今年以来，国际局势剧烈动荡，全球能源危机持续肆虐。

能源危机是全球性新通胀的核心，也是电力危机的直接导火 索。国际石油、煤炭、天然气和液化天然气价格与2020年底相比，基本上都上涨4倍左右。欧洲天然气价格甚至一度飙涨了超过10倍。

随着能源价格的一路走高，以煤炭和天然气作为主要燃料或边际机组燃料的电力价格也水涨船高。以德国为例，2021年的电力市场批发价格是2020年的三倍，达到创纪录的97欧元/MWh。在美国，批发市场的电价也一路高歌猛进。PJM 2022年第一季度的电价从一年前的53美元/MWh涨到了80美元/MWh ，ICE交易的2023年PJM西部枢纽（West Hub）平均价格已经达到85美元/MWh。新英格兰第一季度的现货市场价格更是从一年前的75美元/MWh涨到了137美元/MWh，几乎翻了一番。

危机对世界各国能源结构和电力市场同样产生了深远影响。

能源结构的变化早已为大众所熟知。为加速摆脱对俄罗斯天然气的依赖，欧洲各国纷纷重启煤电；同时，欧盟委员会公布“REPowerEU”能源计划，将2030年可再生能源目标从40%提升至45%。

西方国家电力市场的新动向在中国民众中未能如此博人眼球，但其应对危机的策略及影响却值得电力市场化改革进程中的中国思考。

01

国际电力市场现状

事实上，在近期发生的高通胀之前，国外电力市场就已经闪现、暴露出了一些问题。

一方面，国际主要电力市场的现行规则，多是20多年前为以煤电为主力电源的电力系统制定的，无法完全适应新能源占比越来越大的市场现状和需求。与传统电源不同，新能源有着高固定成本、低可变成本、波动性大、出力难以预测等特征，电力系统的运行因此变得更加复杂，电力市场的设计也有必要顺势调整。

在北美，页岩气革命带来了低天然气价格，现货市场电价因此整体偏低，电厂的收入越来越依赖于容量市场或稀缺电价；市场主体（尤其是不享受政府补贴的传统电源）参与现货市场的风险明显加大。而市场规则的修改又因为市场主体的思想难以统一，新规则的实施明显滞后于新能源的发展，现货市场中的问题也因此而层出不穷。再加上地方政府的能源政策不一致（比如可再生能源标准、新能源补贴和零排放补贴等），与要求公平竞争的现货市场有原则性矛盾。因此现货市场规则互相冲突，相互制约的情况时有发生。

另一方面，实现低碳化或零碳化电网的目标，又要求更多的新能源更快地融入市场。经过多年的发展，新能源的平均成本已经大为降低，在许多地区，新能源的平均成本已经低于传统电源。但是，因为消纳更高比例新能源需要更大范围联网和更智能的电网、更多的备用/调频服务或爬坡产品、更多的储能设施、更准确的负荷和可再生能源出力预测等等，新能源的快速发展不可避免地增加了电力系统运营的配套和辅助成本。如果电网/电源规划和现货市场设计没有能够更好融合，电力系统整体运营成本增加将会成为必然。

同时，随着全球暖化，极端天气事故频发。许多地方的电网和天然气系统无法承受极端气候的影响，最终导致大范围停电或轮流停电。最著名的事件就是发生在2014年2月美国东北地区和2021年2 月美国得州的极寒天气导致的大范围轮流停电。如何强化电网可靠性，应对极端天气是众多电力市场工作的重中之重。

因此，在2021年之前，电力市场的问题主要是低能量价格造成的现货市场信号缺失、新能源难以预测导致的系统不稳定、能承受极端气候的电网及灾后的复原能力、地方政府的补贴政策与市场设计要求的公平原则矛盾，等等。因此，在2021年之前的几年中，电力市场的改革主要集中在现货价格的形成机制和如何用市场信号来提高系统可靠性，以尽可能低的成本、最大限度地发展和消纳新能源。

近期的大通胀和澳洲电力市场的“暂停”则加深了人们对电力现货市场的疑虑。一方面，尽管许多国家的监管机构已经证明高电价的主要原因是高昂的燃料成本和供需暂时失衡，许多人还是有意无意地将近期的高电价直接归因于电力市场。另一方面，因为电力的独有特性（比如难以储存、必须实时平衡、网络阻塞等等），电力市场设计必然比其他商品市场更为复杂，价格形成机制更加难以为普罗大众所理解。当供需紧张时，某些先天性设计缺陷便会显得更为突出，也必然被人为地放大审视。

02

西方国家的电力市场怎么了？

西葡：限制气价

2022年6月8日，欧盟委员会最终批准了西班牙和葡萄牙政府共同制定的应对能源价格上涨的价格限制机制。这一机制规定用于发电的天然气价格最初将被限制在每兆瓦时40欧元以下，在该机制生效的前12个月内，用于发电的天然气价格将被限制在50欧元以下。

