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内容提要 能源危机的频发预示能源转型之路不会一帆风顺，中国积极稳妥推进碳达峰碳中和进程需要准确把握能源危机、能源转型与电力市场间的关系。本文从理解能源转型进程中的能源危机入手，重点结合欧洲能源危机实际情况，提供理解能源转型进程中能源安全的理论框架和政策分析，指出能源转型的可持续性由转型平衡能力和内生平衡能力共同决定，能力失衡必然造成能源安全隐患，构成能源危机的根源。同时，本文还指出，欧洲能源危机未改变欧洲能源转型方向，反而在加速内生平衡能力的构建，其重点是深化电力市场改革。以理论框架和经验分析为基础，本文还探讨了中国能源转型和电力市场建设的问题和建议。
关键词 能源危机 电力危机 能源转型 电力市场
作者简介 冯永晟（中国社会科学院财经战略研究院）
刊 期 2022年第5期
中国正在积极稳妥推进双碳目标的实现，能源转型是实现这一目标的决定性力量，而推进能源转型的关键前提是确保电力的安全供应。伴随着清洁能源替代和终端电能替代的持续推进，电力安全已经逐渐成为能源安全的核心内容，并构成经济安全和国家安全的战略基石。近年来国内外频发的能源电力危机，无不在提示准确把握能源转型内在规律和演进逻辑的重要性和紧迫性。本文将从能源危机入手，提供一个理解能源转型进程中政策选择的理论框架，并进一步说明电力市场在能源转型中的作用，从而为中国提供相关启示和建议。
一、从能源危机看能源转型——新理论视角
近年来，国内外能源电力危机事件频发。2020年 8月美国加州出现大范围停电事件；2021年2月美国德州受极寒天气冲击爆发电力危机；2021年年中到下半年，中国多省区出现大范围拉闸限电；2022年7—8月，中国四川省出现严重持续限电；2022年，澳大利亚因电价持续高涨导致现货市场交易暂停结算；2021年第二季度欧洲出现天然气危机，气价推动电价快速上涨，2022年受俄乌冲突和持续高温影响，电价于7—8月间攀出历史高位。
能源电力危机频发背后虽然有新冠肺炎疫情及全球供应链恢复缓慢（伴随需求恢复）的影响，但是，若没有疫情冲击或供应链快速恢复，电力危机是否就不会出现？在笔者看来，疫情只是加速了能源问题的暴露，加剧能源电力危机的后果，能源转型本身的问题更值得关注。
（一）能源转型理念的缺陷——被隐藏的“系统”
世界范围内，无论是在理论界还是政策界，对能源转型逻辑的理解普遍存在不同程度的缺陷。但毫无疑问，能源转型的基本目标之一是推动能源结构的调整，特别是推动化石能源退出，同时推进可再生能源的发展。转型进程中的能源供求平衡，将从根本上决定目标实现的顺利程度。
然而在政策语言体系下，能源转型的概念往往掩盖了“能源系统转型”这一基础内涵。能源系统转型首先立足于能源的系统性，多能源品种、多能源技术结构之间存在相互依存、互为支撑的基本经济关系，并依托于这种基本关系的某种组织形式，从而发挥出满足经济社会能源需要的功能，否则不成为一个“系统”。而且这种系统的变化本身也具有内在的规律（Meadows，2022），因此，审视能源系统转型必须具备整体的、关联的、动态的视角，否则将使能源转型的相关政策出现系统性缺陷。
无论是基于化石能源的可耗竭性，还是基于环境保护和气候变化的考虑，现有的能源转型政策基本都会提供一个关于未来的设想。在这个设想中，未来的能源结构具有一个比较清晰的特征，即清洁能源占主体地位，发挥主导作用。但在系统论视角看来，这种对结构的定义反而是（相对）最不重要的，更重要的是连接和功能。
不妨进一步思考，能源转型提高清洁能源比重对未来经济社会发展的功能是什么呢？简单来说，就是安全地满足经济社会的能源需求，这一点实际上与100多年前Jevons（1885）研究煤炭问题时的初衷完全一致，可以说几乎没有变化。只不过，社会对“安全”的理解因技术进步、经济增长和社会发展而丰富了内涵，比如在化石资源可耗竭之外，会更多考虑环保和气候影响等。
对功能的理解会决定能源转型政策是否会关注到能源系统要素间，即能源品种、能源技术以及经济主体间的真实关系。这种真实关系不仅仅是技术层面的关系，更重要的是经济层面的关系。然而问题就在于，各国或地区的能源转型政策均过度着眼于结构的调整，而忽视了功能的导向，从而导致相关政策过于关注技术关系而轻视经济关系，进而导致无论是化石能源退出，还是新能源刺激，在能源结构表现出明显变化之时，反而使能源系统保障能源安全、支撑经济发展的潜力受到损害，承受外部冲击的能力也被削弱。实际上，频现的电力危机恰恰是能源转型政策深层缺陷的表现。
（二）能源间经济关系再认识——正确的着眼点
在能源转型进程中，清洁能源替代化石能源无疑是基本要求，不过大力发展清洁能源、加速退出化石能源，并不代表能源转型处于最优甚至是合理路径上。很遗憾，认为能源转型就是一增一减的简单认识，往往是基于不同能源品种、不同能源技术间的物理特性，而过度关注于结构调整政策，忽视了基于其经济关系的体制机制建设。
技术替代不代表经济可行、安全可靠。现实的替代，需要依靠各类经济主体的经济行为来实现，无论资源经济体制、配置机制如何，都会面临成本收益的权衡。因此，最优替代模式和转型路径还需要充分考虑能源间的经济替代或互补关系。能源间的经济关系会受资源禀赋、技术成熟度、产业规模、历史路径、制度背景和外部环境等诸多因素的影响。这些因素决定了能源品种和能源技术间真正成本收益表现，从而决定经济社会能源需求能否得到有效满足，也就是，能否发挥出能源转型的功能。如果忽视这些因素，而过度关注于结构的变化，那么现实政策很可能偏离于最优转型路径。
现实也确实表现出这种偏离的迹象。转型进程中能源间的经济关系，并未或难以充分表现出绝对的替代关系，反而可能存在互补性。史丹等（2022）研究发现，可再生能源、化石能源和碳排放之间，整体上并没有呈现出显著的替代关系，反而为互补关系。在这种情况下，加速替代反而会促使转型成本加速提升。如果能源市场、碳定价机制无法准确反映这种成本变化关系，那么最终的结果是，安全高效的能源需求保障将面临巨大风险。当然，学术界目前仍缺乏针对国外情况的研究，但在笔者看来，这种情况仍可能是当前全球范围的一种普遍现象，至少对大国或地区而言。
关注能源间经济关系，可以准确把握清洁能源发展的潜力，以及化石能源退出的底线。当能源转型政策忽略能源间潜在互补性，而过度推进能源替代时，其实是在人为夸大清洁能源转型潜力，同时压低化石能源退出的底线。这种表面的“替代”根本上产生的是一种不经济的“挤出”效应，而非最优的“替代”效应，供求失衡必然出现。
