经典论文《高可再生能源欧洲电力系统市场设计》

为高可再生能源欧洲电力系统进行市场设计

David Newbery、Michael G. Pollitt、Robert A. Ritz、Wadim Strielkowski

能源政策研究组 (EPRG)

贾奇商学院 & 经济学院

出版信息

本文受剑桥大学可持续发展领导力研究所 (CISL) 委托，为未来欧盟电力系统的市场设计提供一套政策建议，该系统将以间歇性可再生能源供应 (RES) 占主导地位为特征，这与欧洲各国政府声明的目标一致。

作者与致谢

作者包括来自能源政策研究组 (EPRG)、贾奇商学院及经济学院的 David Newbery、Michael G. Pollitt、Robert A. Ritz、Wadim Strielkowski，以及来自剑桥大学可持续发展领导力研究所的政策项目主任 Eliot Whittington 和政策主任 Jill Duggan 提供的编辑支持。

引用

引用本报告时，请注明：Cambridge Institute for Sustainability Leadership and Energy Policy Research Group (2017) Market design for a high-renewables European electricity system. Cambridge, UK.

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如需获取有关报告的更多信息，请联系 Adele Williams：电子邮箱：adele.williams@cisl.cam.ac.uk 电话：+44(0)1223768451

2017年8月

摘要

本文为未来欧洲电力系统的市场设计提出了一套政策建议，该系统将以间歇性可再生能源供应 (RES) 占主导地位为特征，这与欧洲各国政府声明的目标一致。我们讨论了在自由化电力市场中接纳可再生能源所需解决的市场失灵问题，回顾了欧盟可再生能源政策机制的演变，并总结了迄今为止可再生能源对市场的主要影响。随后，我们阐述了市场设计的经济学原则，并以此为基础提出政策建议。我们的分析涵盖了互联互通与市场一体化的价值、电力储能、可再生能源支持机制的设计、分布式发电与网络电价、电力与灵活性定价，以及长期合同与风险管理。

关键词： 电力市场，批发市场设计，可再生能源，互联互通，电力储能，长期合同，容量市场

JEL 代码： H23 (环境外部性), L94 (电力行业), Q28 (可再生能源政策), Q48 (能源政策)

1. 引言

2014年，欧洲理事会确认了欧盟应对气候变化的2030年目标：温室气体排放量较1990年至少减少40%，并将可再生能源在能源消费中的占比提高至27%。目前，欧盟正在制定相关立法以实现这一目标。

鉴于交通和供暖领域脱碳的难度，电力部门将继续承担整个经济体脱碳带来的重大负担。鉴于水电扩张机会有限以及核能面临的广泛阻力，实现这一目标将需要电力系统中可再生能源供应 (RES) 占据高比例。幸运的是，风能和太阳能的快速技术进步，加上互联互通的增加利用、现有水力资源以及新型电池技术的应用，表明高比例可再生能源电力系统不仅是实现2030年政策目标的必然结果，也是一个现实的未来情景。

迄今为止，欧洲在创建自由化、竞争性的跨境电力批发市场方面取得了显著进展。始于20世纪90年代的自由化进程，伴随着对燃气发电的大规模私人投资，降低了成本，减少了二氧化碳排放，并改善了环境质量。直到2000年代中期，创建具有每小时或每半小时变动价格的竞争性批发市场，是匹配供需和引导发电投资的核心机制。

然而，高前期资本成本但短期运营成本极低的间歇性可再生能源的出现，导致市场在引导投资方面的作用减弱。政府现在通过设定补贴制度和容量支付方案来主导新增发电投资。

在过去十年中，受慷慨补贴和优先调度并网条款的推动，欧盟28国可再生能源在电力生产中的占比显著增长，2015年达到28%。然而，要在2030年前将可再生能源份额提高到55%以上，需要对当前的”第一代”市场设计进行实质性修改。

在本文中，我们回顾了自由化电力市场以及欧盟可再生能源和气候政策的演变。我们注意到在当前市场设计和现有可再生能源补贴方案下出现的意外问题。然后，我们概述了”第二代”高可再生能源市场设计的关键要素，该设计能提供更好的价格信号、更好的可再生能源投资与运营激励，以及更大的系统灵活性。

我们首先提出六条良好的电力市场设计原则。这些原则包括：尽可能直接地纠正当前市场设计中的市场失灵；允许各国市场设计存在差异；利用价格信号和网络电价反映所有电力服务的价值；以尽可能高效和公平的方式回收网络固定成本；降低低碳投资的风险；以及保持灵活性，以应对关于不同低碳技术吸引力的新信息。随后，我们对新市场设计的关键要素进行了更详细的分析，并提出了若干政策建议。

我们发现，进一步深化欧洲跨境市场整合仍能带来显著的短期效益（约占总体发电成本的2-3%），增加互联互通也具有重要价值。互联线路利用各地区风力和日照条件的差异，从而减少间歇性带来的供应波动；更高的可再生能源渗透率会进一步提升市场一体化的价值。应作为政策优先事项，确保互联线路所提供的服务得到合理回报，以激励私人投资，包括增加与挪威大型水力储能的连接。

接下来，我们讨论了电能存储广泛应用所面临的挑战。我们观察到，包括电动汽车 (EV) 在内的电力储能的潜力，与现有抽水蓄能和水电相比仍然微不足道。电池储能在未来可能扮演两个主要角色：通过削减峰值需求来推迟输配电系统的升级，以及通过改变电动汽车的充电速率来改善电网上的潮流管理。允许电池获取这些价值的配套激励措施和商业模式仍有待明确。

然后，我们探讨了可再生能源支持机制可能进行的改进，以提供更好的可再生能源在欧洲选址的信号。我们建议从当前基于产出（每兆瓦时）的固定上网电价，转向基于容量的支持，其采购价格通过拍卖确定。随着系统变得更加资本密集型（而非燃料密集型），针对可再生能源的竞争性容量拍卖可以减少当前的市场扭曲，并进一步帮助降低资本成本。

我们指出了当前输配电服务定价所引发的问题。我们建议，需要提高对分布式发电 (DG)（如屋顶太阳能光伏）的网络收费效率。当前的收费机制导致了扭曲和财富从较贫困家庭向较富裕家庭的转移——这些转移的规模正在扩大，需要与其他政策目标一并考虑。我们建议，固定收费、非高峰时段和高峰时段的使用系统收费之间的分摊方式需要改变，以更好地反映成本。

接着，我们转向电力市场及辅助服务市场的设计改进。一个由间歇性可再生能源主导的系统，更需要在空间和时间上进行更精细的电力定价。随着计算能力和智能计量技术的近期进步，节点电价的应用范围也随之扩大。转向更精细的电力价格将有助于改善发电投资的区位决策，并提升更大程度系统分散化的价值。

最后，我们讨论了高可再生能源系统中的风险管理和长期合同。我们建议减少对最近用于支持可再生能源和核能投资的政治背书的长期指数化价格合同的依赖。容量拍卖的优选设计应采用”可靠性期权”，因为这有助于保留有效的现货价格。政策应支持深化远期合约市场，并仅在必要时采用长期采购合同，以降低风险和资本成本。

虽然我们的论点适用于不同的欧洲国家，但我们的许多具体例子来自德国、意大利、西班牙和英国。作为分析的副产品，我们仅简要涉及市场设计的其他要素，包括需求侧响应、零售电力市场的相关问题，以及低碳研发与示范 (RD&D) 的最优支持机制。