今年以来，欧洲电价与天然气价格齐涨。欧盟统计局数据显示，2014年至2021年以来，欧洲能源进口整体呈上升态势，自给率持续下滑。而俄罗斯在煤  炭、石油、天然气上，都是欧盟的主要进口国。尤其在天然气上，2021年欧盟近40%天然气消费是从俄罗斯进口。所以俄罗斯的断供对欧洲化石能源供应会形成致命的打击。

据预测，今冬欧洲的能源危机大概率会愈演愈烈，且对煤炭和石油的需求进一步增加。咨询公司Energy Aspects估计，如果今冬欧洲所有的燃油发电厂都开始运行，那么欧洲石油需求将额外增加34万桶每日，这将进一步推高全球油价。

这一切的直接后果就是欧洲民众快要“用不起电”了。8月份，德国、法国的电力交易价格较上个月涨了近20%，法国明年交付的基准电价最新数据已经超过每兆瓦时600欧元，相当于人民币4元一度电，较2021年初水平翻了十倍有余。

据标普全球普氏的数据，2022年上半年，TTF基准荷兰天然气合约均价99欧元/兆瓦时，2021年同期仅为22欧元/兆瓦时。尤其在该限价机制出台的6月，欧洲天然气价格呈现高位震荡后迅速冲高态势，截至6月30日，TTF主力合约收于144.515欧元/兆瓦时，月环比上涨53.73%，相较2021年6月底的34.62欧元/兆瓦时上涨317.43%。而电价方面，欧盟委员会的数据显示，与2021年同期相比，2022年一季度西班牙和葡萄牙电力批发价格上涨了411%。

限价机制产生了立竿见影的效果。8月4日葡萄牙媒体报道称，根据马德里康普顿斯大学的一项研究，如果没有最高限价机制，葡萄牙和西班牙的电价将比现在高18%。限价机制使西葡两国从原来欧洲电价最高的市场变成电价最低的市场。报道刊发时该市场每兆瓦时电价约为 264欧元，仅比限价机制实施前4月1日至6月14日期间的平均价格高出38%。而此时意大利电价396欧元、法国368欧元、比利时304欧元、德国297欧元，分别陡增了70%、76%、72%和73%。

但限价机制也引发巨大争议。持反对意见者大多对此举破坏欧洲共同市场表示担忧。西班牙最大的公用事业公司Iberdrola SA表示，任何价格上限都应适用于整个欧洲，允许其中两个国家自行采取行动可能会破坏共同市场。欧洲能源贸易商联合会（EFET）也认为，该限价机制可能切断西班牙、葡萄牙电力市场与欧洲其他地区的联系，使欧洲能源市场碎片化。部分业内人士则推测，巨大的电价差可能导致电网互联的法国与西班牙扩大电力交易。西葡两国曾主张将跨境交易排除在价格上限之外，即西班牙限制国内电价，与法国之间交换的电价还按照欧洲统一市场价格，但欧盟委员会坚持采用单一定价体系。

另一种观点则认为，限价机制设定天然气发电用气价格上限，扭曲了电力现货市场的价格信号，对于已经进行套期保值的电力企业和用户是不公平的。此外，业界还指责此举影响脱碳进程。

某种意义上说，西葡限价机制与我国去年以来一系列限制电煤价格的举措相似，都是应对能源短缺的无奈之举。而电力市场化改革中如何平衡市场调节与政府调控，则是全世界都面临的一项重大课题。

澳洲：停摆与重启

2022年6月15日，澳大利亚天然气和电力市场监管机构——AEMO宣布，从澳大利亚东部标准时间14时05分开始，暂停全国电力市场所有地区的现货市场。

AEMO运营着新南威尔士州、昆士兰州、南澳大利亚州、维多利亚和塔斯马尼亚州的电力市场。而此次事件的主角——澳大利亚国家电力市场（NEM）目前拥有6520万千瓦的综合发电能力，覆盖区域横跨澳大利亚东部和东南部海岸，距离约5000千米，注册参与者有504个。

AEMO解释称，为了满足6月14日昆士兰州和新南威尔士州的电力供需短缺，AEMO被迫“通过直接干预”将未经过投标的500万千瓦电量投入市场。这样做虽然设法避免了负荷削减，但“无法再以这种方式可靠地运行现货市场或电力系统”。面对极端的市场形势，暂停市场是确保民生和经济用电可靠性的上策。