当然，这绝非是说不要推进能源替代，而是指出能源转型的出发点绝非是发展何种能源和技术，同时抑制何种能源和技术；而是要着眼于改变不同能源间的替代 /互补关系。那么如何才能调整政策的出发点呢？这就需要回到决定能源转型政策选择的根本点——理解能源系统的变化特征，及推动变化的决定力量。
（三）能源转型与能源安全——新的理论框架
无论能源转型的初始驱动力是化石能源的可耗竭性，还是仍存在争议的全球气候变化，我们都大可以将能源转型视为一种必须的行动。于是，在这个前提下，化石能源枯竭和气候风险都可以被视为能源转型的约束条件。可以设想，化石能源耗竭可以被规避，气候变化风险可以被适应和应对，但能源永远是经济社会正常发展的基本投入，毕竟回归到最抽象的物理层面，任何活动都是能量的交换。从这个角度讲，把能源转型视为环境保护和应对气候变化的手段，本身可能导致阶段性的环保气候政策扭曲长期能源转型路径的风险。
在能源转型中，统御环境与气候的综合能源安全观似乎更加重要也更为现实。如前所述，能源安全从Jevons（1885）研究煤炭供给开始就是能源政策的核心议题。不过，能源安全的内涵时至今日都在不断演变，延伸出多维内容。Ang等（2015）通过对2001—2014年能源安全相关文献的梳理，归纳了能源安全7个维度，即能源可获得性、基础设施、能源价格、社会影响、环境气候、能源治理和能源效率。这也反映出，能源安全汇聚了能源转型进程中的最根本的考虑。
能源安全的多维性导致各国或地区能源政策的取舍往往在促进一个维度的同时削弱了另一个维度（ Sovacool and Brown，2010），出现所谓三元悖论或不可能三角等理论。为推动能源转型，各国政策制定者也十分注重兼顾多元目标，比如中国现代能源体系建设目标定位于清洁、低碳、安全、高效；欧盟2022年出台的REPowerEU方案将目标定位于可负担、保安全、可持续等。但现实的挑战是，构建起兼顾多元目标的政策体系并不轻松。目前，各国或地区能源转型政策的多元目标仍缺乏统一的逻辑来协调，所以也就难以保证能源转型在确保能源安全的前提下顺利推进，能源电力危机频现也就不足为怪了。
那么如何理解这种挑战呢？这需要从能源系统转型的功能视角和变化特征来考虑。能源系统的基本功能是安全地满足能源需求，在能源转型进程中，更注重动态地维持供求平衡。而这种功能需要能力支撑，即内生平衡能力和转 型平衡能力两种能力。
内生平衡能力指能源系统适应未来能源供求变化的主动平衡能力，这是能源转型进程需要打造的增量能力。一国或地区往往会依托资源禀赋开发、能源系统升级、体制机制改革和国际贸易投资，来增强内生平衡能力，从而形成持续的转型动力。转型平衡能力则是指能源系统摆脱传统能源供求模式的风险承受能力，这是保持传统系统稳定性的能力，即一国或地区依靠既有资源禀赋、能源系统、资源配置机制和外部贸易等承受转型时期外部冲击，保持经济社会平稳发展的能力。这一分类与WEC（2008）对能源安全含义的两种理解不谋而合。
实现可持续能源转型，需要经济社会兼具这两种互为支撑的能力。如果将能源转型形象地比喻为过河，那么可持续能源转型就表示航船既需要航行动力，也需要压舱石。这恰是中国能源政策话语体系中常见“压舱石”的原因。
近20年以来国内外能源行业确实发生了巨大变化，可再生能源比重不断提高，新能源技术不断创新，电力系统在能源转型中的作用愈发突出，适应新能源特性的资源配置机制不断调整，能源投资贸易条件也在快速变化。但尽管如此，这些变化是否足以支撑能源转型位于合理路径上的判断呢？
要回答这个问题则需要理解能源转型的阶段及相应的能力需求。在笔者看来，能源转型可分三个阶段。第一阶段是探索期，这一时期的内生平衡能力孱弱、转型平衡能力发挥更大作用。可再生能源的发展主要依靠系统外的产业、财税政策，其消纳主要依靠传统电力系统提供的边际“电量”空间。第二阶段是加速期，这一时期的内生平衡能力快速增强，但转型平衡能力容易受到制约。伴随着可再生能源的规模增长、技术进步，外生政策支持难以为继，各国必然探索市场化之路，相应的发展侧重点逐渐从“电量”导向转向“容量”导向，也就是说，从让传统系统去接纳可再生能源，转向让可再生能源去支撑电力系统。在这一阶段，转型平衡能力极易受到针对化石能源的“减法”政策的影响。第三阶段是成熟期，这一时期的内生平衡能力将构建起清洁能源占主体地位、发挥主导作用的电源结构，转型平衡能力需求保持在可承受的低限水平，相应地，能源转型目标接近成功。
尽管理论上可以区分三个阶段，但要在现实中清晰划分各国所处的实际阶段，还需依靠系统的评估研究（这是一个重要的研究议题）。不过在笔者看来，世界主要经济体仍处于从探索期向加速期过渡的阶段。相应地，支撑内生平衡能力增强的体制机制仍不健全完善，如何依靠竞争与规制力量，构建可再生能源摆脱政策扶持的发展模式，仍面临许多不确定性，这构成了对转型平衡能力的潜在需求。然而，这种潜在需求容易被一些误解所掩盖，因此有必要澄清几个基本判断。
第一，可再生能源、储能等技术的平准成本学习曲线并非持续下降，而是可能呈“U”型曲线特征变化。未来成本学习曲线会受到关键金属，甚至常规金属市场（铁、铝）形势的显著影响。某种程度上，能源转型是在用更多依靠化石原材料的技术路线来代替更多依靠化石燃料的技术路线，只有在比较逻辑下，才能准确把握转型路线的真实技术成本。
第二，可再生能源并未改变电力系统的物理特性，其出力会给系统内其他用户带来必然的外部性影响，因此，缺少将外部性内部化的机制，并不应被看作是可再生能源的竞争优势。即便相关成本没有归到可再生能源头上，但增量系统成本终会由用户承担。同时，支撑高比例清洁能源的电网系统需要大量投资以实现扩容和升级，且不会因为其规模经济性、范围经济性而降低，系统总成本终归同样由用户承担。
第三，认为大力发展可再生能源会“线性地”增强能源独立的能力，其实是一种机械的观点，会严重低估地缘政治等外部因素对能源转型的冲击。尽管可再生能源所依赖的资源禀赋会减少对化石能源资源的对外依存度，但同时也在增加自主平衡的难度。扩大资源配置范围、发展分布式能源等均有利于增强能源独立，但这些路线都极大依赖于体制机制、模式业态的制度创新，而这恰恰仍是能源市场与监管的短板。因此，针对转型平衡能力的清晰功能定位和政策支持是十分必要的。
在明确了以上几个判断之后，我们似乎可以得到这样一个结论，目前的能源转型政策可能实际上并非真正绿色低碳。现实的政策成本有可能会高于合理水平，比如作为转型先锋的德国实际上是在光照资源并不丰富的基础上建设了第一代光伏系统——但这实际上并不算绿色政策（Tirole，2017）。其根源就在于转型进程中动态供求平衡能力的失衡，扭转这种局面需要明确能源转型的阶段性，准确认识内生平衡能力和转型平衡能力的关系，从而形成高效实现能源供求平衡的合力。
