欧洲能源危机 | 两难的市场干预

面对飙升的能源价格、濒临破产的供应商、日渐加剧的冬季供暖压力以及危机的外溢风险，欧盟及其成员国接连出手“救市”。 

2022年9月30日，欧盟能源部长就9月中旬欧盟委员会推出的紧急干预市场措施提案达成协议。对需求侧，欧盟委员会建议各成员国2022年冬自愿削减15%的天然气消费量，当欧盟发布供应安全警报时，将强制削减用气量；同时，在高峰用电时段减少5%的用电量。对供给侧，欧盟建议将非边际发电机组，即非天然气发电机组的“边际收入”上限临时设定为每兆瓦时180欧元，超过这个上限的收入将由政府征收，用于补贴消费者的电费支出。 

上述提案曾在9月中旬版本上进行过修改，其中包括对180欧元/兆瓦时的边际收入上限所做的补充说明，要确保以实际收入（realized market revenue）为基准，避免“误伤”没有在电力现货市场中获得高额利润的非天然气发电商等。 

2022年以来，欧盟和个别成员国已陆续出台多个市场干预措施，主要是设置收入上限，限制需求和供给方的超额利润，以解燃眉之急。目前紧急干预市场措施的修改版整体干预力度较9月中旬发布的版本有所下降，有分析认为，欧洲的能源市场机制难以应对这场危机，必须进行改革，但能源供给侧的危机有其特殊性，不可抛弃市场在正常时期的功能。也有评论指出，欧洲应从宏观经济等多角度考虑中长期解决方案，至少能够延展到后续两年，但这与不少国家选举周期不符，短期措施难以奏效。 

紧急干预措施背后，从市场机制调整到市场主体所有制，再到中长期能源发展战略，欧洲仍然没有交出答卷。 

引入收入上限

欧盟的紧急干预方案临时设定了非边际发电机组的收入上限，定为180欧元/兆瓦时。 

方案解释说，在过去数十年里，尽管欧盟各地区价格存在差异，负荷高峰时期的平均市场价格一直低于180欧元/兆瓦时。在方案出台前，欧盟用2022年1月至8月期间的市场价格进行过模拟测算，结果显示，对非边际机组设置180欧元/兆瓦时的上限，仍高于其平准化成本（LCOE），平均收入将稳定在150欧元/兆瓦时左右，因此不会损害能源供应商的投资积极性。 

由于欧洲2022年水电、核电出力大减，气电机组在大部分欧盟国家电力市场成为了主要的边际发电机组，导致各国电价都明显受到天然气价格波动影响，而此次欧盟提出的限价，意在限制气电之外的可再生能源、核电等非边际机组的超额收入，因为它们的运营成本在一次能源价格飙升之际并未显著增加。 

欧洲能源研究者近日撰文认为，新增的能源投资，特别是可再生能源投资不应受到上限限制；上限机制不应没收超过上限所获的全部收入，而应是其中的大部分，因为要为调度电厂提供激励措施；上限不应是一个固定数值，应与碳、燃料价格联动，形成“浮动”公式，否则大宗商品价格飙升会迫使一些发电厂退出市场，导致需要更多气电。 

对于天然气，2022年6月，西班牙和葡萄牙率先在伊比利亚电力市场实施限价机制。伊比利亚市场的限价机制实施周期为12个月，前6个月，价格上限设定为40欧元/兆瓦时。从第七个月起，价格上限将每月提高5欧元/兆瓦时，到第十二个月价格上限为70欧元/兆瓦时，但欧盟本轮紧急干预市场“工具包”并未包含相关措施。 

相关数据显示，在执行限价机制后，电力现货批发市场的平均出清价格确实有所下降，但也出现了一些负面影响。RaboResearch分析显示，2022年6月到8月间伊比利亚市场的出口电量相比2021年同期增长了两倍以上，西班牙气电发电量较2021年同期则增长了55%以上。如果该措施在欧盟广泛应用，可以预见的是，更多相对低廉的电力将出口到英国或在欧盟国家间流动。 

德国经济研究所能源政策分析师Claudia Kemfert认为，价格上限不是解决问题的办法，反而可能会发展成为一种代价高昂的长期补贴。西班牙和葡萄牙通过价格上限机制直接向发电商拨款，每天根据天然气的市场价格和该机制设定的天然气价格上限之间的差价来提供补贴。为此，西班牙要投入63亿欧元，葡萄牙要投入21亿欧元。 

欧盟能源总署的讨论稿也不建议在欧盟层面推广西班牙和葡萄牙这样的气电补贴机制，因为成本可能高达2000亿欧元。 

然而，法国商业协会（Medef）呼吁法国尽快采用类似西班牙和葡萄牙的限价措施，因为能源密集型工业生产正在承受巨大压力。Medef主席Geoffroy Roux de Bézieux在接受媒体采访时举例说，一个法国大型铝生产商的电力期货合约只能覆盖其60%的铝产量，由于承受不了现货市场的高价电，只能削减40%的产量。 

调整市场设计的选项 

无论是对天然气还是对发电机组引入“天花板价”，实际上都没有打破欧洲能源交易市场的定价机制。欧盟并非没有考虑过尝试更为激进的改革方案，但牵一发动全身。 

讨论最多的方式是把“按出清价格支付（pay-as-clear）”改为“按报价支付（pay-as-bid）”，这意味着卖方将获得他们在市场上基于自身成本申报的价格，而不是以适用所有参与者的边际定价进行结算。 

早前，英国政府宣布启动对电力市场规则进行重大审查，提出边际定价机制影响市场运行效果。英国商业、能源和工业战略部（Department for Business, Energy &Industrial Strategy, BEIS）认为，在边际定价模式下，最昂贵的发电资源直接决定英国全境范围内市场出清价格，导致终端用户并未享受到可再生能源等低成本电源带来的效益，反而造成部分发电机组获得超额利润。 