本文结构如下。第2节回顾了自由化电力市场的经济学原理以及欧盟的可再生能源与气候政策。第3节概述了迄今为止可再生能源对市场产生的影响——既有积极的也有消极的。第4节阐述了高可再生能源世界中电力市场设计的原则。第5节介绍了我们对以下方面的分析和建议：(i) 互联线路与市场一体化，(ii) 电能存储，(iii) 可再生能源支持机制，(iv) 分布式发电，(v) 短期定价，以及 (vi) 长期合同与风险管理。第6节对高可再生能源未来的政策设计提出了更广泛的结论性思考。

2. 自由化电力市场与欧盟可再生能源政策

尽管电力常被视为一种同质产品，但实际上它涉及一系列服务，因此其批发价值由能源价值（千瓦时）、容量（千瓦）提供的可靠性价值（即满足需求的能力），以及在特定地点的服务质量构成，后者由一系列辅助服务（电压稳定、频率、无功功率等）提供。

关键的物理挑战在于，必须在系统所有节点上实时保持供需平衡，而无法依赖库存。在供应方面，风能和太阳能光伏等可再生能源的单位规模较小，但相较于煤炭和天然气等传统发电资产，其资本成本比例更高；它们还带来了处理间歇性和对系统状况无响应的关键挑战。电力需求波动较大，但在短期内对价格基本无反应，因为大多数消费者无法实时看到其用电成本。

也许最重要的市场失灵在于环境外部性，特别是空气污染和碳排放。可再生能源的部署带来了显著的学习效益（随着装机基数的增长，单位成本下降），这些效益会外溢给其他市场参与者。因此，如果没有适当的支持，此类新技术的学习和研发可能从社会角度来看是不足的。

自1996年以来的立法方案已逐步开放该行业，实行垂直拆分和竞争。在自由化市场中，批发市场中的大型参与者可能能够行使市场力量推高价格——尤其是在容量紧张时。这是实施批发价格上限的动机之一，旨在短期内限制市场力量。然而，这反过来又导致了”资金缺口”问题：价格在紧张的市场条件下无法充分反映稀缺性，从而降低了长期盈利能力和容量投资。类似地，“缺失市场”的存在，特别是涵盖所有产品（容量、能源和服务质量）的长期远期价格，阻碍了有效的风险管理。

这一系列广泛的市场和政策失灵意味着，电力无法像许多其他行业那样轻易地”自我组织”。至少，政策制定者需要创建一个合适的框架，使私营部门能够以可接受的成本实现气候目标，同时确保短期和长期的可靠电力供应。

欧盟可再生能源政策以三大目标为指导：(i) 确保能源供应安全，实现可靠供给；(ii) 为能源供应商创造竞争环境，提供可负担的能源价格；(iii) 通过减少温室气体排放、污染和对化石燃料的依赖，支持可持续发展。

2009年可再生能源指令 (2009/28/EC) 提出了一项具有法律约束力的目标，即到2020年可再生能源占欧盟总能源消费的20%。对许多国家而言，电力可能是领先行业，因此各国的可再生能源目标意味着可再生能源电力占比要显著更高。例如，在英国，15%的总体可再生能源目标可能要求可再生能源电力占比达到30-40%。

电力行业深度脱碳的重要性源于交通和供暖领域脱碳的困难——这在欧洲大部分地区都是共性问题。再加上到2030年新建核电站的潜力有限，这表明到2030年电力系统中可再生能源的高占比对于实现气候目标至关重要。根据最近一项针对欧盟28国的研究，在现行政策下，可再生能源电力占比将从28%上升到43%——但2030年温室气体减排40%的气候目标仍然无法实现。（当前政策只能实现较1990年水平减排35%；换句话说，距离2030年目标还有约2.9亿吨的差距，这相当于需要将当前化石燃料发电量的额外14%转化为零碳电力）。这表明，在许多欧盟国家，要实现目标，可再生能源电力占比很可能需要达到55%以上。

2015年能源联盟方案，在2016年清洁能源方案中得到澄清和更新，提出通过基于市场的方案整合可再生能源电力。它还设想通过稳定的投资框架实现更长期的连贯政策，该框架能降低投资者的监管风险并实现供应安全。到2030年，将有一个欧盟范围内的目标，即可再生能源占终端能源消费总量的27%，该目标由自愿承诺和报告支持——而非强制性的国家目标。

欧盟政策的一个重要特点是，它同时设定了可再生能源和碳减排的目标。可再生能源目标旨在鼓励成员国继续补贴可再生能源，使其价值超过所节省的碳价值，以补偿持续推动成本下降的学习外部性。然而，由于可再生能源目标也减少了排放，它降低了欧盟排放交易体系中的碳价格（在二氧化碳总量控制不变的情况下），这反而有利于排放更密集的发电方式——除非同时适当调整总量控制上限。Böhringer等人估计，实现2020年气候目标的成本因不同目标之间的不一致而大幅增加，相比之下，在理论上的最低成本政策下，福利损失非常小。

在”能源三难困境”中，存在非常不同的司法权衡。德国以相当大的国内成本和因核淘汰而增加的二氧化碳排放为代价，实现了其可再生能源目标并维持了供应安全——同时也为世界其他地区带来了巨大的溢出效益。在2000年《可再生能源法案》至2015年期间，德国消费者为可再生能源支持计划支付了1250亿欧元的高额电费；据估计，在未来20年内，总成本可能超过4000亿欧元。相比之下，英国设定了雄心勃勃的具有约束力的环境目标，但强调以合理成本实现这些目标，因此比其他国家更谨慎地承诺补贴——尽管目前有可能无法实现其2020年可再生能源目标，并可能突破限制可再生能源补贴的征税控制框架。

3. 迄今为止可再生能源对欧盟电力市场的影响

当前的市场设计已经在可再生能源技术方面取得了显著的学习收益。太阳能光伏成本在其后的20年内降至1992年价值的十分之一以下；随着部署量的增加，成本持续下降，估计学习率为17-22%（即装机容量每翻一番，单位成本实际下降17-22%）。陆上风电的学习率估计为7%，海上风电为9%。虽然对学习率的具体数值存在相当大的不确定性，但成本下降非常显著是明确的。

在短期内，零边际成本可再生能源的加入使供给曲线右移，导致批发电价以及燃煤和燃气电厂的产能利用率下降。这些影响大幅降低了欧洲主要公用事业公司的市值。在某些日子里，尤其是在德国，当系统运营商为了保护电网免受因可再生能源供应高于预期而导致的过载时，出现了负电价。这是只对调度的可再生能源支付补贴，加上优先调度权所产生的不良后果；爱尔兰则避免了这种情况，该国禁止可再生能源参与负电价投标。

由此产生的电价下跌幅度并未被广泛预见，无论是政策制定者还是能源公司本身——后者在预期批发电价上涨的情况下继续投资化石燃料电厂。图1显示了德国的下降趋势：在5年内，批发电价下跌了50%。虽然其他因素，如化石燃料和碳价格下跌也起了作用，但Hirth的估计表明，德国电价下跌的近一半可归因于可再生能源的扩张。这些价格降低实质上将租金从传统电力生产商转移到了消费者。相关地，主要批发市场也出现了价格波动性的增加。

从长远来看，这种”优先顺序效应”可能带来其他后果。批发电价的下行压力削弱了化石燃料发电商的投资激励，而这些发电商在中长期内需要为可再生能源提供灵活性和备用，从而可能损害供应安全。从传统发电商的角度看，“优先顺序效应”加剧了”资金缺口”问题。更多的可再生能源还可能削弱远期合约在缓解电力批发市场市场力量方面的作用，并在可再生能源因强间歇性而容量因子较低时导致更高的价格。

可再生能源对市场力量的影响也是复杂的。在意大利批发市场，在高峰时段（2010年至2013年期间），可再生能源竞争显著削弱了市场力量。然而，在某些非高峰时段，特别是在缺乏太阳能可再生能源的特定区域，拥堵导致市场分割，从而增加了现有发电商提价的能力，使得市场力量加剧。目前的监管方法似乎因此导致了晚间时段市场力量的结构性增强。随着更多化石燃料电厂关闭，进一步减少非高峰时段的容量，情况可能会恶化。