（四）理解欧洲能源危机的根源——能力的失衡
2022年下半年，欧洲电价不断蹿出历史高位，令人咋舌的高电价一时吸引了全球目光。虽然2022年俄乌冲突无疑是加剧危机的重要外部因素，但欧洲能源转型本身的问题才是根源，实际上，俄乌冲突之前的2021年，严重天然气与电力危机就已经出现。
我们不妨先回顾一下欧洲2021—2022年能源危机的直接原因：第一，作为一个引致因素，欧洲在2021年年初经历极寒，各国的天然气储备水平处于低位；第二，恰在此时，欧洲和全球经济从新冠疫情冲击中强劲复苏，带动天然气需求激增；第三，与需求激增不同，全球供应链恢复缓慢，全球LNG运力严重紧张，运费高涨致一船难求；第四，雪上加霜的是，欧洲自有气源加速枯竭，最大天然气进口来源国俄罗斯又大幅削减对欧出口。进入2022年，受俄乌冲突影响，作为对俄罗斯的制裁，欧盟主动减少对俄天然气的进口，同时，俄罗斯也策略性地实施断供，导致欧洲的能源危机愈演愈烈。
进入2022年，能源危机的重心开始逐渐从天然气转向电力。虽然2021第4季度的气价和碳价已经推高电价，但多数国家预期电价将在2022年初恢复正常，仅采取了临时措施以缓解高电价对消费者的影响。然而，俄乌冲突打破这一预期，天然气价格高涨持续推动电价高涨。同时，多重因素进一步加剧电力危机：第一，西欧国家的常规电源已经退役或封存，包括煤电、核电和气电等；第二，法国的核电可用水平持续低位；第三，由于普遍干旱，从斯堪的纳维亚半岛到伊比利亚半岛，水力库容均处于历史低位；第四，莱茵河低水位加剧了内陆燃料航运困难；第五，遭遇风电和光伏的低出力期；第六，极端高温加剧用电需求。
这些直接原因背后应映出，一方面，欧洲推进能源转型的主动平衡能力仍远不足以保证欧洲能源的需求。实际上， WEC（2008）就预警了欧洲面对能源危机的脆弱性。但经历十年多转型的欧洲，仍未摆脱这种脆弱性。比如德国的电力保障能力在持续下降，2023年之后肯定会从电力净出口国变成进口国；从中期来看，整个欧洲也将缺乏足够的发电能力（Pflugmann et al.，2019）。同时，欧洲电力市场设计仍存在明显缺陷，比如天然气发电机组作为定价边际机组，市场缺乏针对高电价的合理上限规制，缺乏中长期交易的风险对冲工具。另一方面，欧洲的转型平衡能力存在明显短板，在严重依赖俄罗斯天然气进口的同时，片面强化目标引导，而轻视过程风险管理，从而加速退煤、退核，造成一次能源供给缺口风险。
（五）理解能源危机的应对——能力的重塑
在理解欧洲应对能源电力危机的措施时，首先需要把握两个出发点。第一，能源转型是不可逆的。尽管气候变化问题仍存在“真伪”之争，但即便气候变化只是地球正常变化的一部分，也不能忽视频发的极端气候给能源系统带来的影响；同时，化石能源的可耗竭性也终将无法回避。第二，欧盟推进能源转型是其最高层次的战略选择。欧盟争做全球气候变化领域的领导者，积极在国际经贸合作中引入环境条款，努力推动碳边际调节机制，凡此种种，均是在打造新的国际竞争优势。这一战略选择背后的现实是，相对于美国的高科技优势、中国的制造业优势、俄罗斯的资源优势，欧盟除绿色低碳优势外，别无更好选择。
在这个前提下，欧盟的政策着眼点将必然置于内生平衡能力和转型平衡能力的培育上，从而使能源转型尽快进入加速期。那么事实如何呢？
2021年7月，欧盟提出了“达标55（Fit for 55）”一揽子方案，其中，能源领域政策占重要部分，而提升可再生能源占比则是主要方向。2022年5月，欧盟委员会重点完善了能源领域的应对方案，即REPowerEU计划。该计划包括三项主要内容：一是促进节约能源，将 Fit for 55确定的能效目标从9%提高到13%；二是促进清洁能源发展，将 Fit for 55确定的可再生能源发展目标从40%提高到45%，装机容量目标提高20%，其中的重点是海上风电；三是促进能源供给多元化，特别是扩大化石能源的来源。
鼓励能源节约，实现化石能源供给的多元化，其政策落脚点是增强转型平衡能力。相应地，欧盟对化石能源的态度也更加务实，比如将天然气和核能定位于“转型能源”，德、意及部分东欧国家考虑推迟退煤进程，同时欧盟也认可成员国可以在符合欧盟气候目标的前提下使用煤炭。根本上，这是欧盟重新审视能源间真实经济关系的结果。
加码可再生能源发展目标，则旨在增强内生平衡能力。当然，内生平衡能力关键取决于电力市场的完善，因为这是支撑可再生能源发展的基础资源配置机制。面对天然气价格对电价产生的成本传导压力，欧盟也高度关注欧洲统一电力市场的设计缺陷。危机凸显出欧盟统一电力市场的最大问题：缺乏合理的价格上限规制，缺乏长期风险管理工具，缺乏短期应急干预政策。因此，欧盟也将电力市场的完善作为增强内生平衡能力的重要努力方向。
二、电力市场与能源转型
电力市场在能源转型中的作用愈发重要，相应地，能源危机的影响最终会体现在电价上。电力市场如何应对能源转型的要求和能源危机的冲击，仍面临许多政策上的争论，这在欧洲能源电力危机应对中反映得十分明显。实际上，在本文写作之时，欧盟和成员国都已经或正在提出评估和改革欧洲统一电力市场设计的建议
（一）能源转型对电力市场的影响
推进能源转型进程中，电力市场的容量资源会因转型要求而区分为两种：逐步淘汰的化石能源电源和面向未来的清洁电源，主要是风光等可再生能源。可以说，能源结构的调整，将主要由电源结构的调整来实现，相应地，电力市场便成为促进能源转型的核心平台。
1.可再生能源与边际成本定价
在各国普遍推进电力市场化改革的背景下，竞争性电力市场的边际成本定价逻辑有利于促进可再生能源发展。在边际成本定价下，系统供给曲线由各类电源的短期供给曲线按优序原则形成，由于可再生能源发电的零可变成本或运行成本，可再生能源发电天然地处于优先出力的位置，煤电或气电机组充当边际机组决定市场出清价格。相应地，煤炭和天然气价格很大程度上就成为决定电价的关键因素。同时，可再生能源发电由于处于次边际位置，因而能够获得市场出清价格带来的稀缺租金以回收资本成本，这就为可再生能源发电投资提供了回报预期。
理论上，零运行成本的可再生能源在边际成本定价的电力市场中，能够获得相对于其替代对象的成本竞争优势，加之考虑碳排放成本之后，煤电和气电的成本劣势又会被进一步放大，客观上更加有利于可再生能源对煤电和气电的替代，进而实现对煤炭和天然气的替代，因此，边际成本定价客观符合且能促进能源转型的趋势。从这个角度上讲，现代竞争性电力市场的基础定价逻辑与能源转型的目标完全一致。
那么问题产生了，为什么在可再生能源快速发展的背景下，零运行成本发电比重越来越高，而全球各地却频现高电价呢？
