市场机制，欧洲可再生能源大发展的关键( 二 ) 政治意愿、补贴扶持、市场机

德国最近出台了2021版可再生能源法，计划2021年起每年拍卖至少8GW的可再生能源项目，实现在2030年光伏装机总量翻倍到100GW ，陆上风电为71GW ，海上风电为20GW ，生物质能发电装机增加到8.4GW ，届时可再生能源占发电比达到65％。而其他国家也不甘落后，纷纷承诺了拍卖，据初步统计，欧洲十国在2021年将拍卖至少40GW风电光伏项目。荷兰、葡萄牙、丹麦和爱尔兰也将会举行拍卖，还没有公布具体容量。这显示了在欧盟绿色新政以及有力的气候政策框架的推动下，成员国政府对可再生能源的大力支持。
灵活多样、实时高效的电力市场
可再生能源在欧洲参与电力市场的方式也随着补贴机制逐渐演变。
在发展初期，可再生能源成本较高，直接参与电力市场没有价格竞争优势，欧洲许多国家主要采用固定电价机制，由配电网运营商以固定价收购可再生能源，由输电网运营商统一纳入现货市场。随着补贴机制不断演变，欧洲各国的可再生能源参与电力市场的程度越来越高。因为边际成本很低几乎接近零，所以可再生能源在日前市场通常是最优先竞价上网的电源。差价合约和溢价等补贴机制都鼓励可再生能源发电商直接参与电力市场，利用其低边际成本的价格竞争优势，提高新能源消纳能力。
欧洲电力市场相对成熟，中长期市场、现货市场和平衡市场协调配合，共同应对风电光伏波动性出力特性对电力系统的冲击。同时欧洲高效互联电网链接统一电力市场，跨国输电发达，实现了更大范围之内配置可再生能源。
电力市场也不断发展，来更好地适应波动性较大的可再生能源发电量的逐渐增加。除日前市场外，日内交易市场近年来逐渐活跃，交易产品种类也从拍卖和小时合约扩展到更细分的15分钟和30分钟交易，使得市场参与者能够在实时电力平衡前最大限度地调整风电和光伏出力的预测误差。
以欧洲最大的电力现货交易所之一EPEXSPOT为例，其日内市场交易量近年来遥遥上升，也反映了可再生能源参与电力市场的程度越来越高。 2020年日前市场交易量为510.4TWh ，覆盖德国、法国、英国、荷兰、比利时、奥地利、瑞士和卢森堡八个国家，其中德国份额最高。日内交易量达到了111.2TWh ，同比2019年上升21％。而在日内市场的各种产品中， 15分钟和30分钟短期交易产品的交易量也逐渐上涨，也主要以德国为主。

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EPEXSPOT交易所目前约有300名会员参与交易，大致可以分为发电企业、金融机构、用户、电网运营商和集合竞价商Aggregator等。交易所一般都设定一定的准入条件，而集合竞价商的引入，便利了小型可再生能源发电商参与电力交易，作为它们的代理，协助如小型风电场在市场售电和管理平衡成本风险。
集合竞价商可以和多个发电商签订集合的代理合同，确定售电收入曲线，以及每兆瓦时电量的代理费用。然后在电力交易所参与日前日内市场等，获取收入。一般来说，集合竞价商会尽量代理不同类型的多个发电商，比如新旧风电场都有一定的数量，来提高效率降低风险。
从德国电力交易量数据也可以看出集合竞价商代表的可再生能源发电商参与现货市场的动态走势。 2012年德国引入“直接市场交易”模式之后，集合竞价商在日前市场的交易量激增，每月可以达到风力发电的70％以上，说明大多数风电场参与了交易。每月的风力发电量从2010年的3TWh ，随着风电装机的增加持续上升，在2019年达到了16TWh 。日前市场出售风电的投标量和风电出力趋势也大致一致。同时，可再生能源发电商再利用日内市场继续调整预测误差，减少潜在的不平衡费用。
批发电价走低，零售电价升高
可再生能源在电源结构中所占比例越来越高，其边际成本又接近于零，对于以成本决定出清机组和价格的电力市场也有影响，主要表现在会陆续拉低现货电价。第一，白天光伏出力表现最为充分，更容易替代原本作为调峰机组的成本较高的气电和抽水蓄能机组，压低峰值负荷电价。 2019年日前市场峰值负荷年均价为40.5欧元，比2011年降低了16欧元。第二，可再生能源作为优先机组先被调度，在风电光伏出力较大再遇上负荷较低的时段，容易引发负电价，这就拉低了年度平均价格。
2013年德国全年只有64个小时为负电价，陆续增加到近两年的150小时以上，在2020年则突破了200小时。德国最新通过的可再生能源法，提出如果连续15分钟为负电价，那么可再生能源发电方就不再享受补贴。这一新规则只适用于2021年后新建的项目，已运营的项目仍然按照之前的“连续六小时负电价取消补贴额”规定，但是这一规则有可能会略减负电价的小时数。