此次澳大利亚电力市场停摆由多方因素叠加导致。

部分专家将停摆的直接原因归结为原有的最高价格上限规定已不符合时代发展需要。大停摆前，电力市场现货价格的滚动七天数值突破累积价格阈值（Cumulative price threshold，CPT），触发了管理价格上限（300澳元/兆瓦时）。澳大利亚能源委员会（AEC）首席执行官Sarah McNamara指出，价格上限机制是在1998年创建NEM时设计的，用于管理夏季热浪等短期事件，最高价格上限已经20多年没有更新，不适用于持续发展的市场现状。最高价格上限需要在500澳元/兆瓦时左右，才能确保所有电厂都能覆盖掉自身的发电成本。煤炭短缺、煤价高企的情况下，电厂通过在用电平段、低谷等时段故意报高发电价格将自己投出电力市场，从而将库存煤炭留用于用电高峰时期的高价发电，但在价格上限的机制下，这种煤炭配给制度“失灵”。在现行的NERs制度下，在AEMO能够引导其他发电机组启动之前，已经投标进入NEM的电厂“必须得到充分利用”，这无意中阻碍了煤炭储量低的发电机组参与投标。

而从更加宏观的角度来看，全球能源短缺、现货价格的风险增加、寒冷潮湿的天气、电源非计划性的长期停运，共同导致了此次澳大利亚电力市场停摆。据估计，当时市场上2300万千瓦的燃煤发电容量中，有25%处于停运状态。

大停摆发生后，有关部门迅速采取补救措施。6月15日，AEMO推出管理价格上限（APC）补偿程序，允许计划、非计划发电机组，计划内网络服务提供商，计划内负荷、辅助服务提供商和需求响应服务提供商在提供亏损保护的同时投标进入市场。根据这一补偿程序（并将适用于在AEMO暂停价格期间仍出力的发电厂），如果这些当事方在管理价格期间提供能源或其他服务并产生净损失，则可以要求赔偿。

6月22日，鉴于“市场状况明显改善”，AEMO启动了解除国家电力市场暂停的第一步。AEMO表示，虽然燃料供应仍然紧张，超过400万千瓦的产能已经恢复，市场将在没有实施价格上限的情况下重启。AEMO通过谨慎地监测市场情况后，逐步使市场恢复到正常的招标和调度情况。

学者们就澳大利亚电力市场未来发展建言献策。阿德莱德大学全球资源和食品中心副教授 Liam Wagner提出，未来可能重新考虑市场设计，特别是建立容量补偿机制。但容量补偿机制将更有利于传统能源发电，因此与其他发达国家相比，这可能会使澳大利亚的电力排放强度保持在相当高的水平。电力市场与能源转型会非常坎坷，并且要付出比预想更高的成本。

英国：启动新电改

2022年7月18日，英国商业、能源和工业战略部（BEIS）发布了一份电力市场规则的审查报告，旨在应对近期全球能源成本上涨的挑战，为保障能源安全、促进清洁低碳转型等提供更有力的机制支持。目前该方案正在开展为期12周的意见征集，英国政府计划于2022年第四季度就相关意见予以正式反馈。

该报告认为英国当前市场模式在如下几个方面存在显著短板，难以适应当下能源电力行业发展：一是现行的差价合约机制未能有效激励低碳技术创新与调节资源发展；二是容量保障机制无法适应低碳转型目标；三是边际定价的机制严重影响市场运行效果。

报告提供了到2035年之前英国电力市场改革的初步思路。本轮改革重点包括：

第一，引入区域或节点电价机制。

英国政府提出考虑通过引入节点电价或区域电价机制，解决用户侧成本高昂、位置价格信号缺失等现实问题。但考虑到改革市场定价方式可能引发市场运营成本增加等系列后果，同时顾及与欧洲区域市场等既有安排相衔接等因素，截至目前英国并未就定价方式的具体选择给出明确方案。

第二，拆分电力批发市场体系。

英国政府提出“市场拆分”方案，将现有市场体系拆分为“波动市场”与“稳定市场”两类。前者的市场价格由可再生能源等主体的长期边际成本决定，后者的市场价格继续由传统火电机组等市场主体的短期边际成本决定。

第三，采用“按报价支付”模式替代原有边际定价机制。

考虑到当前电力批发市场价格受到天然气价格波动的严重影响，英国正计划考虑采用“按报价支付”（Pay as bid, PAB）模式替代原有的市场边际定价机制，以促进电力价格与天然气价格脱钩，降低电力市场出清价格水平。然而，BEIS也承认采用PAB模式可能会产生抑制灵活资源参与市场积极性、降低投资信号激励等后果，对于其能否达到降低用户侧用电成本的总体目标，下阶段仍需持续开展研究。

第四，优化差价合约机制。

本轮改革中，英国提出在现有差价合约机制中引入更多市场信号。例如，相较于单一固定价格，允许差价合约的价格在一定程度上出现波动，以激励发电主体优化调节性能、提升系统灵活性等。又如，基于发电主体在容量市场、电能量市场、辅助服务市场等各类市场中的全部收入确定差价合约价格，或通过计算发电主体的潜在发电能力而非实际发电量确定差价合约支付费用等。英国政府表示预计将于未来差价合同第六轮拍卖中针对具体条款广泛征求意见。