在能源转型进程中，一个容易被忽视的变化是，电力市场与燃料市场的上下游供求关系在发生变化。理论上，电力市场保持合理电价范围的隐性前提是，上下游的价格传导和信号反馈顺畅，燃料市场能够根据发电商的燃料需求适时调整，从而实现动态平衡。在这一前提下，燃料成本在电力供求紧张时的稀缺电价中的比重是比较小的，相应地，高电价更多是回收发电容量的固定成本，传递容量稀缺的价值信号。
然而，在转型进程中的电价与化石能源价格间的传导反馈正受到众多确定性因素的影响，从而改变电力部门对化石燃料的需求特征。比如，化石能源电源提供稳定、灵活调节容量的能力，可能降低电力部门对化石燃料的需求价格弹性，当然，储能技术可能会提高这一弹性，但技术成熟度、成本竞争力等因素仍在很大程度和较长时期内制约着这种效果。同时，气候目标和化石能源退出政策提供的预期，又会抑制化石能源部门的潜在供给能力。于是，低需求价格弹性和低供给能力的组合，便极易推高化石能源价格。这便是中国在2021—2022年出现限电问题的一个深层原因。同时，传统化石能源供求关系，原本就深度植根于全球投资贸易格局之中，受到地缘政治深刻影响，一旦化石能源贸易受到地缘政治事件冲击，那么化石能源价格高涨就是必然的反应。
2.理解危机下的高电价
那么，当电价灵敏地反映了以化石能源价格为主的可变成本变化（无论是转型导致的，还是外生冲击导致的）时，我们应该怎么理解这时的电价呢？这个问题的答案，是正确选择能源危机应对策略的基本依据，需要从三个方面来理解。
首先，可变成本比重畸高的电价，本身并不代表电力市场定价机制存在根本缺陷，反而在一定程度上，是电力市场保障供给安全的一种体现。设想一种极端情形，如果经济社会的承受力足够高，且一次能源市场没有失当的干预政策，电力市场竞争和规制均有效，那么高电价终会引导上下游市场供求关系回归正常。当一次能源市场供给受到政策过度抑制，或者受到具有永久性影响的外部冲击时，电价如果不能反映这种变化，那么电力市场的问题可能更大。实际上，当电价能够反映这种变化时，用户至少可以在生产生活决策中具备明确的判断依据，从而避免被动限电造成的更大损失。比如欧洲虽然经历了电价高涨，但用户被强制限电的事件其实非常少。从这个角度讲，显性化的高电价还是保护了很多用户。
其次，可变成本比重畸高的电价，是电力市场潜在风险真实发生后带来的结果，反映出电力市场必须具备风险管理机制和工具，无论是针对发电商，还是针对售电商和用户。对发电商而言，发电成本波动风险会十分巨大；对售电商和用户而言，购电成本波动风险同样十分巨大。当可变成本构成高电价的主要组成部分时，电力市场应该提供的是能够规避或减轻这种风险冲击的工具，同时，提供对特定用户群体的保护政策。如果没有这种市场化的避免工具或规制政策的干预，那么这种高电价对经济社会的冲击将十分剧烈，正如欧洲电力危机的情形一样。同时，这种风险管理的理念本身应该是渗透在电力市场设计之中的，比如批发市场和零售市场的价格上限就是一种控制价格水平和不合理传导的有力工具，而欧洲却是缺乏的。
最后，即便存在风险管理机制，可变成本比重畸高的电价也可能通过其他途径，冲击经济社会。当高电价长期持续时，即便电力市场设计仍不完善，产生高电价的根源也必然不在电力行业内部。电力市场可以抑制畸高电价，也可以规避或缓解高电价的冲击，但根除恐怕要依赖于超越电力部门的系统应对措施。比如，澳大利亚的现货市场虽然设有两级批发市场价格上限的“安全网”，但仍未能阻止其在2022年6月份的暂停，事实上，过低的二级限价反而成为加剧危机的因素，但造成这种情况的主要原因仍在于一次能源的紧缺。此外，也不排除一种高度极端的可能，即危机的影响如此深刻，以致电力市场须要采取计划定价和配给机制，但如果这种情况出现，也基本预示着能源转型和正常发展的中断。不过，从近半个世纪的经验来看，推进市场化改革仍是最根本的应对。
（二）欧洲电力危机及其应对
欧洲电力危机带来的最大冲击是企业居民的电费负担持续高涨，引发社会反应。大致可以梳理出以下几个方面：认为欧洲统一电力市场的定价机制是造成电价高涨的重要原因，因此主张改革基础定价机制，从统一定价转向按标支付；认为电价上涨的主要推动力是天然气价格失控，因此主张推动天然气价格与电价脱钩，实施批发价格上限规制；认为批发电价向终端电价的传导不受控制导致用户电费飙升，主张施加零售价格上限；认为欧盟电力市场长期交易缺乏灵活性和保障，主张强制拍卖长期合同或实施；认为部分能源企业（一体化企业和可再生能源企业）因高天然气价格获得丰厚利润，而用户电费（天然气费）负担加重，主张对相关企业征收暴利税并补贴电力（天然气）用户等。结合上一节的内容来分析部分主要观点，分三个方面。
1.直接干预天然气市场
虽然欧洲电力危机同时存在供求两方面的因素，但整体上仍属于典型的一次能源危机。正是注意到这一点，EC（2021）提供了应对能源价格持续上涨的干预政策工具箱；EC（2022）又提供了更多政策选项，以应对俄罗斯断供天然气后的更大影响。EC（2022）认为，天然气高价才是高电价的根源，解决高气价才有助于解决高电价——这一判断无疑是正确的。一次能源危机意味着，首要政策选项在于加强应对天然气危机的举措，具体来说，一方面要抑制天然气价格的短期波动；另一方面就是扩大天然气的短期储备和长期来源，平抑长期气价走势。
（1）直接干预天然气价格
如果政府能对天然气价格实施规制干预，那就没有必要对电力市场实施干预（ Batlle et al.，2022a）。干预的方向是推动气价与电价脱钩，不过，所谓的“脱钩”并非追求极端的“不相关”，而是限制气价向电价不受约束地传导。有两种政策选项：一种是施加天然气价格上限，从而限制天然气价格向电价传导的程度；另一种是对燃气发电厂提供天然气价格补贴，稳定电厂的天然气投入成本进而稳定电价。
尽管在本文成文之际，欧盟层面尚未出台此方面的确切措施，但在笔者看来，这将是欧盟的首选政策。值得注意的是，在欧陆各国普遍电价高涨之际，原本作为欧洲高电价地区的西班牙和葡萄牙的电价却维持在相对低位，背后原因就在于两国的燃气电厂一直享受政府补贴，从而保持了低投入成本；同时在其他国家电价持续高涨之际，两国切断了与相邻法国的电力交换，避免了本国用低成本电价补贴他国用户。
（2）推动天然气增储扩源
这一措施实际上是，政府直接干预短中期供给能力，为天然气价格稳定奠定基础和提供预期。直接效果是扭转经济社会对气价持续上涨的预期——增储扩源水平越接近目标，价格越趋于稳定。很明显，这种措施正是前述的重塑转型平衡能力。当然，这种定位于短中期的措施如何影响长期平衡，仍将面临不确定性。至少由于天然气来源的变化，管道天然气流向将会出现变化，而且电力系统基础设施的规划投资需要与 LNG接收站的布局和规划等相适应。
2.缓解现实的电费负担
