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肖琪
近年来，随着可再生能源占比的持续攀升，欧洲电力账单中容量机制等场外机制支出显著增长。场外机制的崛起是电力商品属性从“电量价值”向“系统价值”与“可靠性价值”升维的必然产物，是欧洲为适配高比例新能源系统、保障能源安全的市场化演进。本文将从终端电价构成、容量机制的本质及国内常见误区三个层面，系统解析其内在逻辑。
终端电价的重构：
能源采购成本占比收缩与系统对价凸显
欧洲终端电价正进行结构性重构。在传统化石能源系统中，电价的核心是反映燃料成本的电量价值。随着新能源占比突破临界点，能源成本占比持续收缩，而为保障系统稳定、适配新能源波动性的“系统对价”则不断凸显。德国与法国的实践，分别以“隐性”与“显性”方式呈现了这一转型。
1. 德国：电价作为转型载体，隐性容量保障不可或缺
德国长期坚持“仅限电量市场”模式，但其容量保障以“隐性”方式融入终端电价。2026年初，德国居民电价维持在340-350欧元/兆瓦时。尽管新能源大发，终端用户却未感受到对等降价，根源在于电价构成已发生根本变化。
从2026年德国电价构成来看，终端电价各板块占比呈现清晰的结构性分化：能源采购成本占比已缩减至22%—25%，较2020年的40%以上大幅下降，这一部分的内容对应为市场交易电量价格，是电能本身的商品价值；税费及各类附加费占比稳定在33%—34%，其中包括增值税、电力税、特许权使用费。2022年以前，联邦政府通过征收可再生能源附加费来填补可再生能源标杆上网电价与波动多变的电力批发市场价格之间的成本差额，但是2022年7月这笔费用被取消，转而由气候与转型基金进行相应的财政拨付；电网费与系统成本贡献占比升至30%以上，这部分费用包含为消纳分布式新能源而持续投入的电网升级改造成本（2024—2026年超800亿欧元）、为应对阻塞与失衡而产生的再调度费用，以及为激励可调负荷等灵活性资源所支付的各类对价。这些费用的本质，都是为适配新能源特性、保障系统可靠运行而产生的必要系统成本。
此外，德国通过战略储备机制提供隐性容量保障。2025年，其战略储备容量达8.2吉瓦，补偿费用超12亿欧元。这笔支出虽未单独列示，但已融入系统成本。德国的实践表明，其终端电价已演变为承载减排目标与系统稳定责任的“综合对价”，场外机制的隐性存在是其对高比例新能源系统的适配。
2. 法国：容量价值显性化，核电转型催生市场需求
与德国不同，法国的容量机制高度“显性化”，其发展是系统结构变化催生的必然结果。法国电力系统长期以核电为主导，但新能源的大规模并网正推动核电从基荷电源转向灵活调节电源。这种角色转变使得核电机组的可用性成为一种需要单独定价的稀缺资源——其待命价值无法通过传统电量市场覆盖，必须通过容量机制补偿。
这一补偿需求的深层原因在于，法国核电的成本结构已与历史定价基准发生明显偏离。此前作为锚定价格的ARENH机制（42欧元/兆瓦时）长期被用作核电定价基准，但根据法国能源监管委员会（CRE）2025年9月的评估，2026—2028年法国现有核电的完全生产成本已达60.3欧元/兆瓦时，2029—2030年将进一步升至63.4欧元/兆瓦时。成本与锚定价格之间的缺口，叠加核电角色转变带来的调峰运行，使得核电的“待命价值”无法在仅以发电量计价的电量市场中得到体现。
正因如此，需要对核电进行相应的容量补偿。目前，法国容量机制支付额已超其批发市场总收入的10%，且比例仍在上升。通过容量补偿，核电机组即便在新能源高发导致的低电价时段，也能凭借其提供的稳定可靠性获得充足的现金流补偿。
德法两国的实践共同揭示：新能源高比例并网推动电力系统核心需求从“获取电量”转向“保障可靠供电”。终端电价中“系统价值”与“可靠性价值”占比提升，场外机制正是这些价值市场化体现，是市场认知深化的结果，而非市场弱化。
容量机制：高比例新能源系统的转型支柱
国内一种常见误读是将容量机制等同于行政干预。事实上，通过分析欧盟改革法理与机制运行模式可见，容量机制已成为高比例新能源系统下电力市场的转型支柱，其崛起是市场演进的必然。
1. 欧盟2024年改革：从“例外”到“结构化”
2024年7月生效的欧盟电力市场改革法案（Regulation EU 2024/1747）具有分水岭意义。它正式取消了容量机制的“临时性”标签，将其明确定义为“电力市场的结构性组成部分”，从法理上确立了其市场化地位。这一变革基于客观现实：当新能源占比接近50%（2025年欧盟已达48.7%），传统的日前市场边际成本定价模式已无法满足系统需求。