高比例的间歇性可再生能源（如风能和太阳能光伏）可能给提供可靠和安全的电力供应带来相当大的问题。它们在不可用时（如无风的夜晚）需要替代或备用电源，并且它们还需要惯性或其他形式的频率和电压稳定，即维持服务质量的灵活性服务。例如，在意大利，可再生能源的增长导致常规电厂的关键负荷跟踪需求增加，随之而来的是需要额外的备用容量，存在某些时段间歇性优先调度发电过度（“过度发电”）的风险，以及电能质量恶化的问题。随着常规电厂因收入不足而被替代或退出，辅助服务变得越来越稀缺。系统运营商和监管机构已经越来越多地寻求确保足够的灵活性服务，例如在爱尔兰岛通过DS3计划，在英国通过采购额外的快速频率响应。

间歇性太阳能和风能发电的”整合成本”包括它们给系统其余部分带来的所有经济成本：电网扩建、平衡服务、更灵活的运行以及热电厂资本利用率降低。在30-40%的高可再生能源渗透率下，系统层面的整合成本估计为每兆瓦时25-35欧元，这包括对常规发电机的重大不利影响。因此，这些估计占总体发电成本和电价的很大一部分。

总之，“第一代市场设计”已经容纳了高达近30%发电容量的可再生能源份额，并产生了各种影响——有些是预期的，有些则不然。各国根据自身的发电结构和与邻国的互联程度，采取了不同的适应方式。然而，现有设计已接近其能力的极限：它无法充分应对欧洲《巴黎协定》气候承诺的规模。事实上，欧盟的基线预测表明，当前政策无法实现所需的减排量。

我们需要的是能够支持实现欧盟气候目标所需极高比例可再生能源的市场设计。一个关键挑战在于未来技术的不确定性，以及其他市场颠覆因素，如分布式发电成本的下降速度以及消费者对智能计量的响应。

4. 电力市场设计的一般原则

本节阐述了为高可再生能源世界改进电力市场设计的原则。经济学家的理想市场设计是”完全市场”，其中所有产品和服务都由市场有效定价，以反映其经济成本和价值：

•时间 - 电价在非常精细的时间水平上确定，例如逐秒确定，包括当前和未来交易，最长可达10-30年；

•空间 - 价格在精细的空间水平上变化——也许在网络的每个连接点，反映不同地点的需求或成本差异；

•碳排放及其他排放 - 气候和空气污染物损害按其社会成本定价，从而纳入公司的决策中。

欧盟当前的”目标电力模型”在指定所需变革方面非常不完整；其市场设计在上述所有标准上都存在缺陷：定价在时间和空间上过于粗糙，碳排放仍未得到充分定价。

理想状态在实践中是无法实现的，但它为”第二代市场设计”的努力方向提供了强有力的愿景。即使不考虑气候问题，随着对更多类型和数量的灵活性服务需求的增加，更精细的时间和空间价格的可取性也同样适用。欧盟的气候目标，如果说有什么作用的话，那就是加强了对有效市场设计的理由，因为需要对外部性进行定价，同时也有理由在实现可靠性的同时最大限度地降低整体系统成本。

以下原则是塑造未来政策的高级指南。在实践中，市场设计面临各种政治和制度约束。重要的考虑因素包括公众普遍偏好海上风电而非陆上风电（尽管成本更高），以及在德国等国家新建核电不可行。这些原则明确允许各国之间存在灵活性，并根据有关技术的新信息进行调整。

原则 1：尽可能在接近源头处纠正市场失灵，并尽可能依靠辅助性原则。 遵循”靶向原则”，市场失灵应在国家或欧盟层面加以纠正。气候变化本质上是全球性问题，而可再生能源目标是在成员国之间公平分配研发与示范 (RD&D) 成本以产生学习效益的一种方式。同样，电力交易和拍卖设计的规则和标准受益于欧盟层面的方法。然而，市场设计的许多细节可以留给成员国，但需遵守跨境公平交易的原则。

原则 2：允许各成员国的市场设计存在适当的跨国差异，而不是采用”一刀切”的解决方案。 各国在其资源禀赋的质量和数量、现有发电资产提供的备用容量、制度和政策框架的稳定性、保护现状的遗留利益以及消费者调整行为的意愿方面存在显著差异。因此，一些国家将能够比其他国家更强烈和/或更快地推进更好的市场设计。此外，确保供应安全本质上是一个地方性问题（尽管会影响跨境）。

原则 3：利用价格信号和受监管的网络电价来反映所有电力服务的价值，并提供最低成本的系统解决方案。 一个有效的市场设计利用价格来信号所有提供电力服务的价值。这具有长期和短期两个维度——确保正确的投资地点（可再生能源及其他发电形式）以及并网后的有效调度。这能以对消费者最低的总成本实现所需的低碳电力水平。

原则 4：以对最终消费者扭曲最小的方式收取受监管的允许收入与有效价格之间的差额。 这一差额相当于为资助自然垄断而征收的税款，类似于税收。良好的公共财政原则意味着它应针对最终消费者而非生产者（如发电商或储能运营商），并应集中在需求弹性较低的部分。由于容量需求通常比能源需求缺乏弹性，这通常有利于容量收费。与一般的税收一样，这需要考虑到公平性。

原则 5：随着电力系统变得更加资本密集型，有效地”降低”低碳投资融资的风险。 高比例可再生能源（和零碳）系统相对于过去的化石燃料系统，资本密集度更高。这增加了在稳定的监管框架内尽可能有效地降低投资风险的重要性，这有助于最小化资本成本。这涉及在将风险分配给最有能力承担的一方（通常是消费者）与保留管理该风险激励（通常是电厂所有者）之间取得平衡。

原则 6：保持灵活性，以应对关于不同低碳技术吸引力的新信息。 随着时间的推移，关于不同减排或增强灵活性技术的相对成本和效益的新信息将会出现。政策应为这种学习（例如通过拍卖）和试验创造可能性，并在适当时为有前景的技术提供支持。

下一节的分析将应用这些原则，为未来的高可再生能源欧洲电力系统制定一套政策建议。

5. 关键市场设计要素的经济学分析

间歇性可再生能源比可控发电给供需平衡带来了更重大的挑战。这些挑战可以通过三种方式应对：(1) 通过空间转移需求和供应（通过互联线路和输电线路）以实现局部平衡；(2) 通过时间转移需求和供应（通过储能）；或 (3) 通过调动更灵活的响应来平衡供需（例如通过定价）。

本节对应对这些挑战的六种关键机制进行经济学分析：互联互通与市场一体化、电力储能、可再生能源支持系统的设计、分布式发电、有效电力定价以及长期合同。

间歇性可再生能源发电的增加，进一步加强了更大程度跨境整合的论据，并提高了欧洲内部更多互联互通的价值。

互联线路可以在间歇性可再生能源不可用时提供备用电力；通过连接风力不相关的区域，它们减少了该供电来源的波动性（由于间歇性），并抑制了电价的波动。跨境共享备用容量降低了确保可靠性的成本。现代可控直流互联线路还可以提供多种灵活性服务。

确保互联线路得到有效利用，并为其能提供的所有服务获得合理报酬，既能降低整合可再生能源的短期成本，又能增加对额外互联互通投资的吸引力。更好地利用现有互联线路并投资于新的互联容量，增强了欧洲系统的灵活性，以利用整个系统的自然优势。这些优势包括获得挪威的水电储能容量、意大利、西班牙和希腊大量可预测的太阳能电力，以及相距一千英里的地点之间风速通常存在的负相关性（随着天气锋面穿过欧洲），从而能够节省备用化石燃料容量。对于高可再生能源份额的国家电力系统来说，实时供需平衡已不再明智。