针对危机根源施策是一方面，控制危机的影响同样非常重要。电价的持续高涨，不仅直接影响社会生活生产，特别是加剧居民负担，而且还会引发收入分配问题进而影响社会稳定。从这个意义上讲，危机下的分配效应才是短期政策干预应该关注的焦点。切实减轻用户，尤其是居民电费负担需要采取三个方面的措施：一是抑制电价上涨趋势，控制用户向能源企业的财富转移；二是降低税率，如能源税、增值税等从价税，减少用户向政府的财富转移；三是直接补贴用户，特别是居民用户，但需要解决资金来源问题。
（1）直接干预电价
针对第一个问题，实施天然气价格上限管制和电价上限管制都会发挥一定作用，其中电价上限管制又分为批发电价上限和零售电价上限。其中，直接管制零售电价对中小用户而言或许更为直接。实际上，虽然欧洲普遍推行零售竞争，但许多居民用户仍适用规制电价，这些电价会随批发电价调整，但调整方式受到规制，这类似于中国目前的电网代理购电。规制电价的好处是有利于用户避免批发电价快速上涨的影响，但如果调整频繁，那么用户同样会受到明显冲击，所以很多国家控制或降低了调整频率。在危机时期，扩大规制零售电价的覆盖范围无疑是针对特定用户的有效方式。
零售电价上限是为零售竞争设定的范围，目前欧洲大部分国家都缺乏此类机制。有意思的是，英国实施了零售价格上限以约束用户的最高能源支出，但这给能源供应商带来风险，在2021年危机期间，许多供应商因气价向零售价格传导受限而破产。2022年8月，英国能源监管机构Ofgem宣布，由于能源市场出现危机，将更加频繁地调整电价上限，每三个月一次。
就批发电价上限而言，尽管欧洲各电力交易所都设有报价限制，但其初衷是控制市场势力，缺乏引导市场长期均衡的功能，这与电力库市场模式的规制逻辑有所差异，比如美国电力现货市场价格上限还承担保障系统可靠性、传递投资信号的作用。当然，这与欧洲电力市场的特征有关，由于采用双边交易模式，欧洲电力交易所内的交易并不考虑系统约束。实际上，即便2022年8月欧洲出现高于1000欧元 / MWh的电价，也远低于交易所的价格上限，比如 EPEX Spot的日前价格上限为3000欧元 / MWh，日内市场价格上限为9999欧元/MWh，实际高价不过价格上限的 1/10而已。这也反映出，电力危机的 严重性绝非因为电价偏“高”，而更多地在于较高电价的持续期过“久”。
（2）财政税收政策
电价的“高”和“久”给能源企业带来丰厚利润，并持续增加了用户的从价税负，导致电价引发的收入分配问题日趋严重，甚至恶化。在这种情况下，承担收入二次调节功能的财税政策必然登场。一方面，要减少用户与能源相关的直接税负，比如能源税、增值税等；另一方面，要增强针对能源企业利得的征税，并相应增加对用户的补贴。实际上，对能源企业的丰厚利润（Windfall Profit）征税作为应对危机的举措，不乏先例。美国在20世纪70年代石油危机之后的1980—1988年就一直征收暴利税，英国也20世90年电力私有化进程中征收暴利税。暴利税本质上属于所得税，并不影响电力市场正常运行，同时还能提供补贴用户的收入来源，有利于收入调节和社会公平。因此，在笔者看来，暴利税和用户补贴将是欧盟各国平抑危机影响的关键且普遍的政策。而且，可能是负作用最小的措施（Batlle et al.，2022b）。在成文之际，一些国家，如德国等已经开始征收暴利税。
当然，暴利税的税率、持续时间等政策要素都需谨慎设置，以防严重抑制投资需求。同时，为了抵销负面影响，进一步加强市场融合、开放市场准入、消除市场壁垒、提供投资机会也将是重要的政策方向。
3.探索电力市场改革方向
历史上，无论何种原因引发电力危机，似乎都会伴随电力市场改革的呼吁和建议，比如20年前的加州电力危机。当下的欧洲电力危机也是如此。在这里，笔者主要讨论两个问题。
（1）电力市场的底层定价逻辑是否需要调整
前面已经分析了边际成本定价逻辑问题，之所以还会出现这种观点，当然有现实的原因，因为危机给人一种印象：虽然可再生能源发电成本很低，发电比重不断提高，但是用户电价负担却并未因此得到控制，那么一定是定价机制出了问题。所以就有观点很自然地将目光转向边际成本定价或统一定价机制，并主张脱离边际成本定价，其理由是，一方面，可再生能源的成本特征是资本成本高，但运行成本为零；另一方面，高运行成本的气电价格，在电源结构和出力结构中的比例在缩小，仍将其作为边际机组确定市场价格，使得电价并没有充分反映成本结构的变化。
但事实果真如此？答案显然是否定的！边际定价发现的是电力系统满足用户用电需求的系统成本，背后是把可再生能源发电和化石能源发电作为一个整体，体现了电力系统的“系统”特征。如果市场结构充分竞争，那么天然气价格会充分传导到电价中去，这也是定价机制在发挥作用的表现。从这个角度讲，对电力市场定价机制的评估须从两个层面来把握：第一，电力价格能够灵敏反应成本变化，是电力市场设计的初衷；第二，当成本上升大大超越社会对电价的支付意愿和能力时，电力定价机制也只不过是一种经济信号的传递方式，而非问题的根源。
当然，这并非是说包括欧洲电力市场在内的各国电力定价机制均是完美的，而是说，边际成本定价的基础逻辑并没有问题。实际上，统一定价的优势在众多理论文献中已经得到证明（Kahn et al.，2001；Pototschnig et al.，2022；Stoft，2002；Tierney et al.，2008），ACER（2021）在对欧洲电力市场的评估报告中也重申了统一定价相对于按标支付的优势，特别是，统一出清的电力市场设计有助于促进清洁能源技术的发展。也就是说，欧洲电力市场的基础定价逻辑是没有问题。当然，这也并非否认按标支付的优势，只是其适用往往需要具备相应条件（Akbari-Dibavaretal.，2020）。在现实中，英国确实正在谨慎考虑这种可能性（DBEIS，2022）。
与这种主张相联系的另一种主张是，将统一的电力市场重新划分，分别采取两种不同的定价机制：可再生能源按平均成本定价；而稳定电源则按边际成本定价。实际上这是从不同容量特征的维度来划分市场，在笔者看来，这并非是应对危机的合理选项，反而是前期可再生能源补贴导致的后遗症。补贴政策以发电量为标准，可再生能源发电越多，得到补贴越多，对批发电价的压制效果也就越明显，从而引发可再生能源发电对批发市场电价的“蚕食”效应。然而，当补贴退出后，被压低的批发电价反过来会抑制新能源投资。这种市场划分虽然能够为可再生能源投资提供稳定的回报预期，促使可再生能源合同的用户在高电价时期降低用电成本，但由此产生的另一个隐患是，在可再生能源越来越需要主动承担系统平衡责任的背景下，这种定价机制很可能无法为可再生能源投资提供准确的投资信号。
