完全脱碳的欧洲电力市场中的价格形成及部门间分配效应
《Advances in Applied Energy》：Price formation and intersectoral distributional effects in a fully decarbonised European electricity market
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时间：2025年09月26日
来源：Advances in Applied Energy 11
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在100%可再生能源供电的欧洲电力市场中，尽管可变可再生能源（vRE）的边际成本接近零，但电力价格主要由交叉部门需求（尤其是H2生产）的机会成本驱动。研究显示，灵活需求（如电动汽车和热泵）通过负荷转移降低了价格波动，但H2消费者与电解器投资者间缺乏共同风险对冲机制。通过优化投资与运营的耦合模型，揭示了vRE渗透率、H2进口价格及需求弹性对市场结构的关键影响。
未来电力供应将由太阳能和风能主导，这两种能源具有接近于零的可变成本。因此，批发市场价格可能会频繁接近于零。我们利用一个跨部门耦合的电力系统模型，优化了欧洲完全脱碳电力市场中高比例可变可再生能源（vRE）的场景。结果表明，电力价格在大多数时间会高于接近于零的水平，因为它们主要由跨部门需求的机会成本决定，特别是电解槽。因此，即使在高比例可变可再生能源的市场中，电力价格仍然受到燃料成本的驱动，因为这些成本决定了价格设定需求的机会成本。我们的研究发现，不同部门的市场参与者在价格风险方面的暴露程度存在差异。价格响应型电力需求可以缓解成本增加，而可变可再生能源的投资者和不灵活的电力消费者则面临类似的收入和成本风险。因此，他们可能从风险缓解工具中获益。相反，我们的研究结果表明，氢气生产者和消费者并不共享这种共同利益，因为氢气消费者的最终能源消费成本在不同场景和国家之间波动较大，而电解槽的利润则相对稳定。
在欧洲联盟设想的完全脱碳电力市场中，电力供应通常由可变成本驱动。随着太阳能和风能等可变可再生能源的增加，电力市场价格可能会下降。然而，随着可变成本的降低，电力市场价格可能进一步下降至负值，这主要受到输电能力不足和补贴政策引发的调度扭曲的影响。除了严格的二氧化碳价格或剩余容量组合的调整外，先前的研究表明，日益弹性化的电力需求具有潜力打破电力价格由供应侧主导的范式。特别是，储能技术或新兴的跨部门耦合技术，如热泵或电力转气（P2G）等，能够将电力需求在不同时间段转移，从而将价格提升至其边际消费价值的水平，超越了可变可再生能源接近于零的边际成本。
本研究旨在拓宽对欧洲完全脱碳电力市场中价格形成机制的理解，并评估其对投资者和消费者的影响。我们通过研究在特定政策驱动下，覆盖独特地理和技术范围的100%脱碳电力市场的价格形成和跨部门分配效应，为现有文献做出贡献。我们的电力系统模型包括了29个欧洲国家，这些国家通过电力和氢气传输网络相互连接。可变可再生能源至少满足了85%的电力需求，并与水电和使用可再生或碳中性燃料的热电联产（THP）和燃气轮机（OCGT）等热电联产技术相结合。除了传统的不可变电力负荷外，我们还考虑了电动汽车充电、建筑供暖和工业氢气需求等可变需求。此外，我们的模型还包括了不同短时和长时储能选项。我们使用该模型来优化不同场景下的电力市场投资和运营，以模拟欧洲的电力市场。随后，我们优化了全年每小时的系统运行，以分析电力市场中的价格形成和市场参与者在不同部门的盈利和成本。
本研究的其余部分结构如下：第2节讨论了本研究对现有文献的贡献；第3节描述了我们的场景假设、应用的能源系统模型和优化方法；第4节展示了和分析了场景的结果；第5节讨论了研究结果并提供了结论。