丹麦和德国作为可再生能源部署的领先者，已经从互联互通中受益匪浅。例如，丹麦通常在夜间将多余的电力出口到挪威，在那里可以间接储存，并在白天进口以满足任何发电缺口。其大部分风电在冬季出口，此时热电联产供暖优先，并将电力输送到电网。

市场整合在短期内的好处来自于对现有网络的更有效利用，特别是通过市场耦合对互联线路的利用。相邻价格区域之间的价格差异随后反映了该线路上的容量价值，既为线路所有者带来回报，也指明了新互联线路可能盈利的地方。市场耦合增加了互联线路的使用和价值，也鼓励了长期内对新互联线路的投资。

表 1：欧盟范围市场整合的潜在短期收益

注：ACER样本是所有互联线路的一个子集。欧盟28国估算值使用从样本得出的每兆瓦年价值进行放大。NTC是互联线路的净传输容量，衡量其可用规模。日内耦合的价值按每兆瓦时计算，弃电基于进出口流量总和。

来源：Newbery, Strbac 和 Viehoff (2016)。

表1总结了Newbery等人估算的通过实现第三能源方案（利用现有互联线路）带来的欧盟范围市场整合短期收益。每年总计39亿欧元，占2012年欧盟总批发需求价值（1500亿欧元/年）的2.5%。表1将此总额分解为不同来源，通常基于对单个互联线路观测值的样本估算。日前耦合的套利收益约占总潜在收益的四分之一，更大的收益来自共享平衡资源和避免不必要的非计划潮流。类似地，Boffa等人认为，即使是相对较小的互联改进也能带来可观的效益，并估计意大利电力市场内南北市场整合的年收益约为1.2亿欧元。

随着间歇性可再生能源发电的增加，挪威因其巨大的储能容量（70太瓦时）而成为越来越有吸引力的互联对象，它可以作为一个大型电池，平抑数天和数周的价格波动。否则，间歇性发电将需要可控出力快速变化，这将反映在剧烈波动的价格中。与挪威互联将减少这种波动，但留下足够的波动以创造套利机会并增加互联性。

虽然增加互联互通会带来可观的总体（净）效益，但这些效益不一定在各国或各地区之间平均分配，这表明不同成员国的政策细节应有所差异。例如，虽然更有效地利用电力通常会减少总体碳排放，但可能增加互联线路一端的排放。

通过可控直流链路与大陆连接，且不属于网状大陆网络一部分的国家，能更好地控制本国市场发生的情况而不对其他国家产生不利影响，因此应被赋予更大的灵活性；而那些对邻国产生影响的国家则可能需要更多的协调。

日前套利效益可以通过观察跨境价格差异来估算。ACER提供了24条此类线路的样本；对于排名前15的互联线路，这相当于每年每兆瓦68,000欧元。对于一个1000兆瓦的线路，这相当于每年6800万欧元的收入，足以证明重大新投资是合理的。此外，这些收入仅代表互联互通价值的一小部分（在表1中约占25%）。

Newbery等人估算了在高可再生能源的2030年情景下整合欧盟市场的效益。共享备用容量、平衡、在有利可图的地方扩大互联互通以及将可再生能源分配到最佳资源地点的潜在效益，对于整个欧盟而言，每年在130亿至400亿欧元之间。这一广泛区间反映了未来可再生能源水平和成本以及燃料和碳价格的不确定性。如果只建设一半合理的输电线路，效益每年将减少40亿欧元；共享备用容量（而非追求自给自足）则可使效益每年增加60亿欧元。

虽然互联互通允许在更广区域进行平衡，但储能提供了随时间平衡的潜力。事实上，现有的抽水蓄能电站通常是为应对需求变化下的不灵活供应（特别是核电）而建造的。主要由笔记本电脑和手机推动的电池技术近期发展，已显著降低了电池成本，而对电动汽车的预期需求也为价格继续下降带来了希望。这使许多人得出结论，电池将成为解决间歇性可再生能源日益严重问题的关键要素。

然而，保持正确的视角很重要，尤其是在短期内。电池目前在电网规模的储能总量中只占极小部分，仅占3吉瓦时，或抽水蓄能的0.1%。即使成本减半，它们仍然极其昂贵。对2020年特斯拉电池的乐观预测显示，其平准化运营成本为每兆瓦时175欧元，此外还需加上购买电能的成本（考虑10%的存储损耗）。这将要求输送的电能具有非常高的价值才能证明套利的合理性。因此，在当前的电力市场中，电池储能不太可能用于供电的时间转移。

实际上，电池仅在其能提供的其他服务上才具有经济合理性——特别是极快的频率响应和在某些地方推迟昂贵网络投资的能力。其广泛经济应用的主要障碍在于，电化学的基本原理排除了效率方面的重大突破，而提供足够总储能容量以缓冲超过非常短期波动（小于一小时）的成本是 prohibitive 的——这主要是因为电池在性能退化前能经历的充放电循环次数有限。

虽然大规模生产的电池电芯和封装可能会显著便宜，但电网规模的电池设施成本可能不会下降得那么快。这是因为电网规模设施的其他组成部分技术进步较少；例如，在配电网规模的锂离子电池储能中，电芯和封装成本约占设施总成本的40%。这表明，可调度的电网规模电池可能不会像分布在用户侧的”表后”电池那样普及。

抽水蓄能电站是最成熟的批量电能储存形式。Newbery估计全球抽水蓄能总容量为2.9太瓦时，其中欧盟为0.4太瓦时。抽水蓄能的优点在于其寿命长和折旧低；其高资本成本和有限的扩容机会是严重的限制因素，考虑到25%的抽水损耗，其资本成本使购买电力的成本增加每兆瓦时40-80英镑。抽水蓄能通常仅从其收入的四分之一来自套利；其余部分来自灵活性服务，在这方面，它们与电池一样，可能非常有价值。

相比之下，2012年全球水电装机容量为979吉瓦，发电量为3,288太瓦时/年（占世界电力产量的16%），其中173吉瓦位于欧洲，144吉瓦位于欧盟以及挪威和瑞士。Newbery估计其总储能容量为2,144太瓦时——相当于全球抽水蓄能容量的2700倍。水电可以通过抵消可再生能源电力生产中的间歇性，间接用作储能。将欧盟市场与挪威（拥有70太瓦时的水库）互联是显而易见的途径。

电动汽车的储能容量可以估算。如果到2025年，电动汽车在欧盟汽车保有量中的比例增长到10%，那么可能会有约2600万辆电动汽车，每辆车20千瓦时，将提供0.5太瓦时的容量——这与当前的抽水蓄能容量相当。（即使达到100%的电动汽车，也”仅”能提供5太瓦时。）此外，虽然与独立电池相比这似乎很大，但只有其中一部分是（间接）可用的，因为充电时间提供了某种需求转移。然而，到2030年，电动汽车车队可能不足以经济高效地提供辅助服务。

电动汽车的大规模推广需要对充电时间进行激励和/或控制，否则电动汽车车主很可能在相似的时间充电（如下班后），这将给电力系统带来额外压力。然而，有证据表明，电动汽车车主对分时充电有响应，因此他们可以提供需求侧响应。其他研究表明，由于车主对第三方使用其车辆的支付期望较高，私人电动汽车参与电力市场的商业模式将具有挑战性。