实际上，对可再生能源发电而言，尽管其成本结构相比常规电源确实有巨大差异，但这种差异并没有改变可再生能源发电作为稀缺性商品的本质，也无法构成颠覆边际成本定价机制的理由。实际上，边际成本定价不仅要求电价反映成本结构（明确成本结构需从“系统”视角理解，而不宜过分强调可再生能源的零可变成本），还要考虑，边际成本定价实现了配置（用电）效率和动态（投资）效率。如果只考虑可再生能源的成本结构，那么又要靠什么去激励需求侧响应和新型储能等主体的参与和投资呢？
（2）电力市场改革的真正挑战
边际成本定价的逻辑没有问题，并不代表将这一逻辑转化为现实市场设计会轻而易举，实际上对当下而言，现有市场设计仍远不足以充分适应能源转型带给电力系统的影响。欧洲的电力危机是这种影响的一种极端爆发，其他地区频发的电力危机则表明这种影响具有普遍性。
增强电力市场的风险管理能力无疑是完善电力市场设计的重点。可再生能源的迅速发展与常规化石电源的退出（无论是激进还是逐步），正在加大电价的波动性，对投资者和用户等各类市场主体而言，这意味着市场交易风险增大。因此，要实现有效的交易和投资，风险管理就必须成为市场设计的基本考虑。对欧洲而言，可再生能源进入市场主要通过欧洲统一市场的现货市场耦合来实现，从不断加强日前市场耦合到日内市场耦合，但目前来看，转向能够提供更好的中长期风险管理的市场交易和合同安排，将是一个确定性方向。
ACER（2021）对完善欧洲电力批发市场的分析中特别强调了容量投资激励和风险管理的重要性，其中容量投资源激励又包括灵活性资源的激励和低碳电源的激励。适应这种要求，ACER认为应该加强长期市场交易的培育，比如鼓励更多市场主体签订长期PPA；同时完善适应可再生能源特性的支撑机制，比如CFD等，促进远期市场的流动性，并破除限制市场协调的非市场壁垒和政治障碍等。Pototschnig等（2022）同样强调了对冲价格风险、保护弱势消费者、确保资源充足性的重要性。
风险管理、用户保护和容量保障彼此之间紧密相关，它们之所以表现为挑战，根源在于电源结构，即不同技术特性的电源容量正在经历根本性结构变化。从这个角度来讲，解决所有问题的出发点首先要从容量维度出发，通过电力市场设计，构建起一种能够有效引导投资、管理风险和保护用户的电力市场，这恰恰是在通过推动电力市场建设来增强能源转型的内生平衡能力，也是欧洲应对能源危机的根本出路。ACER（2021）提供的13条改革选项中核心的逻辑就是要在保证电力市场能够有效的设计的情况下，促进可再生能源有效投资和消纳，提供更好的风险管理工具，保护用户免受剧烈价格波动等。
三、能源电力危机与中国电力市场
欧洲能源危机给中国能源安全和能源转型带来许多启示，其中最重要的便是中国能源转型必须要走可持续转型之路。欧洲能源危机表明即便经济发达地区也仍处于内生平衡能力和转型平衡能力双低的转型阶段，仍面临可持续转型的挑战。从欧洲的应对来看，天然气危机的应对更多侧重于提升转型平衡能力，而推动电力市场完善则着力于提升内生平衡能力。电力市场将在可持续转型中发挥关键性作用，政策的重心都会汇聚到如何塑造适应未来的能源系统，以经济、安全的方式确保未来的能源平衡能力。
中国近年来频发限产限电事件与欧洲和其他地区的电力危机事件相比，相似之处在于，都面临促进可再生能源发展的挑战；不同之处在于，欧洲的转型平衡能力受到天然气对外依存度的制约，从而表现为燃料约束型危机，而中国更多地是面临容量约束的挑战，A具体表现为，可再生能源装机容量仍需要提升，同时煤电装机也面临投资不足的制约。
中国需要从可持续转型的视角来理解可再生能源发展与煤电退出的问题。内生平衡能力关键依赖于电力系统的能力，这需要准确理解电力系统资源所应具备的特征。
（一）新型电力系统需要什么样的资源
虽然如何具体定义新型电力系统仍存在学术和政策的模糊性，但至少有一点可以明确，支撑新型电力系统的资源特征已经发生巨大改变。过去，电力安全的保障主要侧重于容量的充足性，但随着形势变化，容量稳定性和灵活性要求愈发突出。因此，讨论新型电力系统的资源需求首先要将视角置于容量维度上。
第一，容量资源充足性内涵出现分化。过去，“装机容量”大致代表实际可用容量，如煤电、核电、气电等，装机容量基本代表能用于满足负荷的出力水平，甚至在保守的铭牌容量设定下，实际出力水平还会略高。但新能源发电具有间歇性和波动性等特征，“装机容量”与“有效容量”之间会出现偏差，有效容量远低于装机容量。因此，一定装机容量的可再生能源无法等量替代相同水平的常规电源。这就决定了，可再生能源的高增长速度不代表保障能力的等比例提升，更不预示常规电源的等比例退出。解释这个问题，需要使用有效容量的概念。所谓有效容量其实就是能够有效贡献容量充足性的容量，由容量可信度（ Capacity Credit）刻画。一般来说，风光可再生能源发电的容量可信度在15%~30%，也就是说1000MW的风光装机，仅能有200MW的容量用于满足负荷，根据中国华能集团（2019），国内典型省份的测算结果均处于这一区间之内。假定均取20%（风光结果存在差异），那么在相同的装机容量水平下，风光的有效容量仅相当于煤电的1/5。
通过粗略的计算就可以发现，在现有的可再生能源增速下，过度抑制煤电发展必然存在较大风险：在不考虑容量稳定性、灵活性的前提下，要实现现有需求增长趋势下的可再生能源替代，同时仅考虑增量替代策略，那么可再生能源发电装机增量至少要达到煤电装机增量的 5倍，才能确保充足性；进一步，如果要考虑存量替代，那么可再生能源的增速还需要更高。
因此，即便仅就充足性而言，可再生能源发电的高增速不足以构成煤电快速退出的充分条件。这也就意味着，针对可再生能源快速发展能够加速煤电退出的判断，还需要更加准确的理解。相对于没有可再生能源的情形而言，煤电退出可以相对快速，但无法绝对快速，更无法实现超出现实条件的快速，甚至可能还需要适度增长。当然，这种适度增长是阶段性的，作用是弥补可再生能源装机容量增长极限所无法满足的充足性缺口。
第二，容量资源的稳定性出现下降。伴随着新能源比重的不断提升，能够持续稳定出力的容量资源的比例不断下降，这使得整个系统承受长周期极端事件冲击的能力明显下降。依靠一次能源投入的常规电源具有较高的出力稳定性，这得益于一次能源储备。比如煤电厂需要提前储备几天或几周的电煤，当然，具体储备周期取决于煤炭市场行情和运力情况。再比如，燃气电厂可直接接入天然气管网，通过签订长期供气合同来保障天然气供给。再比如，调节式或库容式水电站可依靠水库实现水力存储。由于这些一次能源所具有的可存储性，使得相应的发电技术具有较高的稳定性。风光可再生能源及径流式水电站，则会面临不同时间尺度的不稳定性。当极端天气出现时，比如以日、周计的持续无风无光、汛期来水偏少等，那么系统就可能面临电力供给能力的长时段匮乏；同时，这种天气状况往往可能伴随持续高温，造成负荷偏高，进而带来停电限电风险。
