进入2022年以来，由于疫情、俄乌冲突以及极端气象条件，全球能源与电力市场危机频现。欧洲天然气和电力价格在2021年达到创纪录的高水平，俄乌冲突爆发后创下历史新高，预计能源价格将持续保持高位。德国、法国明年交付的电价均在历史上首次突破1000欧元。
2022年9月30日，欧洲理事会在比利时布鲁塞尔举行了一次能源部长特别会议会议，讨论了此前欧盟委员会提出的有关降低能源价格的紧急干预措施的提案。欧洲理事会批准了妥协后的文本草案，其中包括一系列立法举措，例如对非边际发电机组设置收入上限、对化石工业的团结捐资、削减电力需求等。由于尚存在分歧，有关天然气价格上限的讨论将推迟进行。
在能源转型的背景下，欧盟有关电力市场设计的争论由来已久。早在2012年11月到2013年2月欧盟针对电力市场问题的调查中，被调查者一致认为确保市场更健康地运行和市场进一步融合对于电力安全供给十分关键，对现有市场设计是否能够充分吸引投资以保障发电容量充裕度则观点各异。相当多的观点认为可再生能源的补贴机制、优先发电和电力平衡责任缺失扭曲了市场。
国际可再生能源署（IRENA）2017年的研究报告《调整市场设计以适应高比例间歇性可再生能源》（Adapting Market Design to High Shares of Variable Renewable Energy）指出，高渗透率的间歇性可再生能源对电力市场的影响特别是对生产成本和市场价格的影响，在很大程度上取决于电源结构特征。特别是电源结构是否受电量或容量限制，以及其灵活程度。
2022年6月8日，欧盟委员会主席冯德莱恩在欧洲议会表示，电力市场需要进行重大改革，电力价格边际定价方法不再符合实际。在2022年6月23日至24日的会议上，欧洲理事会要求欧盟委员会“作为紧急事项继续努力，以确保以可承受的价格保障供应能源”。
“能量块”交易的提出
美国麻省理工学院F. C. Schweppe教授等在1988年出版的Spot Pricing of Electricity（《电力现货定价原理》）成为电价理论的经典文献，并成为多国电力现货市场设计的理论基础。
现货电价（或实时电价）是基于经典微观经济学中的社会福利最大化原理而形成的，综合考虑了短期与长期、运行与规划，但其计算模型仍采用传统经济调度的分时段功率平衡优化模型。实时电价理论把整个交易期间分为若干时段，然后分时段按能量（电量）平衡模型进行计算，由于每个时段的功率（电力）假设为常数，所以能量平衡模型也就是功率平衡模型。
在这个过程中，电能商品实际上按时段切分成若干“条”，然后每条又分为若干“段”，如图1所示。在一个时段中，中标的发电商或电力负荷各取1“段”（即1个商品），而按统一边际价格出清方式，各段负荷（所有商品）的结算价是相同的。
经典的边际定价理论要求所有成员都按全额容量和真实的电量成本报价，这只有在完全竞争市场条件下才能实现。但完全竞争的电力市场在实际中并不存在，而市场力则普遍存在，并危及市场安全。因此边际定价方法在电力市场中呈现出原理性、基础性的不足，在一定条件下可能出现致命的电力市场危机。
当前欧盟正在经历的严重电力市场危机与边际定价方法有关。因为天然气是决定欧盟电力市场边际价格的发电燃料，各成员国都经历了与天然气价格上涨相关的电价飙升。
实际上，电能的生产和利用都具有时间连续性，无论对于发电商还是电力负荷，销售或购买的商品都是具有一定持续时间的“能量块”（energy block），如图2所示。“能量块”的面积即电量，火电厂的变动成本（煤耗）主要取决于所生产的能量（电量），而用户也主要关注不同时间段内电量的使用。
一直以来，电力系统规划和运行的中心问题都是电力电量平衡，电力市场机制建设没有改变这个中心问题，只是对发用电计划和调度计划的形成过程作出调整，由原来政府、电网制定发用电计划变成市场成员通过双边协商自主确定，或通过交易平台报价，并根据相应的市场规则形成市场出清价和出清电量。
电力电量平衡在市场机制下可用图2负荷曲线下不同的“能量块”（整体负荷曲线由多个“能量块”堆积而成）来表示。纵向绿色和少部分横向蓝色的“能量块”对应于现货市场交易，为燃气轮机、抽水蓄能等调峰电源和需求侧响应提供合理的经济激励（体现电能交易的“最后一公里”的价值），主要目标是以市场手段实现电力平衡。较深蓝色的“能量块”对应于中长期市场交易，为电能量交易的主要方式，主要目标是以市场手段实现电量平衡。