随着间歇性的增加，电能储存的容量和价值将增加。然而，电能储存只是提供灵活性的几种方式之一（其他方式包括互联线路、灵活发电和需求侧响应），并且通常是一种非常昂贵的方式，因此不太可能成为成本最小化的解决方案。虽然表面上有吸引力，但电网规模的电池储能仍然过于昂贵，除了那些具有非常高附加值的项目，如极快频率响应和缓解网络容量压力。相比之下，其他形式的储能，如使用（而非建造）抽水蓄能和化石燃料储备，仍然相对便宜。

也就是说，在可预见的未来，电池储能可能扮演两个主要角色，政策可以对此予以支持：首先，电池可以通过削减峰值使用来推迟输配电系统的升级投资；其次，改变电动汽车的充电速率可以改善电网上的潮流管理。

在可再生能源比化石燃料发电更昂贵的时期，有许多关于如何支持可再生能源的试验。提供固定价格期限的上网电价等可再生能源补贴已成功引进了大量可再生能源。然而，在许多情况下，它们非常慷慨，并通过扭曲选址决策推高了系统成本。拍卖提供了一个更具吸引力的解决方案。

除上网电价外，一些成员国还使用了溢价上网电价（也称为固定溢价或差价合约），它在当前批发电价的基础上支付固定溢价，或使用绿色证书。第一类通常提供优先调度权并将此类义务强加给系统运营商，后两种选择通常将营销和平衡义务置于可再生能源发电商身上。2013年，上网电价约占支持产出的58%，绿色证书占26%，溢价上网电价占16%。溢价上网电价是目前欧盟的首选方案。

迄今为止用于支持可再生能源的拍卖已非常具有竞争力，符合原则6。例如，英国自2014年以来的拍卖结果表明，这些价格比政府提供的行政价格大幅降低。国际太阳能项目竞标的经验也支持这一点，该经验见证了太阳能和风能设施采购成本的急剧下降。更多地使用拍卖来采购预定数量的可再生能源，还具有控制政府承诺的补贴总额的优势。

拍卖可以根据技术的相对成熟度将其划分为不同的组别（例如，将成熟技术如陆上风电和太阳能光伏放在一个拍卖中，将不太成熟的技术如海上风电放在另一个拍卖中）。这些拍卖的清算价格可能会有所不同，事实上，这正是2015年2月英国可再生能源支持拍卖中发生的情况。拍卖可以定期举行以鼓励供应链发展；采购的容量应根据对不同技术成本演变的了解随时间调整。高成本的成熟技术自然会随着时间的推移被淘汰，因为它们将无法在拍卖中竞争，尽管成本较高的不太成熟技术可能会获得支持，如果它们有望降低成本的话。

对于碳排放定价不足的问题，更有效的可再生能源支持机制需要慎重处理。原则1建议尽可能直接纠正市场失灵。因此，碳定价应是欧洲的首选工具，以实现任何给定水平脱碳的最低成本。对于电力行业，这可以采取全欧盟范围的碳价格下限形式。然而，如果欧盟层面的碳价格被认为不可行，那么使用可再生能源支持作为次优工具时应仔细校准，以模拟正确水平的碳价格，同时还要考虑到学习溢出效应。

目前的补贴通常以产出的每兆瓦时为基础支付。这有几个负面影响。首先，这可能导致对可变成本为零或负的可再生能源（如某些情况下运行费用较低的太阳能光伏）产生不经济的运行激励，尤其是在补贴很高的情况下。例如，在德国，上网电价计划鼓励太阳能光伏和风能在价格非常低甚至为负时继续发电，仅仅是为了获得补贴。这扭曲了调度决策，并对常规发电机的经济性和系统运行产生了不利影响。

其次，每兆瓦时的补贴消除了可再生能源发电商平衡其位置和输出预测的信号。因此，它们缺乏动机去准确预测其可用性，或将选址决策建立在对当地电价或网络拥堵影响的充分认识之上。这增加了系统运营商的平衡成本。这也意味着可再生能源发电商缺乏与大型成熟发电商类似的商业风险。

因此，我们建议从基于产出的补贴转向基于容量的补贴，该补贴通过竞争性拍卖分配。这将使可再生能源发电商暴露于批发电价之中，从而激励更有效的运行行为（原则3），同时仍能保证可再生能源的长期收入流以降低融资成本（原则5）。基于容量的支持与溢价上网电价有相似之处，后者也将可再生能源暴露于市场价格之中。然而，在溢价上网电价模式下，支付给特定发电商的补贴总额取决于其产量；相比之下，基于容量的支持通过容量支付来补偿可再生能源（独立于产量）。容量支付可通过对可用容量（根据资源可用性适当降额）进行竞争性拍卖来确定。只要碳排放定价不足，除了容量支付外，可能仍需要对输出提供适度的每兆瓦时补贴。

基于容量的支持将减少目前支付给特定类型可再生能源的高额租金，并可能使低成本可再生能源在没有补贴的情况下也经济可行。事实上，最近在英国举行的差价合约拍卖表明，陆上风电和大型太阳能光伏可能在2020年后以低于批发电价的水平供电。

这种基于容量的支持可以在地理上进行区分，以便更好地将可再生能源发电引导到高价值地点（原则3）。在基于产出的补贴中，地点选择通常由资源可用性决定，这可能导致高风能或太阳能地区网络拥堵。基于容量的支付可以奖励可再生能源项目在发电价值最高的地方发电，即当当地批发电价高时。这可以通过根据当地电价指数化容量支付，或根据项目所在地区的平均电价调整支付来实现。

分布式发电通常被定义为连接到配电网（而不是输电网）的发电。从历史上看，配电网上的发电通常由用户侧的热电联产组成，现在越来越多地由小规模的风能、太阳能光伏和生物质能构成。分布式发电的兴起引起了关于其系统效益和成本的持续争论。分布式发电的潜在优势包括：减少输电损耗、降低对新输电线路的需求，以及可能降低批发市场的市场力量。分布式发电可以比新建集中式电力系统更快地建设，并可以消除安装新输电线路的成本。许多形式的分布式发电比目前的常规电力更清洁，应该能够提供辅助服务，并且如果消费者在压力时期切换到它，可以为供应安全做出贡献。

然而，分布式发电也有缺点。将数量不断增加的小型发电单元有效整合到一个迄今为止一直是集中式、集成式和规划式的电力系统中，在技术上可能具有挑战性。迄今为止的一个主要问题是，负责测量容量充足性的机构缺乏对分布式发电的可见性。分布式发电，特别是太阳能光伏，可能导致整个电网的电压不稳定，影响电能质量。最后但同样重要的是，小型风能和太阳能光伏的单位成本通常高于传统大型电厂。

分布式发电可以减少损耗和对系统容量升级的需求，因此向分布式发电的转变可能会随着时间推移减小配电系统的规模，从而也降低整体系统成本。但这种效应在欧洲大部分地区看来不太可能非常重要。

带有电池系统的分布式发电可能导致脱离电网的可能性，减少这些客户的固定网络成本贡献，并引发”公用事业死亡螺旋”。这似乎不太可能在欧洲发生，因为大多数产消者需要接入网络进行”输出”，而且产消者仍然需要”输入”能力；拥有足够的自身电池储能来度过整个冬天，即使在欧洲南部目前也不可行。

然而，大规模脱离电网的可能性是存在的——随之而来的是，一些设计不佳的网络业务/监管模式的生存能力面临风险。离网与并网供电的系统成本比较取决于化石燃料价格、能源补贴收费机制（通常通过电费回收）以及网络固定成本从消费者回收的方式。一些消费者可能会发现脱离网络是可取且有利可图的，即使从整个经济角度来看，保持并网的真实经济成本更低。

一个拥有光伏、电池和电动汽车的家庭在阳光充足的欧洲地区可能提供了脱离电网的机会。虽然这对一些家庭有吸引力，并可能增强供应安全，但从整个经济的角度来看，这是否有效尚不清楚。如果这种情况真的开始发生，监管机构应明智地采取措施，确保这些家庭不会因脱离电网而获得有效补贴，或因重新并网的选择而收费过低——符合原则3。