在常规电源主导的电力系统中，容量稳定性可通过一次能源的稳定供给或事前储备来保证，但风光“看天吃饭”的特性制约着这类容量的出力稳定性，系统承受持续供求紧张压力的能力大幅降低。当然，多类型的储能技术能够在一定程度上修复风光出力稳定性，但空间仍非常有限。目前相对成熟的储能技术所能支持的持续放电时间多为1至4小时，伴随技术进步能够实现的经济可行的持续放电时间也不过10小时。这种小时量级的支撑作用在持续极端天气下非常孱弱。
第三，容量资源的灵活性要求上升。传统的电力系统平衡要依靠可控电源来跟踪总负荷波动，实现供求实时平衡，但是风光大量并网使得可控电源从跟踪总负荷转向跟踪净负荷。简单来说，所谓净负荷就是总负荷减去风光等不可控电源出力后的剩余负荷。风光出力的波动，甚至是大幅波动，会造成净负荷的大幅波动。这种大幅波动会给系统安全造成极大威胁，这便是系统运营机构常常抱怨的系统运行压力增大的最大原因。
为保证系统安全性，系统运营机构必须要拥有充足的合格资源可用。所谓合格资源就是能够满足系统安全性要求的资源，简单来说，除了保持、恢复频率稳定的各类调频资源外，越来越多地需要能够随时响应系统指令，并按规定的容量、时间和速率提供爬坡能力的资源。当然，储能是应对这种大幅波动的一条很有希望的技术路线。但是对这一技术路线的发展前景，必须要有冷静客观的理解。一方面，目前的技术路线，特别是新型储能技术路线仍处于技术学习曲线的较高位置，成本水平仍较高；另一方面，即便学习曲线快速下降，但未来推高储能成本的不确定性因素仍然较多，特别是关键金属资源的稀缺性，会推高制造成本。当然，这种成本的潜在变化也可能反过来影响储能技术路线的选择，甚至电源持续路线的选择。也就是说，灵活性要求提升带给电力系统的变化仍存在许多可能选项。
（二）电力市场如何引导可持续转型
容量资源的充足性、稳定性和灵活性三种属性之间紧密联系，共同决定了我们应该选择什么样的资源配置机制。在提出具体的市场设计建议之前，首先需要理解能源转型资源要求给社会带来的总体成本影响，因为这涉及到电力与经济、电价与民生之间的重要关联，进而影响我们对电力市场建设的诉求和预期。
不妨将充足性、稳定性和灵活性与市场化改革的目标（经济性）和环境气候政策的目标（绿色性）放在一个框架下，来分析不同电源技术以及不同能源类型带来的综合变化（见表 1）。
绿色性方面，无须赘言，这是能源转型的基本特征。在狭义经济性方面，即便技术进步可能带来新型能源及相关技术的平准成本（ LCOE）下降，但随着规模化普及，更多成本上涨因素的作用将会愈发明显，比如关键金属供给、土地约束、生态约束等。如前所述，我们目前看到的可再生能源相关技术的成熟，并不代表实际的产业化成本的下降，上涨原料成本仍会给狭义经济性带来很大不确定性。
考虑了电力系统可靠性后的广义经济性则面临着更大的不确定性。从表 1可知，在能源转型进程中，容量资源的充足性、稳定性和灵活性都面临挑战，从而导致电力系统的可靠保障面临巨大压力。实际上，近年来的电力危机都有这方面因素。比如，危机时期的充足性问题几乎都由常规电源引起，即便可再生能源出力充足，仍不足以应对危机，更何况可再生能源在保障充足性方面仍面临先天不足。当然，氢能或许是一个极具前景的目标能源，不过其现实问题在于技术仍不成熟，距规模化应用仍较远。此外，在考虑电网为适应新型电力系统而做出的扩容、升级等投资后，真实的系统成本将会更高。
对中国而言，合理的能源转型应是一种“总量平衡基础上的结构调整”，顺利实施这种调整的前提条件包括：确保电力需求能够有充足的有效容量予以支撑；存在稳定出力电源支撑长时期的极端冲击；灵活电源有效支撑可再生能源发电出力的涨落。
表1是我们分析能源转型政策逻辑的前提。实际上，包括中国在内的各国往往以转型目标或气候雄心来引导政策设定。但这种令人鼓舞的态度背后往往缺乏稳健的科学基础。表 1其实展示了一个现实：以绿色性为导向设定能源转型目标，会使经济社会的实际承受能力滞后于实际的能源供给保障能力。因此，诸多的能源电力危机，也就不足为怪！
那么正确的政策选择逻辑是什么呢？先立后破！在转型进程中，首先要确定的是，如果要支撑既定的可再生能源发展目标，那么容量资源充足性、稳定性和灵活性的缺口空间有多大。这一信息是合理确定能源转型政策，建立适应新型电力系统资源配置机制的基础依据，也是构建转型平衡能力的基本要求。实际上，受制于中国电力市场化改革进程的相对缓慢，中国的能源转型目标一直存在着相对超前内生平衡能力的现实，这2020—2021年多省区限产限电，2022年四川限产限电中多有体现。
伴随着可再生能源比例的快速提高，推进能源转型、构建新型电力系统，越来越需要持有底线思维、风险意识，也就是说要愈发重视安全价值。政策权衡不仅要考虑可再生能源应发挥什么作用，更要把握可再生能源发挥的实际作用，以及可再生能源还不能发挥什么作用。同时，我们要加速将电力市场化作为引领能源转型的决定性机制，避免内生能力建设滞后于目标预期的局面。
（三）关于可持续能源转型的几个主要问题
我们需要改变我们的底层逻辑，因为我们已经进入一个高度不确定性的转型时期。从这种思维方式出发，我们至少可以作出几个判断。
第一，新能源的合适比例应该在多大，这仍是一个需要动态研究的问题。比如，国内一度有研究者提出全可再生能源电力系统的想法，理论上讲，这并非没有可能性，但是以此为导向的路径选择是否可行则全然没有答案。即便在欧洲，不同国家的发展目标也存在明显差异，比如德国已经加码可再生能源发展目标，力争电力部门到2035年实现100%可再生能源发电，但需要注意，其背景是处于欧洲统一市场之下，其现实的电力供应既有来自法国的核电、也有来自波兰的煤电等；而法国虽然也在加速可再生能源发展，但却没有如此之高的目标。对中国而言，参照系应该是欧盟，而非单个欧洲国家，高比例可再生能源是一方面，其他技术路线的可能性也不能放弃，特别是清洁煤电和新型能源，比如氢能等。
第二，煤炭和煤电在能源转型中的地位和作用如何定位和演化，同样需要深入研究。值得注意，近两年针对煤炭和煤电地位及作用的态度正在发生改变。这种变化主要是扭转以往强力控煤和限制煤电的倾向，但是否能为投资者提供稳定的政策环境和投资预期，从而为煤炭的清洁化利用铺平道路，目前来看，仍具有不确定性。实际上，中国的化石能源控制政策应该转向为清洁煤电提供稳定的政策环境和投资预期。而存量煤电转型和新型技术创新的激励，则可以通过碳市场和电力市场的协同建设来提供。这种政策取向的实际效果将是极大稳定中国能源转型的转型平衡能力。
