欧盟统一电力市场建设五大成效

 形成了包括七个跨国电力市场的统一电力市场雏形。目前，欧盟已经形成了中西欧、中东欧、中南欧、北部欧洲、西南欧、波罗的海，以及法国—英国—爱尔兰七个跨国电力市场，作为欧盟统一电力市场建设的过渡。

跨国电力交易显著增加，促进清洁能源消纳。随着统一电力市场的建设，欧盟跨国电力交易需求不断增长，交易量从1996年近2200亿千瓦时增加至2011年的4119亿千瓦时，可再生能源在终端电能消费量中的占比已从2000年的13.61%上升到2011年的20.44%。

随着各国市场融合的推进，成员国日前市场批发电价趋同趋势不断加强。2011年，德国与荷兰日前市场电价相同的时段所占比例从2010年的12%上升到87%；法国和德国批发电价相同的比例从2010年的8%上升到68%；西班牙和葡萄牙日前市场具有相同电价的比例已高达92%。

市场流动性不断提高。市场流动性采用电力交易所中日前市场年度总交易电量占该国家总用电量的比例进行衡量，代表着在保持价格基本稳定和不显著增加交易成本的情况下，市场快速达成交易的能力。目前，欧洲电力市场流动性平均水平为40%，分国别来看，丹麦最高（94%），爱沙尼亚最低（0.01%）；分区域来看，伊比利亚区域（MIBEL）和北欧区域是流动性最高的区域，分别达到67%和75%。

增加社会总体福利效益。根据ACER采用2011年数据的计算，瑞典和芬兰之间跨国交易可带来每年2.52亿欧元的社会福利效益；意大利和法国每新增100兆瓦可用输电容量每年能够产生1900万欧元的新增福利效益（约占现有效益水平的33%）。根据Booz&Company公司今年7月发布的《欧盟统一能源市场效益》报告，如果2014年能够实现整个欧盟市场范围内的日前市场联合出清，可显著提升跨国联络线路利用率、降低交易成本，给欧盟带来年均25亿?40亿欧元的市场效益。未来，随着金融输电权等更深层次市场融合机制的实施，欧盟能源市场一体化程度将进一步提高，预期到2030年，统一电力市场效益将达到年均125亿?400亿欧元。
制约因素依然存在

国情差异导致欧盟内部意见分歧，使得电力市场建设缓慢。各成员国对市场的模式和建设步骤并没有达成一致意见。部分成员国出于本国能源安全和社会稳定等方面的考虑，放缓了改革节奏。例如，到2011年，仍有17个成员国对终端用户的价格实施管制，其中12个国家对非居民用户实施管制。

统一市场规则尚未建立，使得电力市场难以发挥效力。目前在欧盟范围内，已初步形成7个跨国电力市场，但各成员国之间的市场模式、交易品种、竞价规则等存在较大差异。以容量交易机制为例，瑞典、芬兰等国家采用战略备用容量机制，爱尔兰和北爱尔兰地区、西班牙等国家采用固定容量价格机制，法国政府已批准建立基于容量配额的供电商容量义务机制，而英国正在计划全面构建容量市场。目前欧盟统一市场核心规则的制定仍滞后于市场建设需要。

输电网建设滞后，严重影响统一电力市场建设。尽管欧盟提出了宏伟的电网建设规划，并出台了相关激励政策，但受到金融危机等因素的影响，使得许多欧洲电网企业无意愿也无实力新建输电线路。根据ENTSO-E的评估，目前欧洲电网的输送能力已接近极限，输电瓶颈超过100个，约三分之一的规划项目建设滞后。输电容量不足、投资缺乏已成为欧盟统一电力市场建设的最大障碍。

欧盟致力于建设统一电力市场，但建设过程受到政治经济体制等现实因素制约。我国能源禀赋条件、经济社会较快发展等基本国情决定了建设全国统一电力市场的内在需求更为迫切。与欧盟相比，我国作为统一国家更具明显的体制优势，应推动尽早明确以全国统一电力市场作为建设目标，加快推进统一电力市场体系建设。

同时，从欧盟经验来看，统一市场规则的缺失、跨国输电网络建设的滞后成为制约欧盟统一电力市场建设的重要因素。我国电力市场尚处于起步阶段，应把健全市场规则作为深化改革的重要内容，为电力市场的正常运转、交易的公平公正提供保障。此外，与欧盟需要吸引投资、加快电网发展一样，为适应资源大范围配置需求，我国需要进一步加强特高压电网建设，充分发挥电网对转变能源和电力发展方式的支撑作用，为全国电力市场建设奠定坚实的物质基础