相当一部分可再生能源规模较小，位于配电网，而屋顶光伏通常在用户电表之后。当电表仅测量总消费减去现场发电量时，就会出现”净计量”，通常不区分时间，因此输入和输出电力的价值不同。配电网络运营商通常与输电网拥有者不同，他们支付连接到输电网的费用，并反过来从客户那里收回这笔成本。这往往导致配电网络运营商向分布式发电支付嵌入式收益，前提是分布式发电减少了向输电网运营商支付的费用。

大多数受监管的网络使用电价来回收其平均成本，这可能远高于边际成本——尤其是在需求增长缓慢的成熟电网中。更糟糕的是，如果电网必须大力投资以输送遥远的风能，而这些成本在所有配电网络运营商之间回收，那么平均成本和边际成本之间的差异可能会变得非常大。当配电网络运营商因分布式发电减少了从电网取用的电力而向其支付嵌入式收益时，平均输电成本超过边际输电成本的部分，就对连接配电网而非输电网的发电形成了高度扭曲的补贴。因此，监管机构（其职责是保护消费者利益，通常有保护贫困和弱势消费者的具体义务）必须计算有效的电价（考虑到其公平性影响后进行调节），这些电价会影响选址和运营决策，并以扭曲最小的方式（例如，根据其连接容量、其指定的最大需求或在冬季高峰时段）将任何缺口回收给最终消费者。

对分布式发电的有效补贴应该是边际避免的电网加固成本减去所需的配电加固边际成本；这可能是负数，即需要额外收费。应用这一原则，拥有光伏的家庭应为其光伏发电获得适当的支持，但为其消费支付全部网络成本。这些家庭在阳光不足时（峰值很可能出现在黑暗的冬夜）仍会使用网络。然而，他们通常按每千瓦时支付网络费用，因此在”净计量”下（仅对净电力消耗收费，即消费减去光伏输出），他们避免了成本，同时享受了可靠供电的好处。

这些现有的分布式发电收费机制，在可再生能源国内渗透率高且配电系统成本高的国家，已导致不同客户群体之间出现大量的财富转移。太阳能光伏消费者由于自身发电而降低了计量消费量。这显著减少了他们在配电系统每千瓦时成本中的份额。由于配电收费的收入上限监管要求收入与需求下降前相同，单位收费上升，其在不同类型家庭之间的支付分布发生了变化。

受Simshaure开发的方法启发，我们计算了英格兰北部太阳能与非太阳能住宅消费者在网络费用贡献上的差异。如果因安装光伏而使计量输入减少1200千瓦时，且配电费为每千瓦时2.792便士，那么非光伏家庭与光伏家庭相比，每年向配电网络运营商支付的费用相差33.50英镑，约占典型账单的6%。零售电价（单位电费为14便士/千瓦时，是纯能源成本的两倍多）放大了这种效应。因此，拥有太阳能光伏的家庭正从当前的收费方案中受益，尽管他们的太阳能发电似乎并未影响其总体峰值消费行为，从而也未影响其对电网的使用。当用于资助光伏（及其他可再生能源）补贴的费用按净计量消费征收时，这种效应会进一步加剧。

分布式发电应以公平且政治上可接受的方式承担其给网络带来的成本。最近的研究表明，在某些司法管辖区，例如Simshauser对南昆士兰州光伏普及率的分析中，巨大的不平等现象可能迅速出现。现有系统有利于那些拥有分布式发电的人——通常是较富裕的消费者——他们不承担其在系统总配电和输电成本中的有效或公平份额。更普遍地说，家庭光伏补贴通常在绝对数额上很慷慨，且被较富裕家庭不成比例地采用，而较高的电价则对较贫困家庭的影响相对更大。

因此，固定收费、每千瓦峰值收费和每千瓦时使用系统收费之间的分摊方式需要改变，以更好地反映成本——同时还要设法使至少较贫困家庭免受主要由较富裕家庭采用的可再生能源的资助负担。随着对可再生能源的直接补贴逐渐减少，这些隐性补贴正变得越来越重要。欧洲以外的一些司法管辖区，特别是夏威夷和亚利桑那州，已经改变了其配电收费机制以解决这个问题。

在低可再生能源的世界中，需求相当可预测，中等边际成本的化石燃料电厂可以轻松地上下调节以满足需求的实时变化或网络约束。这种低成本的可控性意味着高分辨率价格（例如5分钟或更短）的价值有限。价格可以设定为相对较长的时间段（30分钟或1小时），系统运营商可以在这些时间窗口内和广阔区域内调整输出（备用容量）和/或重新调度电厂。

如今，对更精细、更具差异化的价格信号的需求和范围都在增加。间歇性可再生能源的供应，特别是太阳能光伏，实时变化显著，且不像常规发电那样可控。需求正变得越来越灵活，而发送差异化价格信号的成本正在下降，例如，由于智能计量的应用。计算能力的提升表明，可以更快地解析价格，以利用更小的时间窗口和更大的地理分散性。

尽管节点电价具有潜在优势，尤其是在原则1和原则3下产生，但目前欧盟既不实行节点电价，目标电力模型也不鼓励这样做。Schweppe等人和Hogan的经典结果表明，节点电价可以实现比不太精细的定价方法更高的社会福利。当前欧盟的短期电价不够精细，无法正确评估灵活性，欧盟内部的平衡市场尚未耦合，且大多数市场的辅助服务定价仍不完善。尽管如此，节点电价至少应与目标电力模型兼容。

短时间间隔的节点电价已在美国电力市场（连同独立系统运营商管理的更广区域）中普及，但在欧洲仍未得到充分利用。在先行地区PJM，反映每个节点电力稀缺价值的节点边际价格由系统运营商每五分钟重新计算一次。

事实上，反映可再生能源位置价值的节点电价将补充更有效的欧洲可再生能源支持设计。鉴于目前许多可再生能源的支付与地点无关，网络在资源丰富地区（风能或光伏）出现了低效的饱和。采用节点电价后，过度集中在某一地点会压低当地电力价格，从而发出信号，表明后续可再生能源需要选址在其他地方。分布式发电的地理分散性表明，通过反映本地拥堵约束和线路损耗的定价，可以带来日益增长的效益，并避免昂贵的重新调度。

Neuhoff等人进行的大规模模型估算表明，在未来的高可再生能源世界中，转向节点电价和市场整合（相对于国家确定价格的市场设计）能带来巨大的福利收益。这些收益来自于更好的网络利用、更有效调度带来的成本节约以及更低的总体电价。更广泛地说，更精细的供需信号还将允许节点之间和互联线路之间更好的价格套利，以及更好地利用储能。

转向节点电价确实存在增加市场力量的风险，但更精细的价格能更准确地反映电力的价值和成本，因此对系统是有价值的。采用节点电价的市场往往有成熟的内部市场监测功能。更一般地说，这种转变需要市场参与者和机构进行调整。然而，欧洲输电与其他电力系统环节的分离比美国更彻底，且拥有更强的国家监管机构，这表明欧洲有能力应对这一监管挑战。

此外，可以缩减对某些辅助服务市场（例如频率响应）的依赖——因为这些市场的存在首先是为了在没有完全精细价格的情况下维持供应。辅助服务市场本身也可以从双边签约转向更实时的市场化定价产品。这将促进常规发电商与电池、互联线路等新的灵活性服务提供商在辅助服务供应方面的竞争。

