2023年 7月19日欧洲议会正式通过电力市场设计改革方案，方案将鼓励电网引入更多非化石燃料灵活性资源（如储能、需求侧响应），并通过容量市场等方式为其提供合理的投资回报，从顶层架构层面强调新型储能在构建可靠的能源系统中的重要作用。

根据欧洲储能协会（EASE）统计，2022年欧洲储能新增装机4.5GW，其中表前储能/户储分别为2/2.5GW；从表前储能装机区域来看，英国市场占比42%，是欧洲最大的大储市场，爱尔兰、德国、法国紧随其后，装机占比分别为16%、12%、11%。

欧洲大部分储能项目收入来自频率响应服务，随着未来调频市场逐渐饱和，欧洲储能项目将更多的转向电价套利和容量市场，目前英国、意大利、波兰、比利时等国已为储能建立容量市场机制，通过容量合同为储能收益托底。根据2022年意大利容量市场拍卖计划，预计2024年将新增1.1GW/6.6GWh电池储能系统，意大利将成为仅次于英国的第二大储能市场。

欧洲电力市场改革的必要性

当前，欧洲的电力市场设计主要关注短期市场，采用现货市场和统一电力市场作为主要架构。然而，随着欧盟将温室气体减排目标提高至2030年至少减少57%，并将可再生能源目标提高至45%，为了加速实现碳中和目标，欧盟各国需要不断推进能源生产的清洁化和消费的电气化。具体而言，需要扩大可再生能源发电规模，并增加对非化石燃料灵活性资源（如储能和需求响应）的投资，以减轻可再生能源的波动性对电力系统运营的影响。此外，还需要将可再生能源的较低发电成本传导到电价上，推动交通、供暖和制造业等领域的电气化，以促进碳减排。

然而，在当前的电力市场设计下，实现这些目标面临诸多挑战。随着可再生能源规模的扩大，电力批发价格面临下行压力，负电价现象在欧洲已不鲜见。这种情况削弱了对可再生能源投资的动力。尽管目前欧盟电力市场能有效地发现短期电能量价格，推动跨境电力交易和备用共享，在引导供需平衡和最优运行调度方面发挥了一定作用，但对于灵活性资源的容量价值的发掘不足，导致长期市场缺乏流动性，难以充分发挥对冲价格风险、平抑价格波动和形成稳定投资信号的作用。

因此，在目前的改革草案中，完善长期市场的流动性和可靠性，充分体现非化石燃料灵活性资源的价值，并为其提供合理的投资回报，提高电力市场的长期效率和可持续性，成为关键的改革方向。

欧洲电力市场改革草案

欧盟委员会为了解决居民、产业和投资者对短期电价波动的担忧，提出了针对电力市场规则设计的市场改革提案。这一提案修订了欧盟第2019/943号法规（电力法规）、第2018/2001号指令（RED II）和第2019/944号指令（电力指引），旨在通过立法措施使电价更加独立于化石燃料价格，并激励非化石燃料灵活性服务的发展，同时加强对消费者的保护。具体而言，欧盟委员会提出了以下建议：

1、调整交易时间和规模，提高短期市场效率

为了提高短期市场的效率，欧盟委员会建议调整交易时间和规模。尽管不考虑改变短期市场的边际定价模式，但完善市场规则可以增加市场的流动性和竞争程度，确保各种资源以最高效的方式得到利用。由于可再生能源发电具有不可调度性，使得其参与短期市场（包括日前市场、日内市场和平衡市场）的能力较弱。为了解决这个问题，欧盟委员会建议将欧洲跨区日内市场关闸时间设置得更接近实时，从而让更多的可再生能源发电机组有机会参与短期市场。此外，欧盟委员会还建议将日前和日内市场交易的最低竞标规模设定为100千瓦或更低，为小规模可再生能源和储能等灵活性资源提供更多的交易机会。

2、改进长期电能量市场和容量市场机制，通过长期市场释放稳定的投资信号

为了促进长期投资，欧盟委员会提出了一系列措施。

首先，鼓励可再生能源发电商签订长期购电合同（PPA）和政府授权的差价合约（CfDs），以减少短期价格波动。这样既确定了可再生能源发电商的稳定投资收益，又为消费者提供了可负担的电力供应，使各市场主体共享可再生能源的低成本优势。

长期购电合同（PPA）由发电商与用户或零售商签订，旨在确保稳定收入。欧盟委员会建议通过建立担保机制、完善评估标准、引入供应商强制对冲条款等方式，降低长期购电合同履约风险，并推动长期购电合同市场的发展。这将为可再生能源发电商提供更稳定的收益来源，增强其投资和扩大可再生能源产能的动力。

双向差价合约由政府和发电商签订，由政府承担差价的风险。改革草案建议政府公共支持计划必须采用双向差价合约的形式，且仅适用于对低碳、运营成本低且稳定的发电技术（如风能、太阳能和核能等）的新投资。合约必须合理设置执行价格（strike price）、参照量（reference quantity）和参照价格（reference price），以防止过度补偿和不合理的产能扩张。通过这种方式，政府将提供激励，促使发电商增加对可再生能源的投资，并确保其获得合理的回报。同时，还可以将高价时段回收的市场收益返还给终端消费者，实现公平和可负担的电力供应。