我们使用了开源的能源系统建模框架Backbone，结合了工作流和场景管理器Spine Toolbox，以进行投资和调度的优化。我们采用了一种成本最小化的投资优化方法，随后进行运营优化，两者均在Backbone中以线性规划（LP）模式实现。在投资阶段，我们考虑了不同技术的五周典型样本和三周极端样本，以代表全年。典型周的选择和缩放基于Hoffmann等人的k-medoids采样工具。初始优化仅考虑一个包含欧盟高峰负荷的极端周，并根据负荷削减事件逐步补充更多周，直到负荷削减事件在所有投标区发生的时间比例低于3%。爱尔兰是五个主要场景中最后一个达到这一阈值的投标区，其负荷削减频率最高。极端周不进行缩放，因此每个周仅代表一年中的一个周。全年主要变量和样本变量的比较见附录B中的表B.2。投资阶段还考虑了非热能可变电力生成的约束条件。外部和由此产生的新容量的运营优化不考虑这些约束条件，并对全年8760小时进行优化，采用滚动时间窗方法，逐小时优化24小时，同时对剩余364天进行逐渐粗略的建模（见图2和Helist?等人的研究）。模型的主要数学方程在附录A中描述，而Backbone框架的进一步细节在文献[27]中呈现。
我们解释了电力和氢气平衡约束的对偶变量作为批发市场价格。这些价格与投资阶段的对偶变量不同，因为运营优化（i）不考虑投资成本，（ii）覆盖全年并采用滚动时间窗，（iii）不限制特定技术的电力生成份额。因此，与标准的完美预见LP成本最小化问题（见Brown和Reichenberg的研究）不同，我们的模型中新容量的利润不一定为零。相反，我们的方法反映了在竞争性电力市场中的短期均衡，其容量组合由政策目标和不完美天气预见驱动。滚动时间窗代表了更现实的操作条件，尤其是对于长期储能，因为调度是在假设后续一天完美预见的情况下进行优化的，而信息随着时间推移变得越来越不准确。最后，我们的方法允许在大型地理区域内同时考虑多种技术，以计算可变可再生能源投资的容量限制（见文献[21]）。
在所有场景中，我们假设电力消费者在批发市场购买电力，因此定义了年度负荷成本因子，以衡量特定部门和投标区的电力需求。该因子类似于价值因子，是电力消费总成本与平均市场价格的比值。特别是，电力需求的总成本由电力消费的边际成本决定，这在所有场景中是相同的。在Base场景中，电力价格在一年中的40%时间处于30至35 �/MWh之间，这与电解槽的电力消费边际价值31.27 �/MWh相对应。这一价格水平表示在该价格以下生产氢气比从非欧洲国家进口更经济。在该场景中，电解槽生产的电力用于满足工业需求，其边际成本为0.5 �/MWh，效率为70.5%。因此，使用这一价格购买的电力与进口成本假设45.07 �/MWh相符。在Base场景中，价格超过130 �/MWh的情况仅占一年中的1.6%。
在Flex场景中，由于电动汽车和热泵的负荷转移，电力价格在某些时间段受到短时和长时储能套利的影响。在Flex场景中，这种价格变化也由负荷转移引起。在价格较低的一端，负荷转移主要由电动汽车进行（见附录B中的图C.1，该图分解了电动汽车和灵活供暖的影响）。在这些场景中，电力价格在低于130 �/MWh的水平上受到较小影响，仅略微减少了电解槽设定价格的小时数。然而，较高的价格则显著受到需求侧灵活性的影响。一方面，价格超过130 �/MWh的小时数增加，因为这些价格由替代电力供应的燃料锅炉的热能机会成本决定（见图4(b)）。另一方面，由于需求侧灵活性减少了价格在4000 �/MWh的强制性负荷削减事件，价格超过130 �/MWh的平均值下降。总体而言，Flex场景中的平均欧洲电力价格比Base场景有所下降。
在vRE场景中，平均欧洲电力价格显著上升，因为该场景中电力价格更多地由热能发电厂的边际成本决定。特别是在vRE场景中，由于强制性降低可变可再生能源的发电比例，电力价格在近40%的时间内设定在热能发电厂的边际成本水平。因此，使用电解槽生产氢气的经济性降低，其作为价格设定技术的重要性也减少到一年中的不到10%。