第五，改革容量充裕度机制。

英国计划调整现有容量充裕度机制，以实现对零碳发电资源、灵活性资源等主体的有效激励。一方面，或针对零碳资源等单独开设容量市场，或在现有容量市场中引入多个出清价格（即零碳发电、传统发电等不同类型市场主体形成不同价格）；另一方面，考虑在容量市场中新增“灵活拍卖”机制，对所有符合灵活性标准的低碳技术开放，或在容量市场结算价格中引入“乘数因子”，以评估低碳灵活技术的贡献。另外，BEIS也就是否引入战略备用机制、可靠性期权等进行意见征询。

03

思考与建议

全球性的能源短缺为多国电力市场健康运行带来困难。上述几大市场所遭遇的问题及其应对措施，给我国电力体制改革与市场建设提供重要参考。

第一，要高度关注一次能源与二次能源的联动。

当下全球范围内煤炭、天然气等一次能源波动引发多国市场持续震荡，畅通一次能源与二次能源的联动机制至关重要。具体到我国，一方面应加强对煤炭等一次能源的价格调控，另一方面应加快研究煤电联动的市场化价格形成机制。

煤电联动方面，我国电力现货试点省份进行了一些有益尝试。实践表明，在市场化改革中注重一次能源与二次能源的联动，可以助力电力保供，通过现货价格反映并影响市场真实供需关系，初步实现源网荷储协同互动。一方面，现货市场可以有效传导上游煤价波动，激励煤电等各类电源的发电意愿；另一方面，现货市场可以引导用户调整用电行为，减小高峰时段用电负荷以降低购电成本。

2021年受煤炭价格高企影响，煤电中长期交易价格与煤炭价格出现倒挂情况，影响煤电企业发电意愿。现货试点则通过清晰反映供需关系的现货市场价格，在电力供应紧张时以高电价激励各类机组主动顶峰发电，提升电力供应能力。

2021年甘肃现货市场结算试运行期间，现货价格由5月的274元/兆瓦时攀升至12月的512元/兆瓦时，度电均价达到413元/兆瓦时，较燃煤基准价上涨34.18%。在高电价激励下，去年5-12月份，甘肃累计实现煤电企业增发电量92.6亿千瓦时。

无独有偶，去年山西现货市场价格伴随煤价上涨，发电侧出清价格由4月均193元/兆瓦时最大提升到10月均价1115元/兆瓦时，涨幅达477%，充分激发出各类电源的发电保供积极性。8月份全国性电荒时，该省也在保障省内供电的同时，完成临时跨省跨区增供任务，高峰时段增供电量达10亿千瓦时以上。

价格变化促使用户由“按需用电”转变为“按价用电”。2022年以来，甘肃电网系统最大用电负荷由晚高峰18-19点向早高峰10-11点转移，实现了削峰填谷的目的，显著改善了电网负荷特性。

第二，要重视平衡保供稳价与能源转型之间的关系。

从上述三大市场情况来看，西葡的限制气价、澳洲的管理价格上限补偿程序都受到外界关于影响脱碳进程的质疑，英国的新电改则指出其现行的差价合约机制和容量保障机制无法适应低碳转型目标。中国也需要在电力市场建设中重视平衡保供稳价与能源转型之间的关系。

目前部分电力现货试点省份开展了一些相应的实践。山西和甘肃试点连续结算试运行一周年的实践都证明，现货市场不仅有利于提升电力供应保障能力，还能有效促进新能源消纳。

山西现货市场将新能源发电优先纳入市场出清、优先安排发电空间。在风光充足新能源大发时段，现货市场价格大幅降低甚至降至下限零电价，激励火电机组降低发电出力直至零出力，以减少低价段的发电量，将发电空间让给新能源；低价有效刺激用户增加负荷，增加了新能源的消纳，减少了新能源弃电。2021年4～12月现货运行期间，共计增加新能源消纳电量31.3亿千瓦时。2021年在新能源发电量增长68%以上的情况下，仍保持全年利用率在97.7%左右，完成国家下达的新能源消纳权重任务。

甘肃则立足新能源装机容量2897万千瓦、新能源装机占比48%的实际情况，在现货市场机制设计以促进能源转型为基本原则。煤电、水电、新能源、用户全部参与，新能源报量报价、用户报量报价，与煤电同台竞争，新能源利用低成本价格优势获得发电权，促进电力资源在更大范围内优化配置和高效利用，保障新能源最大化消纳。2021年甘肃新能源发电446亿千瓦时，利用率96.83%，同比提高1.55个百分点。2021年5月-2022年4月份现货市场结算运行期间，新能源利用率最高达到98.73%（7月）。

本文来源：能见，TFENNK 天伏能科，能研慧道