传统的基于实时电价理论的电力批发市场设计方案忽略了电能生产和消费的时间连续性这个十分重要的特征。按照“同质同价”的市场经济一般原则，隐含的假设是同一时段的电能商品都是同质的，因此无法区别基荷、腰荷和峰荷机组区别明显的技术特征及成本构成。
这种定价方式无法分辨不同品质（特别是灵活性）的电能商品并进行合理定价，由于光伏、风电近零边际成本的特点，随着占比的不断提高，将传统火力发电在以边际成本为准的竞价交易中挤出，使得市场出清价格降低，甚至出现负值，因此火力发电难以生存。而同时，光伏和风电的随机性、间歇性、波动性给电力系统的运行和控制带来重大挑战，对灵活性的需求急剧增加。
在新的背景下，设计正确体现灵活性资源价值的新市场机制就十分关键，也对传统的电力市场理论提出了重大挑战。作者提出的基于连续时间商品模型（即“能量块”，如图3）的电力市场理论有望为这些问题的解决提供新思路。
欧洲电力市场的“能量块”交易及分析
“能量块”交易方式在欧洲电力市场中已普遍采用。德国购电方式采用图4所示的标准化“能量块”产品。而偏差则由自备电厂、自备电源、可控负荷或外购电来调节。
德国的现货市场设计了一种平衡基团（或平衡结算单元）的机制。平衡基团是一个虚拟的市场基本单元，在此单元中，发电和用电量必须达到平衡。当单元内部达不到自平衡时，必须买入或卖出电量来保持平衡。平衡基团管理人负责每天预测该区域内流入与流出电量，根据需要买入或卖出电量平衡该区域电量，并制成计划上交给输电网公司，而输电网公司会根据这些表格在内部平衡之后制定出全区域的计划。当预测和实际发生偏差时，平衡基团必须承担系统的平衡费用。
平衡基团的机制是德国电力市场设计的核心，一方面保证了电量可以像证券一样进行交易，另一方面保证了电力系统发电和用电的平衡，维护了电力系统的稳定。
德国约有2700多个交易公司和430多个平衡基团，可以说是一种分而治之的平衡机制。平衡基团的预测和平衡控制做得越好，系统需要的平衡功率就越少，所以有人甚至认为这一市场机制是德国可再生能源高消纳的秘密之一。平衡基团的机制也在很大程度上促进了可再生能源预测的发展，因为每一个平衡基团都必须认真做预测，不好的预测会直接影响到平衡基团的收益。
虚拟电厂是负责平衡基团的电力交易公司上市的必备工具。典型的商业模式是用预测服务赚钱，同时用于可再生能源现货直销，再用于现货交易。由于客户相同，也不增加营销和管理费用，可以说是一举三得，可以充分发挥规模经济的效应。简单地说就是，每兆瓦的服务价格决定虚拟电厂的市场活力。平台经济是规模经济，所以虚拟电厂规模越大，集成功率的兆瓦数越高，盈利也越佳。
常见的商业模式还有自动发电优化控制即自动调节平衡基团的能量平衡（控制偏差），以及利用虚拟电厂集中采购能源后参与现货市场。由于现货市场上的可再生能源越多，成交的电价越低，所以电力交易公司的盈利一直在下降，市场竞争越来越激烈。由以上分析也可以看出，“能量块”本质上是平衡基团或虚拟电厂功率特征的体现。
德国能源供应对俄罗斯有较大的依赖性，俄乌冲突爆发之前俄罗斯天然气已经占到德国单日进口量的37%，而在2020年俄罗斯天然气更是占到德国全年天然气使用量的55.2%。在当前的能源危机下德国电力市场也受到了一定的冲击，但并没有失控以至崩溃，这与其科学的市场设计方案是分不开的。如果在现有基础上加以一定的改进，比如增大物理合同和减小金融合同的比例，应能度过难关。
北欧电力市场也引入了“能量块”交易。北欧电力批发市场主要采用日前市场、日内市场与实时市场互为补充的市场模式，3个市场有着不同的功能定位。
北欧电力市场采用的报价方式为块（block）报价，块报价是连续几个小时的报价集中到一起而进行的报价，机组的启停成本平摊到这几个小时中，块报价必须整体被接受，也就是我们所说的“能量块”。电力交易所会根据发用双方的提交的报价来形成发电曲线和用电曲线，最终两条曲线的交点即为系统电价（system price）。
在系统无约束出清形成系统电价后，电力交易所会进一步将区域间联络线的限制考虑到出清模型中去，从而形成分区电价（zonal price）。在日前市场，每天被分为24个竞价时段，每小时为1个竞价时段。市场参与者既可以对每个小时分别报价，也可以对连续几个小时整体报价，还可以进行灵活报价，也就是只约定某1个或某几个小时的电量和电价，但不约定具体是哪几个小时。