可以混合使用更好的节点定价和区域定价，以反映不同成员国的本地网络条件差异。区域定价是比节点边际价格精细度更低的一种定价形式，区域内（通常是一个国家或州）采用单一市场价格。权衡在于，节点定价实现更有效的调度，而更宽泛的区域定价则提供更大的交易流动性。对于那些输电系统中约束瓶颈罕见且节点价格相对相似的国家，区域定价因其为交易者提供更大的流动性而可能更可取。其他存在更严重输电约束或受大型可变过境流影响的国家，则可以在其自身网络内采用更精细的定价。

目标电力模型旨在创建反映输电约束而非国界的价格区域，但迄今为止，许多国家选择不将其国家划分为多个区域。英国就是一个明显的例子，应在苏格兰边境划分区域，但并未这样做；相比之下，挪威有合理数量的独立价格区域。即使没有节点电价，输电系统收费仍然可以进行地域差异化。然而，许多欧盟国家对消费者征收电网费用，而对发电则不收取任何费用，因此没有空间差异，从而对新投资几乎没有或完全没有位置指导。

美国针对节点电价波动的标准对冲工具是传输拥堵合同，针对固定数量的兆瓦。其执行价格设定为当前对特定地点注入电力的节点成本的最佳估计。对于可再生能源，合同需要反映其输出模式和降额容量。如果发电商注入的电量超过合同数量，它将按节点边际价格收取超额部分的费用；如果少于合同数量，则支付差额部分的节点边际价格。这可以对冲节点边际价格的波动，同时激励发电商将节点边际价格作为决定如何报价的相关价格。它还将为未来的输电收费提供更多确定性，并提供更清晰的位置指导。

由于其耐用性，发电投资面临各种风险。这包括创新降低了竞争技术的成本、未来燃料价格、碳价格的变化，以及能源政策的变化——例如批发电价上限、碳价格下限或压低批发电价的可再生能源补贴。能源行业一直必须应对地缘政治的挑战，但对气候变化和可持续性的日益关注带来了新的政策风险，这些风险难以对冲。这意味着能源行业的股权投资者需要承担新的风险，这增加了为可持续发展所需投资融资的成本。

这些扭曲导致各成员国引入了大量政策。一是越来越多地使用容量机制，以支持本来风险过高且可能商业上缺乏吸引力的化石燃料发电，使其能够作为间歇性可再生能源的备用。另一个是使用长期合同来支持核电发电。这种拼凑政策的一个普遍问题是，其复杂性使私营部门中信息更充分的参与者比设计这些政策的政府更具优势。

最近的例子，如计划中的英国欣克利角C核电站，表明提供长期价格合同与其他替代方案（例如，在采购中采用成本分摊，通过拍卖确定电厂投运后的运营价格）相比，可能是高成本的解决方案。政府通常难以确定和谈判有利的合同条款。过长的合同期限（例如英国的容量合同为15年）似乎反映出对短期能源和辅助服务市场为供应安全提供坚实基础缺乏政治信心。

“第二代市场设计”的总体目标应该是创造一个更简单、更好、更可预测的政策环境，增强电力市场在高可再生能源份额下实现供应安全的能力。事实上，上述讨论的机制——更多的市场整合、更精细的价格信号、更有效的可再生能源支持——本身就可能减少对政治背书的长期合同的依赖。虽然低效的政策会对其自身的持久性产生怀疑，但高效的政策只要获得政治和公众支持，就应该具有更高的可信度。

更高水平的可再生能源暴露了当前市场设计在常规电厂需要提供备用和灵活性服务方面的”资金缺口”问题。考虑到目前”资金缺口”和”缺失市场”的程度，在系统变得紧张时采购此类电厂的最低成本方案是容量拍卖。虽然这依赖于政府对要采购的容量类型和数量的判断，但它利用竞争性市场力量来确定此类容量的价格（在紧张时段，支付给可提供该容量的发电商）。

欧洲关于容量机制的政策讨论仍在进行中。在容量拍卖的类别中，可靠性期权可能优于目前在英国、意大利、西班牙和欧洲其他地区使用的容量支付。可靠性期权最近被提议用于爱尔兰岛单一市场。它们规定了略高于最昂贵发电商可变成本的价格上限；可靠性期权持有者需要返还任何市场价格超过上限的部分，而消费者则受到该上限的保护。其优点在于，批发电价仍然可以上涨到较高水平，为互联线路上的交易发出有效的稀缺价值信号。

与20世纪90年代改革后传统发电商风险管理重要性上升类似，在更加基于市场的未来世界中，可再生能源也需要加强其风险管理能力。

除了因风或阳光波动产生的输出风险外，可再生能源还面临两种主要风险。第一种是平衡风险，源于在签订销售合同时产出仍不确定。可再生能源成为平衡责任方，将要求它们在签订合同时或向EUPHEMIA日前或日内市场提交报价时预测其可用性。在一年中，预测误差可能大致平均，因此可再生能源在平衡市场中可能同样容易出现短缺或过剩。如果市场价格在市场短缺时较高，那么可再生能源可能会低估合同量，并将任何盈余投入平衡市场。这种风险，鉴于其随时间可预测，应该可以与第三方（通常是大型公用事业发电商）签约。

第二种风险出现在支持机制中，如溢价上网电价和上述建议的容量拍卖，这些机制将收入与批发电价挂钩。这些可能与整体经济活动和燃料价格正相关。然而，零售商购买可再生能源所面临的风险并不比购买常规发电商的风险大，因此应该愿意向两者提供类似的合同。事实上，大型综合公用事业公司已经提供长期购电协议，这些协议本质上是带有风险溢价的固定价格合同。

可再生能源面临的剩余风险是其自身的输出风险。平均多年来看，这种风险可能不大（即使每日和每月波动很大），并且与股票市场的相关性很弱——因此不会导致股权投资者要求的回报率显著提高。总之，如果管理有效，可再生能源面临的剩余风险可能不大——但关键是需要加以管理。

因此，在未来，可再生能源可能因这种在更基于市场的世界中增加的风险管理而面临更高的交易成本。全天候交易，同时持续监测天气预报和优化头寸，其成本相对于普通风电场的规模而言将相当可观。这将受益于由聚合商来承担这项任务。这在西班牙已由系统运营商实施了多年。

6. 结论性思考

我们不打算重复上述论点，而是对未来的高可再生能源世界及其内部的政策设计提出一些更广泛的思考。我们提议将可再生能源支持转向基于容量，这一提议的一个更广泛含义是，欧盟的可再生能源目标本身可能也更适合用可再生能源的容量份额（而非其产出份额）来表述。这一容量份额必须适当降额，以确保不同类型的可再生能源发电之间具有可比性，并实现成本效益最优的整体可再生能源组合。

虽然增加互联互通为整个高可再生能源系统带来了巨大效益，但互联线路成本与效益在双方之间的分配仍然是一个挑战。其受益者是高价格地区的消费者和低价格地区的生产者，以及供应安全增强和系统成本降低所带来的广泛利益。确保互联线路所有者因其提供的所有服务而获得报酬，如果其他电价也设定在有效水平，将有助于解决这个问题。将互联线路的共同成本重新分配给受益更大的各方，也可能有助于更公平地分配总收益。

对于电网规模电池而言，一个主要问题是，那些从系统角度看具有价值的电池能否找到可行的商业模式。一个电池为系统提供多种价值来源。这需要将多种收入流货币化，而这些收入流目前受到不同的监管和市场机制约束。电网规模储能设施的许多价值来源都是本地性的，并且依赖于详细的潮流建模；因此，在整个欧洲，对其价值的评估和随后的合同设计仍然具有挑战性。可行的商业模式可能需要重新考虑谁可以拥有和运营电网和配电网规模的电池，因为当前的欧盟拆分规则限制了网络公司拥有和运营此类设施的能力。改进的网络模型与实时监测以及标准合同的发展，为降低交易成本提供了前景——但可能需要大量投资和试验才能实现其潜力。

