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歐洲統(tǒng)一電力系統(tǒng)市場(chǎng)包含35個(gè)國(guó)家，近10種市場(chǎng)成員。市場(chǎng)成員包括：發(fā)電商、輸電公司、配電公司、計(jì)量服務(wù)提供商、電力交易商、電力交易機(jī)構(gòu)、及平衡責(zé)任主體。歐洲電力市場(chǎng)交易存在期貨交易、輔助服務(wù)市場(chǎng)、平衡市場(chǎng)、備用容量市場(chǎng)、及不平衡結(jié)算市場(chǎng)。
　　地緣沖突疊加極端氣候助推電價(jià)大幅上行，電價(jià)短期與化石能源脫鉤難。極端高溫導(dǎo)致歐洲2022年1-8月水電、核電發(fā)電量同比減少25.5%及15.2%，因此需要煤炭及天然氣彌補(bǔ)缺口。與此同時(shí)，歐洲電力市場(chǎng)采用邊際定價(jià)模式，從新能源到化石能源依次上網(wǎng)，導(dǎo)致電價(jià)與最后上網(wǎng)的天然氣掛鉤。德國(guó)、法國(guó)、英國(guó)及北歐四國(guó)2022年的平均電價(jià)較2021年分別同比增長(zhǎng)186%、213%、99%及140%。此外，根據(jù)2023年法國(guó)核電運(yùn)行比例和水電恢復(fù)較悲觀的預(yù)判，短期內(nèi)歐洲電價(jià)依然難以擺脫天然氣定價(jià)。
　　歐洲電網(wǎng)長(zhǎng)期平均發(fā)電出力比例下降，在取暖季面臨較大壓力。新能源裝機(jī)持續(xù)替代傳統(tǒng)能源裝機(jī)，有效出力比例長(zhǎng)期下行。從2018年至今德國(guó)電力系統(tǒng)出力比例的趨勢(shì)來(lái)看，出力比例從28%下行至23%。與此同時(shí)，電力負(fù)荷/氣溫敏感性分析和電力負(fù)荷預(yù)測(cè)模型顯示，德國(guó)電力系統(tǒng)在今年冬季依然有較大概率出現(xiàn)電力供需不足的問(wèn)題。
　　能源危機(jī)抬高傳統(tǒng)能源價(jià)格中樞，新能源收益率或長(zhǎng)期保持高位。2021年以前，德國(guó)離岸風(fēng)電、岸上風(fēng)電、以及光伏的平均捕獲價(jià)格分別為33、31及36歐元/MWh；從2021年底取暖季起，新能源捕獲價(jià)格持續(xù)接近200歐元/MWh。盡管2023年歐洲電價(jià)或重心回落，但仍將保持較高水平，因此未來(lái)新能源收益或?qū)⒗^續(xù)高于能源危機(jī)前。
　　高新能源比例的電力市場(chǎng)將繼續(xù)推動(dòng)發(fā)展儲(chǔ)能及智能化電網(wǎng)。發(fā)電設(shè)備多元化的弊端包括電力系統(tǒng)不平衡頻率增加、輸電通道阻塞、備用調(diào)峰容量不足等問(wèn)題，而基于智慧化電網(wǎng)及儲(chǔ)能的電力市場(chǎng)輔助服務(wù)能較好解決上述長(zhǎng)期問(wèn)題。
　　風(fēng)險(xiǎn)因素：宏觀衰退需求下行，地緣沖突緩和，碳中和信心不足