RaboResearch分析称，改变定价机制是电力市场设计的重大变革。实施这些举措需要时间，即便能够在短时间内改变，也不太可能显著改变电力总成本，因为采用按报价支付的方式，市场参与者未必会按自身的真实成本报价，出价水平仍可能接近边际成本生产者。 

2022年7月22日，希腊通过欧盟委员会秘书处向欧盟提交了一份天然气和电价“脱钩”的市场设计方案。其中提出，将电力日前市场分成两个阶段，第一阶段面向低边际成本生产者，如可再生能源发电、核电、基荷水电以及可再生能源配套的储能等，第二阶段面向高边际成本生产者，如煤电、气电、尖峰水电、需求响应和独立储能等。前者基于平均发电成本定价，不受日前市场出清价影响，可以参与实时和平衡市场；后者仍按照边际成本定价并在日前市场出清。 

终端消费者将支付两个市场的加权平均价格。举例来说，如2/3的用电量由低边际成本发电机组提供，平均成本为80欧元/兆瓦时，而日前市场第二阶段出清价为250欧元/兆瓦时，则用户需支付的电价为（2/3x80）+（1/3x250）=137欧元/兆瓦时，相比原模式能够降低45%的日前市场电价。  

类似的改革思路最早在2017年在英国学术界激起广泛讨论，包括剑桥、牛津、帝国理工等顶尖院校的能源专家从提高市场效率，规避过高的市场价格、保护消费着权益等角度对其可行性进行了讨论。 

中国人民大学应用经济学院助理教授郭伯威认为，希腊方案目前尚未对绿电部分的定价机制做出清晰的描述。如果绿电企业既可以定价也可以定量，那么他们可能会抬高价格至与气电同价，而如果绿电采用类似“标杆上网电价”模式，则难以很好地反映发电成本，进而导致市场效率损失。此外，如果只是在日前市场将两者分开，而中长期市场不分开，效果可能会打折扣。 

路孚特电力与碳首席分析师秦炎指出，欧洲日前市场目前使用联合出清算法，如果市场模式改变，底层系统也需相应做出调整。同时还涉及到与实时市场、平衡市场以及场外远期交易等不同市场之间的衔接，难以一步到位。 

欧盟政策专家在近期的一场讨论会中透露，为应对高气价的不利影响，调整目前电力市场中的边际定价机制已经摆上日程表，但近两年难以落地。2023年1月欧盟有望对此做出详细的评估方案。 

清华大学教授夏清此前在接受eo采访时指出，边际定价的原理不能轻易否认，它反映的是资源被利用的程度和供需情况。但新能源与灵活性资源的正、负外部性均不同，两者同台竞价将导致市场失灵、系统容量充裕性不足等问题。 

夏清及其团队提出，在新型电力系统环境下，电力现货市场可由全年连续交易的绿色证书市场，逐日交易的新能源分时容量市场、灵活性资源市场组成。在此机制下，如何组织市场出清、市场结算及市场均衡有待后续研究。 

寻找长期“解药” 

当地时间2022年9月20日，德国政府计划向天然气巨头尤尼珀（Uniper）注入大约80亿欧元，将该公司国有化，防止能源行业崩溃。Uniper的芬兰母公司Fortum在9月22日已和德国政府达成协议，以5亿欧元或每股1.7欧元的价格将其在Uniper的2.93亿股全部出售给德国政府。Uniper还将向其母公司偿还40亿欧元的贷款，并解除相应担保。 

除Uniper之外，德国政府还有意将另外两家天然气公司VNG和欧洲安全能源公司国有化，后者前身为俄气公司在德国的分公司，于2022年4月被德国政府接管。 

“面对当前欧洲能源市场的情况以及Uniper严峻的形势，出售Uniper股份是正确的一步，不仅对Uniper，对Fortum也是如此。”Fortum首席执行官Markus Rauramo表示。 

欧洲投资银行主席Werner Hoyer在接受媒体采访时表示，能源价格高得令人难以置信，无法转嫁到消费者身上，政府必须干预，未来像德国这样的情况可能会更多。 

英国剑桥大学能源政策研究所副所长Michael Pollitt此前对eo透露，英国和欧洲其他一些国家的电力领域出现了“垂直一体模式”，即整合燃料、发电、输电、配电和售电各环节，这种模式重新引入了整体成本的概念，能够更好地保障供应链安全，但同时也存在缺乏竞争，监管效果“打折扣”等问题。 

Werner Hoyer认为，危机越是深重，越证明欧洲应该进一步推动绿色转型，同时削减需求，使能源供应多元化。 

过去一段时间里，欧洲多国已暂时重启煤电，但强调仅在必要时调用，法国则“高调”发展核电。早在2022年7月，法国政府就曾宣布将支付97亿欧元将法国电力公司（EDF）全面国有化，根本目的是快速推动法国现政府的核电计划。 

EDF是在巴黎证券交易所公开上市的跨国综合能源股份企业，法国政府、私人机构、法电员工持股比例分别为83.88%、15.03%、1.06%。但在公司18名董事会成员中，法国政府只拥有6个名额。 

与此同时，2022年7月以来，欧盟已经分两次承诺出资共106亿欧元（约合人民币739.5亿元）推进氢能项目，并预计带动158亿欧元的社会投资。但实际上，氢气在欧洲能源占比极低，且并非是最为环保的“绿氢”，大部分是通过天然气生产的“灰氢”，在天然气供应紧缺时期，发展氢能变得更加“奢侈”。