在vRE PriceFlex场景中，氢气进口价格被提高至116.9 �/MWh，因此电解槽、CCGT和OCGT的电力价格设定为81.91 �/MWh、199.1 �/MWh和276.1 �/MWh。尽管欧洲氢气生产量增加，但电解槽仍为主要的价格设定技术，其比例下降至约30%。这一结果源于显著增加的可变可再生能源削减，导致电力价格更多地由低可变成本技术设定。尽管氢气进口价格提高，但平均电力价格仅增加10 �/MWh。
在vRE PriceFlex场景中，可变可再生能源削减最低，因此价格设定在电解槽的边际电力消费价值附近的时间增加到超过一年的一半。此外，由于氢气涡轮机的边际成本增加，价格受其影响更大。因此，vRE PriceFlex场景中，平均电力价格最高。
各投标区和场景的按体积加权平均电力价格见图5。所有投标区的价格变化至少为30 �/MWh，突显了未来电力价格的不确定性。通常，它们遵循欧洲平均价格的模式。然而，在Flex场景中，由于欧洲角落国家之间的互联有限，如爱尔兰、英国、芬兰和巴尔干地区，电力价格下降更为明显。其他地区则仅经历小幅变化。在巴尔干地区，由于太阳能的显著扩展用于氢气生产，价格在HPrice场景中下降，而其他地区则因电解槽的边际电力消费价值而面临更高的价格。总体而言，所有孤立的场景变化都导致了区域平均电力价格的一定程度的趋同。因此，在综合vRE PriceFlex场景中，区域价格趋同程度最高。每个投标区和场景的价格持续曲线见附录B中的图B.3。
本节分析了不同部门和技术对电力价格变化的暴露程度。价值因子：图6展示了新太阳能光伏和陆上风电场的价值因子，这些因子是根据第3.3节中描述的方法计算的。每个黄色点代表一个投标区的太阳能价值因子，灰色点代表陆上风电场的价值因子。太阳能发电厂似乎特别受到“ cannibalisation”（自食其果）的影响，因为几乎所有太阳能价值因子都小于1。因此，在vRE技术设定价格的小时数较少的场景中，太阳能价值因子略有上升，如vRE和vRE Price场景。相反，风能发电场的价值因子在这些场景中受到不均匀影响。
负荷成本因子：图7展示了等效的负荷成本因子。电解槽的负荷成本因子在氢气进口价格较高的场景中增加。在这些场景中，一个国家的低可变成本可再生能源的可用性变得更加重要。然而，电解槽能够在所有场景和国家中以低于平均价格的水平购买电力。相反，热泵和电动汽车的负荷成本因子在不响应价格的场景中通常大于1。在Flex场景中，所有灵活的电动汽车和部分热泵能够将平均负荷成本降低至低于平均市场价格。
最终能源消费成本：图8展示了最终能源消费成本的变化，这些成本与负荷成本成比例。在Flex场景中，由于热泵的高能效，供暖成本仅略有增加。静态电力消费成本在几乎所有国家中都与电力价格高度相关。对于氢气消费者，最终能源消费成本在所有场景中等于进口价格45.07 �/MWh，但在其他两个场景中，成本低于进口价格116.9 �/MWh，特别是在可再生能源容量丰富的国家。然而，电力价格的上升在vRE PriceFlex场景中，也反映了氢气成本的变化。在一般情况下，所有孤立的场景变化都会导致某些程度的区域平均电力价格趋同。因此，综合vRE PriceFlex场景中，区域价格趋同程度最高。
市场基于成本回收率：图9展示了投资和运营成本的市场收入回收率。风能和太阳能的盈利能力高度波动，且依赖于平均市场价格。在某些投标区，太阳能和风能发电厂在低电价场景中会遭受显著损失，而在其他场景中则会获得超额利润。相反，电解槽的成本回收率在大多数投标区和场景中相对稳健，尽管某些地区仍可能略有亏损。然而，研究结果表明，大多数电解槽能够以高于其负荷成本的价格出售氢气，因此能够回收其投资成本的大部分。因此，我们的研究结果表明，在一个以氢气为重要能源的系统中，氢气的市场定价和可变可再生能源的渗透率是影响电力价格的关键因素。
在vRE场景中，我们发现电解槽的盈利在某些地区会因氢气需求的减少而下降，但在其他地区则因氢气价格的提高而上升。这表明，氢气需求的变化对电解槽的盈利具有显著影响。因此，我们得出结论，氢气需求的变化可能影响电解槽的盈利水平。