其次，欧盟委员会希望创建低碳容量补偿机制，激励对非化石燃料灵活性资源的投资。改革草案建议修改容量市场相关规则，设定更低的碳排放上限和增加灵活性要求。更低的碳排放上限意味着只有那些满足低碳要求的发电资源才能够参与容量市场；灵活性要求确保储能和需求响应等非化石燃料灵活性资源能够在电力系统中提供灵活性支持，并从中获得相应的收益[2]。此外，草案还建议各成员国根据欧洲能源监管合作署（ACER）定期提供的系统灵活性需求评估建议，制定各自的非化石燃料灵活性资源发展目标，并建立基于容量补偿的支持计划，以促进非化石燃料灵活性资源的投资和有效运行。

3、改革草案还针对家庭和中小企业保护建议了以下改进建议：

（1）提供固定价格零售合同：为了降低家庭和中小企业的能源成本，草案建议提供固定价格的零售合同，使消费者能够享受可再生能源的低成本优势，并提供可预测性和稳定性。

（2）紧急状态下的价格干预：在紧急状态下，草案建议对家庭和中小企业进行价格干预，以保障其供电需求，并确保电力市场的稳定运行。

欧盟成员国对草案的争议

在欧盟电力市场改革草案的制定过程中，不同成员国在现行市场设计的有效性以及改革方向上存在严重分歧。法国、西班牙等国支持一种“颠覆性”的电力市场改革，主张将电价与天然气价格脱钩。然而，德国、丹麦等国持保守和谨慎态度，主张对现有市场架构进行微调，以避免过度干预对电力市场正常运行造成干扰。改革草案公布后，以法国与德国为代表的两方分歧仍然无法弥合，主要集中在以下几个方面：

首先，政府授权合约是否应适用于现有发电商的问题。作为核电大国，法国希望通过双向差价合约支持延长现有核反应堆的使用寿命。法国认为核能是能源转型的关键发电资源，应与可再生能源一起得到承认。然而，德国等成员国反对这一方案，担心核电补贴会挤占对风能、太阳能等可再生能源发电项目的投资，从而影响可再生能源的发展。此外，一些较小的成员国也担忧法国核电部门获得更多补贴会使法国在工业竞争中处于优势地位。

2023年6月30日，时任轮值主席国瑞典提出了一个妥协的方案，即当新投资至少涵盖投资后资产价值的50%，且设施使用寿命至少延长10年的情况下，才适用政府授权合约。瑞典希望通过这一方案缓解其他成员国对法国核电部门获得巨额补贴的担忧，但该提议仍未能获得认可。

另一个争论焦点是煤电补贴。波兰等国表示，在淘汰煤电的过程中，他们需要更大的灵活性支持，并希望延长国家对煤电的补贴以确保能源安全。这些国家希望将煤电补贴延长至2025年以后。瑞典提出了一个提议，即在某些条件下允许欧盟国家延长对燃煤机组的容量补贴机制，以激励燃煤机组提供备用容量。根据该提议，波兰可以将燃煤机组的容量补贴计划延长至2028年。然而，德国、卢森堡和西班牙等国反对该提议，认为这将阻碍欧洲实现脱碳目标。

在既要保证各国电力供应安全，又要维持欧盟内部公平竞争环境的背景下，欧盟认为各成员国需要更多时间对电力改革草案进行讨论。针对核电和煤电补贴方案的谈判将继续，以寻求共识并平衡各方利益。

支持储能部署方面仍有不足

储能联盟对拟议评估制度的具体方面表示欢迎，包括自今年年初报告新修订的一些方面。

其中包括将评估期从最初提议的5年延长至10年，该联盟表示，这是一种积极的措施，因为一些可再生能源和储能项目的部署将需要超过5年时间。

这意味着储能系统要被电网运营商收取两次费用，一次是充电，一次是放电。储能联盟表示，与此同时，欧盟正在寻求淘汰的化石燃料发电设施不会被征收两次费用，相比之下，这使储能系统处于竞争劣势。

在储能联盟看来，另一个缺点是，拟议中的容量市场碳强度上限设定得太高，二氧化碳排放量为550克／kWh。该联盟呼吁逐步降低这一上限，到2040年达到净零排放目标。

其他积极的方面包括在评估中报告可再生能源弃电水平、电网拥塞和辅助服务，以及在未来天然气价格上涨的情况下建立高价格情景模型。

也就是说，欧盟提出的设计仍然错过了处理“双重收费”的机会。在大多数欧洲国家的监管制度下，储能系统既被视为一种负载，也被视为向电网供应的发电设施。

在另一份声明中，欧洲储能协会(EASE)也对这个提案获得通过表示欢迎，并提出了与储能联盟相同的警告。

欧洲能源署政策官员Thomas Lewis说。“这一投票的结果是一个积极的步骤，使欧洲电力市场更好地与我们的气候和能源目标保持一致。灵活性支持计划的引入将使投资者对储能技术充满信心，为进一步整合可再生能源提供所需的灵活性。欧洲储能协会很高兴看到，这项协议确保了对欧洲层面的灵活性进行深入评估，并从2025年开始引入了一项关于需求响应和储能的联盟战略，并有可能实现欧盟层面的目标。”

文章来源： ​南方能源观察，国金证券研究所 ，中国储能网