第三，传统清洁能源核能和新型清洁能源氢能，能否发挥更大作用，值得关注。核能虽然是一次能源，会受到核燃料供应的约束，但其能量密度高、输出稳定，对于仍处于能源达峰阶段的中国而言，仍将是满足巨量基荷的重要支柱。氢能则是一种极具前景的能源，既能够直接替代传统终端用能，也能够作为准一次能源用于发电，还能够作为储能支撑电力系统运行。
（四）关于中国电力市场设计的主要问题
第一，完善电力市场的基础设计。2015年电9号文发布以来，中国电力市场经历了非常活跃的探索阶段，中长期电力交易全面铺开，两批13个省级电力现货市场试点稳步开展，双轨制正在打破，跨省跨区交易不断推进，绿电市场化交易开启试点，区域、全国电力市场框架初现。尽管如此，不能否认的是，中国电力市场设计方面仍存在明显缺陷。这种缺陷便在于难以支撑市场化交易实现长期均衡，症结则在于现有的市场设计难以引导各类发电资源从市场中获得充足的成本回收、发现明确的投资预期，同时电力用户也仍难以感受到节能减排的价格信号。破解的关键在于，从容量维度审视电力市场设计，市场价格不仅仅是要引导有效的生产和消费，还要引导有效的投资，这种长期均衡的视角恰恰是可持续转型所需要的。因此，构建适应中国国情的容量机制，将是健全电力市场体系，完善电力市场机制的重点。政策选择既有可借鉴的成熟经验，比如规制容量电价和容量市场等，也有可探索的新方向，比如增强运行备用定价的作用等（冯永晟，2022）。
第二，健全可再生能源发展机制。伴随着可再生能源财政补贴机制退出历史舞台，中国可再生能源发展面临如何通过市场化交易寻求出路、保持增长态势的挑战。目前国内的可再生能源消纳主要依靠行政指令推动，由电网企业负责组织落实，可再生能源发电消纳责任权重考核对象——电力市场主体，处于被动考核地位，自发性绿电市场启动缓慢。国内正在推进的绿电交易实际上仅是在中长期电力交易背景下的一种针对可再生能源发电的市场交易机制。由于可再生能源的稳定性极差，理论上，除非具有极高觉悟的或者有特定需求（出口商面临国外绿色低碳标准要求）的用户，否则在现有的中长期电力交易机制和相关要求下，很难形成自发交易。基于目前国内现货市场试点的情况，推进配额（责任权重）+绿证的机制，将是一个可行的方向。
第三，重视转型进程中的电力市场风险管理。要将风险管理更好地嵌入到市场设计中去。一方面，直接的风险来自于现货市场价格的波动和不确定性。随着可再生能源的快速发展，系统净负荷的波动形成正快速变化，批发市场电价会出现更高频率、更大幅度的波动，这会给市场交易带来很大风险，如何减少或平滑价格的波动，需要在定价机制、交易合同方面采用更丰富的设计，比如英国的（双向）CFD。另一方面，批零价格传导也同样是重要的风险来源。以欧洲为例，英国为保护消费者实施了零售价格上限，不过在能源危机期间给售电带来很大风险；欧陆国家普遍没有实施零售价格上限，用户则受到直接冲击。因此，在促进零售侧放开方面，一定要慎重选择，在目前的电网企业代理购电机制方面，必须要在定价方式、调价频率、限价设定等方面给予更全面的考虑。
上述三个问题彼此间是密切联系的，风险管理既是基础设计的一部分，同样也是可再生能源发展机制的一部分。比如容量电价机制，既是提供发电商的成本回收渠道，又是在平滑用户的电费支出；一些比较先进的设计，比如可靠性期权实际上是将发电商的成本回收、投资激励与用户的可靠性需求和电费支出更加紧密地联系起来等。
四、结论与建议
本文提供了一个理解能源转型、看待能源危机、分析中国电力市场问题的框架。看待能源转型需要坚持系统观念，能源转型不仅仅需要目标引导，还需要进程把控，在这个过程中，能源系统的内生平衡能力和转型平衡能力将决定能源转型的阶段。转型进程中的能力失衡是导致能源电力危机的根源。
在能源转型进程中，能源危机将更多地表现为一次能源危机和二次能源危机的叠加，可以看到欧洲能源危机对电力市场提出了更高要求，同样，这也给中国电力市场化改革提供了很多启示。总结全文的主要结论和建议如下。
第一、能源转型具有过程性和阶段性，目标引导不足以实现转型的平稳推进，转型过程中动态保持供求平衡的能力建设是可持续转型的基础。整体上，世界各国均处于内生平衡能力和转型平衡能力不高的阶段。欧洲能源电力危机正是在这种情况下出现的。
第二，电力市场在能源转型进程中会发挥愈发重要的作用，能源危机的影响会更多地反映在电价之中。受能源转型政策影响的电力危机，根源并不在竞争性电力市场的基础定价逻辑，即边际成本定价上，准确理解高电价的特征和成因，是危机应对的前提。
第三，能源电力危机并没有动摇欧洲的能源转型和气候目标，反而成为欧盟加速推进电力市场建设的契机。欧盟应该 “不要浪费一次危机”：一是增强转型平衡能力，着力干预天然气市场，缓解用户的电费负担；二是增强内生平衡能力，着力完善电力市场，促进可再生能源发展。
第四，对中国而言，能源转型进程中的风险同样巨大，因此要准确理解推进可持续转型的重要性，首先要明确电力系统将是支持能源转型的关键领域，新型电力系统首先是能够提供充足、稳定、灵活容量资源的系统，而要解决这个问题，必须要从容量维度来看待电力市场的建设问题，这是“先立后破”的“立”之根基。
第五，电力系统的发展也将引导能源转型的政策权衡。这是正确协调内生平衡能力与转型平衡能力的基本要求，在这个过程中，中国有可能需要动态修正可再生能源的长期发展目标和节奏，并为转型期的煤炭和煤电提供足够空间和政策预期，同时也要为其他具有潜力的技术路线如核能、氢能等创造发展机会，这会带来“先立后破”的“破”之结果。
第六，电力市场建设要重视基础市场的设计，要从与可持续转型相适应的长期市场均衡视角来确定未来电力市场设计方案，当下宜从可行容量机制起步，稳定电力容量的保障能力，同时重点加强以运行备用为主的辅助服务市场的建设，适应可再生能源发电比例持续提升的形势，并推动用户侧强制配额 +绿证的可再生能源市场化交易机制，通过健全完善市场短中长期的交易体系和合同设计，加强市场的风险管理。
最后，能源转型绝非一马平川的快车道，其间充满荆棘与波折，能源危机的风险也会相伴左右，但这绝非阻滞甚至扭转能源转型进程的因素。20世纪 70年代的能源危机引发了80年代全球能源，特别是电力市场化浪潮；21世纪 20年代的能源危机正在加速西方世界的能源转型。中国的能源转型正面临一个更加激烈的全球竞争时代。美国已经实现能源独立，欧洲正在奋力追赶，这种格局将对大国竞争产生深远影响。面对这种来自全球范围的能源挑战，中国的能源改革绝对不能押注某种能源类型或技术路线，而必须为最适应双碳目标和高质量发展要求的能源类型、技术路线、改革方案提供条件。中国的资源禀赋、技术能力、市场潜力、制度基础，以及改革智慧，完全有能力推动中国加速构建现代化的新型能源体系，将中国打造成“能源强国”！