分布式发电与电池相结合，可能会带来更困难的支付分配问题。届时，拥有电池的较富裕客户将能够实际减少其对网络的使用，这不可避免地要么导致较贫困客户支付更多费用，要么需要改革电价，要求提高固定收费并使变动能源收费更接近批发水平。带有分布式发电的电池将清楚地暴露出现有电力和网络使用收费方法中的任何套利机会；正如我们所说，重要的是这些收费方法反映价值差异，而不是由糟糕的电价设计导致的意外交叉补贴。

未来的重点可以转向在欧盟层面调动资金，以支持尚未成熟但有前景的技术的研发与示范。一些估计表明，主要欧盟国家对可再生能源部署的财政支持超过了对研发与示范的支持，倍数超过100，而研发与示范的社会回报率估计高于部署回报率。这种调动或许可以由成员国根据其GDP或能源消费比例出资。

从长远来看，如何真正将关于发电数量与类型的投资决策权下放给私营部门，仍然是所有希望脱碳的电力市场面临的关键设计问题。从1990年到2000年代中期，欧洲成功创建了一个竞争性批发市场，将新增发电的决策制定和风险管理私有化。自那以后，政府重新成为投资水平和技术选择背后的主要驱动力。

一个根本不同的未来设计可能通过试验和新技术的演变而出现。一个真正的低碳电力市场可能需要零售商和发电商之间进行财务和所有权的整合，这与当今高度分离的状况截然不同。它还可能需要在电力消费者和零售商之间建立非常不同的合同关系，以确保以合理成本为长期投资融资，并反映发电更加分散的特性。政府让私营部门提供此类解决方案的能力和意愿将各不相同。这表明，与2000年代中期单一市场项目所确立的状况相比，政府对电力部门的控制程度可能会出现更广泛的差异。

脚注

1.在竞争激烈的电力批发市场中，新建发电投资应该由反映电力稀缺性的高价（在紧张时段）的信号引导。这发生在1990年代至2000年代初期的英格兰和威尔士，直到2002年，当时的电力库价格经常达到设定上限的10倍以上。在美国的PJM市场，价格上涨到远高于其（指数化）上限，2005年达到每兆瓦时700美元。

2.更普遍地说，未定价的碳排放和低估的碳价格，以及对研发与示范 (RD&D) 的溢出效益补偿不足，是这里相关的关键市场失灵。Borenstein (2012) 对可再生能源发电的私人经济学和公共经济学进行了出色的讨论。

3.例如，欧洲电力远期市场（如EEX和纳斯达克OMX）的流动性在德国和北欧地区是合理的，但在其他地区则差得多 (ECA, 2015)。

4.参见，例如，英国的国家可再生能源行动计划，DECC (2010)。

5.根据欧盟委员会的计算 (2016b, 第7页)，在”现有措施”情景下，可再生能源在发电量中的份额从2010年的20%上升到2030年的43%。在”现有措施”情景下，2030年温室气体排放量较1990年减少35%，比具有约束力的2030年目标低5个百分点。

6.欧洲电力部门2015年的二氧化碳排放量为9.7亿吨。因此，减排5%将需要减少约5,000万吨二氧化碳，相当于目前欧盟化石燃料发电量的约14%。

7.2016年11月，欧盟委员会公布了”全欧洲人共享清洁能源”的一揽子立法建议，重点关注能源效率、可再生能源和电力市场设计。

8.参见例如Buchan和Keay (2015, 第2章) 关于德国、英国和波兰的能源三难困境。

9.关于学习率估计，有大量且不断增长的文献。文献综述包括Rubin等人 (2015)。

10.关于可再生资源对市场力量影响的更多证据，参见Gowrisankaran等人 (2016)。

11.随着可再生能源份额超过40%，这些整合成本通常会非线性增加 (Hirth等人, 2015)。

12.有关市场整合进展，包括目标电力模型，的最新信息，请参阅ACER市场监测报告。

13.使用容量收费的一个缺点是，对冬季高峰期容量收费可能打击穷人的力度大于富人，因为他们通常更少使用空调但同样使用电暖器。对首次连接固定收费没有这种效应。

14.在英语中，首字母缩略词”DER”有时用于分布式能源。

15.2015年，欧盟乘用车保有量估计约为2.5亿辆 (ACEA, 2015)。

16.在可再生能源义务机制下，供应给最终用户的一定比例的电力必须来自可再生能源发电商，这些发电商通过出售其获得的绿色证书（ROC）来获取收入。

17.来源：CEER (2015)，数据为2013年；此处未加总至100%是因为还有少量其他支持机制。

18.在拍卖中，陆上风电和太阳能光伏的清算价格约为每兆瓦时80英镑（约合110欧元），而海上风电的清算价格约为每兆瓦时115英镑（约合160欧元）。行政执行价格（即政府准备支付的上限）最初设定得高得多，因此实际支付的价格较低主要是由于竞争，而非政府设定的上限。

19.参见Anaya和Pollitt (2015)。

20.如果碳价格仍然偏低，且成员国不愿征收碳价格下限，那么一个可能的”次优”补救措施是对零碳电力提供额外补贴，其数额设定为化石燃料发电的平均碳强度乘以碳价格缺口（低于碳的社会成本），该补贴将随着碳价格缺口的缩小而随时间减少。

21.产出支付使得报出负价以便被调度成为值得的，补贴额（减去任何可变运营支出）越高，越值得报负价，这会扭曲优先顺序，因为断开风能和光伏是无成本的，而断开不灵活的核电站和化石燃料电厂则成本高昂。

22.电力在任何时间和地点的价值并不取决于其来源（化石、核能或可再生能源），但将电力输送到该地点的边际成本应反映输电约束和损耗。

23.虽然这里的讨论涉及一国之内的选址，但存在一个更广泛的问题，即现行规则使得任何成员国很难在更有利的外国地点选址可再生能源，并为其实现本国目标获得信用。

24.一个潜在的抵消因素是公众普遍反对位于陆上的风电设施，例如在人口稠密地区附近。

25.在英美国家，它通常被称为”嵌入式发电”，在欧洲和亚洲被称为”分散式发电”或”分布式能源”，而有些人更喜欢”小规模发电”。

26.在欧盟，“产消者”一词通常用于描述既是能源生产者又是消费者的家庭或企业。

27.原则4是原则3的必要补充，因为如果平均成本远高于边际成本，那么回收固定成本的边际成本定价将导致严重的损失。

28.例如，见Neuhoff等人 (2013) 关于德国的分析，他们发现分配效应显著且相当累退。

29.例如，夏威夷 (2015) 和亚利桑那州公司委员会 (2016)。

30.关于区分和协调区域和节点定价的详细建议，见Greve等人 (2016)。

31.参见Strbac等人 (2014) 和Pollitt (2016) 关于英国输电和配电收费中位置信号的讨论。

32.原则3表明，当系统紧张时，应允许电价上涨到反映稀缺性的水平。可靠性期权是对这一原则的补充，因为它允许高价格出现，但同时通过返还机制防止发电商攫取超额利润。

33.发电商可能仍然希望保留一些预测误差，因为从平衡市场购买或出售可能有利可图，但这是他们可以管理的交易风险。

34.然而，可再生能源在批发市场中需要更有效地管理其风险，这与其他行业没什么不同。大型综合公用事业公司已经拥有进行这种风险管理的交易柜台。

35.更普遍地说，对于规模较小或较新的可再生能源发电商来说，转向更市场化的未来将增加交易成本和风险，因此他们可能会向规模更大的聚合商出售电力。这些聚合商可以自己承担平衡责任，将较小单位的可再生能源聚合起来，以实现平均并管理其总风险。

参考文献

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