如今的电力市场交易的是电量（纯能源）

如今的电力市场是一个纯能源（Energy-Only）市场：供应者和消费者就每度电进行交易，即在特定时间的特定数量的能源。市场参与方达成的合同关系并不关系到系统可靠性的约定。而系统可靠性是电网运营者的责任，运营者必须随时维持必要的供需平衡，以保障一个稳定、可靠的系统。

电价由每小时在系统中运转的成本最高的发电厂运营成本（边际成本）决定；这一机制确保运营成本最低的发电厂最先运转，成本较高的随后运转

如今电力市场上的价格由所谓的优先排序来确定。不同的能源提供者以一定的价格向市场提供来自可用发电厂的电能。风能和太阳能生产的电能最便宜。接下来，水能发电、核能发电、褐煤发电以及（根据二氧化碳和燃料价格）硬煤和燃气发电厂发电（参见图表10）价格递增。优先使用最便宜的电能。随着消耗的增加，价格更昂贵的发电厂开始运作并满足需求。这些发电站会一直供应电能直至需求得到满足。满足需求所需的成本最高的发电厂（即边际发电厂）决定现货市场的电价。（注释34：边际发电厂的运营者尽量避免将价格建立在自身可变运营成本基础上。相反，为实现额外的利润，他们将价格定在略低于优先顺序中下一家发电厂的可变运营成本处。在所有发电站都具备类似成本结构的市场上，额外利润较低，因此发电站的电价几乎等同于最后使用的发电站的边际成本。）

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风能和太阳能发电量越大，边际发电厂的运营成本就越低，因此交易价格根据风能和太阳能发电量大小变化。

纯能源市场可能无法为新的和现有的资源持续保障系统可靠性提供足够的激励

关于如今的纯能源市场能否保障系统可靠性，经济学家之间存在着激烈的争论。反对意见包括：电力需求缺乏弹性、运营小时数很少的发电厂缺乏资金以及监管的不确定性等问题。支持者则认为需求创造供给。（注释35：正反方意见概述可参见 Cramton/Ockenfel(2012)和Müsgens/Peek(2011)。）可以这样总结说，经济学理论并不能一劳永逸地回答所有问题。

一些电力市场自由化的国家（例如美国、巴西、西班牙、英国、韩国）的监管部门因此决定引入额外措施，以确保可获取足够稳定的电厂容量。这背后的考虑是，系统可靠性被认为是公共权益，其中存在着高风险，而只凭能源市场并不能充分确保该权益。（注释36：容量市场有着不同的配置，效率和有效性程度都有所不同。概览可参见Süssenbacher等(2011)。）

在德国，确保系统可靠性所需的备用发电容量问题有着特殊性：该国有关淘汰核能的决定将在2015-2019年间削减核电厂装机容量4吉瓦，在2020-2022年间再削减8吉瓦，因此对备用容量问题带来了挑战。

能源转型将这一问题带到了台前，因为风能和光伏发电将降低市场平均电价，并随之减少化石燃料发电厂的运行时间

能源转型将继续缩减化石燃料发电厂电力市场份额，这使得纯能源市场上的系统可靠性问题集中到了一起。由于能源转型将提高可再生资源比重，因此化石燃料发电厂运营时间将减少，尤其是通常在优先顺序中排在褐煤发电厂之后的燃气和硬煤发电厂。随着边际成本接近于零的可再生资源的比重增加，市场电价将下降。

因此我们有理由怀疑，投资者是否还将继续投资新建发电站或运营现有发电站以随时保障系统可靠性。由于新的开路(开式)循环燃气轮机（OCGT）审批和建设需2-3年，新的联合循环燃气涡轮机（CCGT）需3-5年，燃煤电厂则需更长时间，因此政客们必须找到相应的监管方案，从而在即将到来的2013-2017年这一法律时段中解决系统可靠性。（注释37：关于目前正在探讨中的战略储备、全面容量市场和焦点容量市场模式概览，可参见Agora能源转型（2012b)。)