在新能源边际成本趋近于零的系统中，日前市场价格会频繁跌至负值，导致灵活调节资源无法通过电量市场收回固定投资与运维成本。若无补偿，投资者将失去投资灵活性资源的动力，长期将危及系统供电可靠性。因此，欧盟改革明确，容量机制的核心作用是“保障系统充裕性与灵活性，引导对可靠供电资源的投资，补充电量市场定价缺陷”，其本质是对“可靠性价值”的市场化定价。
在实践中，容量机制主要体现为战略备用与容量补偿两种形式。战略备用通常指由系统运营商直接持有或合约管理的备用资源，仅在系统紧张时调用，作为保障供电安全的最后防线。而容量补偿则是一种更广泛的市场化工具，通过向提供可靠容量的资源支付费用，弥补其因电量市场收入不足而产生的固定成本缺口，从而引导长期投资。
2. 为“可靠性”定价：容量机制的本质
理解容量机制本质的关键，在于认清其定价对象是电力系统的可靠性，即资源充裕性的影子价格。电力商品需实时平衡且难以大规模存储，因此系统既需要电量，也需要容量来保障供电可靠性——即在负荷高峰或新能源骤降时，有备用资源可随时启用。这种“随时待命”的能力本身就是一种具有独立价值的稀缺资源，在传统化石能源系统中，其价值被内含于电量价格中；而在新能源高占比系统中，新能源机组容量价值低，必须通过单独机制为灵活资源的容量价值定价。
逻辑上，新能源占比越高，电量的物理价值就越低（边际成本近零），而“随时待命”的可用性价值则越高——因为系统对备用容量的需求更大，容量资源更稀缺。因此，容量机制支出的增长，是市场在为可靠性这一更高级的产品进行定价，是市场化程度提升的体现，而非市场弱化。
国内对场外机制的认知误区
误区一：容量机制是变相“保煤保气”，阻碍能源转型
事实恰恰相反。欧盟对容量机制参与主体设有严苛碳排放限值（550g CO?/kWh），传统煤电机组（排放通常800—1000g CO?/kWh）根本无法获得容量补偿（Regulation EU 2024/1747），正被加速淘汰。高效燃气轮机虽可参与，但仅作为极端情况下的战略备份，且其运行被严格限制。同时，容量机制正加速流向需求响应和电池储能等低碳灵活资源，成为低碳灵活性转型的孵化器，推动构建“新能源+低碳灵活资源”的新型系统。
误区二：场外机制增多意味着日前市场失效，市场化程度下降
场外机制与日前市场是互补而非对立关系。在新能源高占比系统中，若取消容量机制，为激励灵活资源投资，日前市场峰值价格将不得不飙升至极高水平，导致终端电价剧烈波动，引发社会问题。容量机制通过提供长期容量补偿，降低了灵活资源对极端峰价的依赖，起到了避震器作用，既稳定了终端电价，又为投资提供了稳定预期。欧洲市场实为“长短分治”：容量机制（长期信号）引导投资，保障长期充裕性；日前/实时市场（短期信号）优化实时平衡。这种组合提升了市场整体效率，欧洲实时市场结算间隔缩短、跨境交易量持续扩大等事实，均证明其市场化程度在深化。
误区三：终端电价上涨证明市场化方向错误
欧洲终端电价上涨，主因并非市场化失败，而是新能源系统“全系统成本”的显性化。新能源的“便宜”仅指其近乎零的边际发电成本，但其大规模并网需配套电网升级、储能建设、备用容量等大量系统成本。在传统系统中，这些成本多为隐性或由补贴覆盖。市场化改革使其通过容量费、电网费等渠道透明地反映于终端电价。这实际上是市场的进步，使转型成本清晰化并得以合理分摊，同时引导资本投向电网、储能等关键领域。此外，前期能源危机等地缘政治因素也推高了电价，但市场化机制恰恰帮助欧洲在危机中快速调整、保障了供应安全。
结论：场外机制崛起的全球启示
欧洲终端电价结构变化与场外机制崛起，是电力市场适应新能源时代的必然结果，其核心逻辑在于电力商品属性的升维。
首先，随着新能源规模扩大，其边际成本趋于零，电量价值主导的单一市场模式已无法满足系统需求。未来电力市场将是“电量市场+容量机制”的模式，前者反映电能的物理价值，后者为“可靠性”定价，二者协同实现资源优化配置。
其次，高比例新能源系统的核心需求已转变为保障可靠供电，系统价值与可靠性价值成为关键。场外机制正是这些价值市场化定价的工具，其扩张是市场深化的标志，而非弱化。
最后，成熟电力市场的设计需从“单纯竞争”转向“组合激励”。欧洲构建的“容量机制（保充裕）+差价合约（降风险）+现货市场（优平衡）”组合体系，兼顾了能源转型目标与系统稳定运行，为全球正迈向高比例可再生能源的电力系统提供了借鉴。
编辑 韩晓彤
审核 姜黎