从2017年起，包括英国牛津能源研究所、国际新能源署和希腊政府在内的组织机构开始讨论新能源大规模接入条件下的“双市场”设计方案（two-market design）。“双市场”设计方案通过在供给侧和需求侧为不同类型的电力（“按需”和“可用”）创建分开的市场机制来解决这些问题。
对于供给侧而言，可调度电厂将在“按需”（on demand）或灵活市场中运营，在需要时按照优先顺序表进行调度，并按和目前大致相同的方式进行支付。间歇性电源将参与“可用”（as available）市场；原则上，它们将在可用的情况下运行，并且至少在最初阶段按特定来源电力的平准化成本进行结算。
“可用”和“按需”发电资源的不同成本和运行也将体现于零售市场中。电力用户将能够选择“按需”或“可用”电力及其组合（因此他们需要安装不同的计量电表）。从“能量块”的视角，“双市场”设计方案即把整体负荷曲线分为“按需”和“可用”两类“能量块”分别组织报价。
我国电力市场“能量块”交易的实现
《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）提出“立足我国能源资源禀赋、经济社会发展等实际国情，借鉴国际成熟电力市场建设经验，发挥国内市场优势，适应电力行业生产运行规律和发展需要，科学合理设计市场模式和路径。”
江西省是我国首个将“能量块”交易引入电力中长期交易的省份，采用适合中国国情的简化“能量块”——分时段电量作为交易标的物。从2019年开始，江西电力交易中心、华北电力大学团队、华南理工大学团队组成联合项目组，紧密结合我国国情和江西省情，经过模拟交易、结算试运行、正式运行三个阶段后，形成了完整的江西省电力中长期分时段交易市场体系，取得了良好效果。市场运行平稳有序，较好地应对了当前能源危机、煤价上涨、电力短缺等多方面的挑战。
江西电力中长期市场分为不分时段的常规交易模式和分时段时段交易模式。考虑江西省以火电为主的电源结构和负荷的季节性特点，首先按月进行电量的时段划分。在电力供需紧张的月份将交易时段划分为尖峰、高峰、平、谷4时段；在电力供需平稳的月份将交易时段划分为峰、平、谷3时段。以各时段电量为交易标的，形成多个独立的子市场，各市场分别组织交易，独立结算。在双边自主协商的基础上，通过竞价或滚动撮合方式形成分时段价格，体现电能分时价值，合理反映峰谷价差。江西电力市场将从3时段或4时段的月度电量交易逐步细化为24时段的日“能量块”交易，并与现货交易相衔接，推动电力市场平稳过渡至“中长期交易+现货交易”的全市场模式。
2022年1月，广州电力交易中心修编完善了《南方区域跨区跨省电力中长期交易结算实施细则》，按照模拟试运行、试点结算试运行、全面结算试运行三个阶段，积极稳妥推进分时结算工作。2022年3月，广州电力交易中心对试点送电类别开展24时段分时结算（即24小时“能量块”结算），按照“照付不议、偏差结算”原则，对中长期合同按合约结算，更好反映不同时段、不同负荷水平下电力的时空价值。
分时段结算工作为中长期与现货市场的衔接奠定了重要基础，是推动南方区域统一电力市场建设的重要举措。在北京电力交易中心2022年5月发布的《跨区跨省电力中长期交易实施细则（修订稿）》中也明确提出，跨区跨省交易的标的物为分时段电能量。
价值理论是一切经济学理论的出发点和基石，电价形成机制是电力市场建设的基础和关键。当前全球电力市场危机的根源之一是能源转型背景下始于化石能源时代的传统电力市场价格形成机制不再适用。电价理论是电价形成机制设计的基础理论，其研究主要包括两个部分：一是电能成本（价值）分析，二是电力市场中价格形成方式的设计。
在可再生能源大规模接入的背景下，由于新型电力系统的运行机理和稳定特性更加复杂，电能价值将更加复杂化。除了传统电力系统的容量价值、电量价值，电能还具有灵活性、安全性（如惯性、调频和备用）和弹性等多种不同的价值。只有在对不同电能价值深入分析的基础上，兼顾效率与公平，让市场这只“看不见的手”和政府这只“看得见的手”协同配合、形成合力，精心构建适合我国国情的电价形成机制，电力市场改革才能顺利推进。
欧洲应对电力市场危机的主要方向是让天然气价和电价脱钩，“能量块”交易有助于这个目标的实现。作为一种能正确体现电能价值的交易方式，“能量块”交易在国内外电力市场已得到关注和采用，取得了良好效果，也能对电力市场危机的破解提供解决思路，值得进一步研究。
