审慎处理，此类情形更适合通过临时性税收机制来回收超额收益。

机制互动与市场一体化的挑战

对现货市场价格信号的影响

容量机制与长期PPA的大规模引入，正在改变过去主要依赖现货电价的市场模式。容量机制通过提供容量报酬降低了尖峰时段的价格峰值，平抑了价格分布的“长尾”特征，但同时也削弱了现货市场反映资源稀缺性的能力，使得发电商对现货高价的敏感度降低。不过，价格信号减弱并不等同于市场效率下降，关键在于容量机制与PPA是否经过妥善设计，能够作为现货市场的“并行模块”发挥作用，而非替代现货市场。因此，容量机制与PPA的引入需要遵循一个原则：尽量保持现货市场的短期激励作用，实现长期充分性与短期效率的双重目标。

对投资组合效率的影响

当容量机制与PPA并存于电力市场中，投资决策逻辑也随之发生变化。容量机制旨在为能够在高峰时段提供可靠出力的资源（包括化石能源、储能设施、可中断负荷等）提供普遍的容量保障与补偿，从而确保系统灵活性。PPA则主要针对资本开支较高、边际成本较低的可再生能源项目，帮助其解决前期融资难题。若两者配置得当，电力投资组合可在灵活性与低成本之间实现平衡。

然而，这种双重机制也可能带来效率风险：欧盟各国若独立推行容量机制，可能引发容量冗余和过度投资；而长期大规模PPA的广泛使用，则可能锁定较高的电力成本，因此，需要在合同期限与规模上采取审慎策略。总体而言，容量机制与PPA可形成模块化互补的格局，共同构成未来电力市场投资的“双支柱”。

对欧盟统一市场目标的影响

容量机制与PPA的快速发展，既对欧洲电力市场一体化构成挑战，也为其带来重要机遇。如果各成员国在设计相关机制时差异过大，可能削弱市场间的耦合程度，甚至引发新的贸易壁垒。为此，欧盟已在《电力市场监管条例》（2019/943）中对容量机制进行了统一规范。在PPA方面，由于政府支持的长期合约仍可能涉及国家援助问题，欧盟需制定相应指导原则，以确保市场竞争不受扭曲。通过推动标准化合同、建立信息共享机制、提供信用支持等方式，PPA有望发展为一个跨国流动的长期资本市场。

政策建议与未来改革方向

欧盟层面：首先，应继续坚定维护和深化电力内部市场的一体化。其次，欧盟需要消除长期合约市场的制度障碍，建立欧盟范围的PPA信息和撮合平台，提供标准合同模板和信用评估支持。再次，欧盟应完善国家援助指引，明确政府支持签订长期合同的合规条件。

成员国层面：成员国应在欧盟框架内，结合本国国情灵活推进容量机制的实施与PPA的发展，并随技术与市场变化进行动态调整。在容量机制方面，需评估资源充足性，设定可靠性标准，选择适宜的形式（如集中容量市场或战略储备等），坚持技术中立与成本效率原则，同时确保合理的合同期限与有效的跨境协调。在推广PPA方面，成员国可通过消除法律障碍、建立信用担保机制、搭建交易撮合平台等措施降低交易门槛。

面向未来的市场设计蓝图：短期现货市场发挥了资源优化和跨区交易主渠道作用，价格信号能够反映边际成本与短缺状况；容量机制作为“安全网”，确保系统具备充足的可调度容量，避免极端情况下的电力短缺，同时通过与现货市场衔接的设计维护高峰供电激励和消费者保障的平衡；长期电能量协议市场成为新能源融资的主要支柱和消费者稳定用电成本的重要保障，其形式多元且在统一规则下跨国流动。这种“双层市场”结构被CERRE报告称为“模块化市场设计”，即将容量补偿和长期合同视为与现货市场互补的模块。各模块各司其职：现货市场管效率，容量机制保安全，长期合约稳投资和价格。通过合理的政策和监管，这些模块能够协同运作。

为实现净零目标，电力系统和其他能源市场的关联将更加紧密，从而需要在更高层次上加强统筹协调。构建具备韧性、面向未来的市场体系，离不开更为丰富的机制设计和更高效的整体协同。欧洲电力批发市场的改革探索，正是力求在发挥市场竞争与价格信号作用的基础上，通过精心设计容量保障机制和长期合约安排，兼顾供电可靠性、清洁能源投资激励与价格风险缓释等多重目标，为全球能源转型提供有益借鉴。