风能和太阳能的运营成本接近于零

风能和太阳能的特征是，高投资成本、零燃料成本、低运营成本（参见见解1）。一旦进入运营阶段，风能或太阳能光伏设施就展现出接近于零的边际成本，即：与燃煤或燃气发电厂相比，额外生产1度电几乎不会产生增量成本，这与燃煤或燃气发电厂正相反。

在有风和阳光时，无论电价如何，风能和太阳能光伏都能发电

风能和太阳能光伏发电情况根据一天的天气和时间有所变化。与煤炭和燃气发电厂不同，风能和太阳能光伏电力产出不能由发电厂运营者控制（弃风是唯一的例外）。由于边际运营成本接近于零，因此无论交易电价高或低，风能和太阳能光伏总是在有风和阳光时发电。(注释38：电价为负是唯一例外。风能和太阳能光伏发电厂运营者可关闭设施，避免为发电而付费。）

在风和/或阳光充足时，风能和太阳能光伏设施发电量非常大，导致现货市场上的电价降低，从而破坏了其自身的市场价格

在有风或阳光时，位于同一气候地区的所有风能（或太阳能光伏）发电站都同时发电。当系统中有大量风能和太阳能光伏发电站，就会对市场交易电价产生影响：大量价格接近于零的电投入市场，市场交易电价就会下降。边际成本更高的发电厂将不上网，由边际成本较低的发电厂决定交换电价（优先顺序效应）。在德国，太阳能光伏和风能的发电容量分别约为30吉瓦。

例如，在2012年5月这个晴朗的月份里，白天的交易电价通常仅为30欧元/兆瓦时；此前由于峰值需求而发生在中午的电价峰值在晴朗的日子里不再出现。电网运营者的预测也为这一观点进一步提供了佐证：为预测可再生能源电能销售利润，电网运营者使用所谓的特定可再生能源发电“市场价值系数”。这些系数对批发现货市场发电量的价格高于或低于年平均的情况进行描述。预测的风能和太阳能光伏发电市场价格系数均低于1，即是说，在晴天和/或有风的时候，电价总是低于平均值。而且，这些系数还在持续降低。

因此，风能和太阳能在以边际成本为基础的现货市场上破坏了自己的市场定价。随着越来越多的风能和太阳能光伏发电厂被建造并同时发电，这样的情况会更加严重（参见图表11）。

因此，风能和太阳能光伏理论上不能从以边际成本为基础的市场收回资金，尽管其总体成本低于煤炭和燃气

根本问题是：风能和太阳能光伏不能赚回足够的利润，以弥补其在市场上进行初期投资的平均成本，因为当有风或阳光时，交易电价总会低于市场平均价格。特别是在风力较大和阳光普照时，风能和光伏占比较高，市场电价就可能降到最低水平，如1-2欧分/千瓦时。（注释39：如市场电价接近0或者低于0，新的消费者就可能出现在电力市场上。例如，通过小额投资，一个热能消费者就可以利用浸入加热原则将电能转化为热能，使得电力市场上的最低价格水平达到1-2欧分/千瓦时——取决于作为热能市场上机会成本的燃气价格。）利用德国现有电能混合情况对电力市场模式的模拟已验证了这一影响。（注释40：参加 Kopp等（2012）。）

高昂的二氧化碳价格并不能从根本上改变这一影响

尽管欧盟排放交易机制采取了更加严格的规定，并导致二氧化碳价格上升，这一问题也得不到解决，因为高昂的二氧化碳价格不会改变风能和太阳能光伏边际成本接近于零这一事实。高昂的二氧化碳价格导致煤炭和燃气发电厂发电成本上升。在少风少阳光时，以部分容量运转的风能和太阳能光伏发电厂受益于边际成本更高的燃煤和燃气发电厂，并实现更高的利润。但这部更高的利润并不能弥补天气条件有利、风能和太阳能光伏发电量大、市场交易价格降低的大量小时数。

因此，如何使得可再生能源“在市场上有竞争力”，并使电力市场成为其今后发展的驱动力，就面临一个根本的问题：风能和太阳能不能被纳入现有的基于边际成本的市场，因为这些依赖天气的能源不能收回资金。因此，如果没有针对可再生能源发电的相应的监管手段，德国的能源转型就将以失败告终。

（未完）

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