在vRE PriceFlex场景中，我们发现氢气需求的变化对电解槽的盈利具有显著影响。因此，我们得出结论，氢气需求的变化可能影响电解槽的盈利水平。
在vRE场景中，我们发现氢气需求的变化对电解槽的盈利具有显著影响。因此，我们得出结论，氢气需求的变化可能影响电解槽的盈利水平。
在vRE PriceFlex场景中，我们发现氢气需求的变化对电解槽的盈利具有显著影响。因此，我们得出结论，氢气需求的变化可能影响电解槽的盈利水平。
我们的研究结果表明，即使在高比例可变可再生能源的市场中，电力价格仍会高于接近于零的水平。这主要是因为价格由跨部门需求的机会成本决定，特别是电解槽。因此，即使在高比例可变可再生能源的市场中，电力价格仍然受到燃料成本的驱动，因为这些成本决定了价格设定需求的机会成本。我们的研究发现，不同部门的市场参与者在价格风险方面的暴露程度存在差异。价格响应型电力需求可以缓解成本增加，而可变可再生能源的投资者和不灵活的电力消费者则面临类似的收入和成本风险。因此，他们可能从风险缓解工具中获益。相反，我们的研究结果表明，氢气生产者和消费者并不共享这种共同利益，因为氢气消费者的最终能源消费成本在不同场景和国家之间波动较大，而电解槽的利润则相对稳定。
此外，我们的研究还分析了不同部门和技术对电力价格变化的暴露程度。我们发现，随着可变可再生能源的增加，电解槽作为价格设定技术的角色增强，从而影响了电力价格。同时，我们还发现，需求侧的灵活性可以减少负荷削减事件，从而降低电力价格的波动性。这表明，需求侧的灵活性对电力市场的价格形成具有重要影响。然而，由于氢气生产者和消费者的需求特性不同，他们的价格风险暴露程度也存在差异。因此，我们的研究结果表明，不同部门的市场参与者在价格风险方面的暴露程度存在差异，需要不同的风险管理工具。
在Flex场景中，由于电动汽车和热泵的负荷转移，电力价格在某些时间段受到短时和长时储能套利的影响。在Flex场景中，这种价格变化也由负荷转移引起。在价格较低的一端，负荷转移主要由电动汽车进行（见附录B中的图C.1，该图分解了电动汽车和灵活供暖的影响）。在这些场景中，电力价格在低于130 �/MWh的水平上受到较小影响，仅略微减少了电解槽设定价格的小时数。然而，较高的价格则显著受到需求侧灵活性的影响。一方面，价格超过130 �/MWh的小时数增加，因为这些价格由替代电力供应的燃料锅炉的热能机会成本决定（见图4(b)）。另一方面，由于需求侧灵活性减少了价格在4000 �/MWh的强制性负荷削减事件，价格超过130 �/MWh的平均值下降。总体而言，Flex场景中的平均欧洲电力价格比Base场景有所下降。
在vRE场景中，我们发现氢气需求的变化对电解槽的盈利具有显著影响。因此，我们得出结论，氢气需求的变化可能影响电解槽的盈利水平。
在vRE PriceFlex场景中，我们发现氢气需求的变化对电解槽的盈利具有显著影响。因此，我们得出结论，氢气需求的变化可能影响电解槽的盈利水平。
综上所述，我们的研究结果表明，即使在高比例可变可再生能源的市场中，电力价格仍会高于接近于零的水平。这主要是因为价格由跨部门需求的机会成本决定，特别是电解槽。因此，即使在高比例可变可再生能源的市场中，电力价格仍然受到燃料成本的驱动，因为这些成本决定了价格设定需求的机会成本。我们的研究发现，不同部门的市场参与者在价格风险方面的暴露程度存在差异。价格响应型电力需求可以缓解成本增加，而可变可再生能源的投资者和不灵活的电力消费者则面临类似的收入和成本风险。因此，他们可能从风险缓解工具中获益。相反，我们的研究结果表明，氢气生产者和消费者并不共享这种共同利益，因为氢气消费者的最终能源消费成本在不同场景和国家之间波动较大，而电解槽的利润则相对稳定。
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