一 前言

德国电力市场处于历史重建期。今天，已经有约22%的电力来自可再生能源。根据德国联邦政府的能源概念，到2050年这一比例应当达到80%。同时，电力供应在地区层面也有变化，无论是常规发电还是可再生能源发电在很大程度上都来自德国北部。

《可再生能源法》使得大规模可再生能源发电成为可能。自从《可再生能源法》于2000年生效以来，可再生能源发电已经从每年发电37.9太瓦时（TWh）增加了两倍，到2012年达到每年136.2太瓦时（TWh）（德国联邦经济与科技部，2013）。在这段时间，风力发电和太阳能发电的增加尤为突出。然而，能源概念中已建立的长期能源政策目标成为德国的一大挑战。为了以最有效率的方式达成这些目标，今天必须建立起一个路径框架，构建基于可再生能源的能源系统。从今天及未来看，公众对可再生能源的支持在经济上是合理的。如果没有政策干预，常规能源发电将造成并未反映在市场价格中的环境问题。特别是，这些包括欧洲碳排放交易体系（EU ETS）未涵盖的环境负担，例如空气或噪声污染。这些所谓的外部性并非或者在很小的程度上由可再生能源发电引起的。

《可再生能源法》的引入和设计具有市场实验属性、高进入壁垒，以及市场成熟度缺乏，对风电和太阳能发电而言尤其如此。对这些技术而言，学习曲线效应可能很明显。而需求则刺激了这些发电形式的创新。

目前的支持计划保证了投资者以一个固定的价格销售电力，最小化风险及投资的成本。这从根本上促进了德国可再生能源的动态发展。到现在为止，可再生能源技术已经得到普遍应用，而且成为德国电力的一个重要组成部分。市场设计必须适应这种新形势。这是当前讨论的共识。各个研究机构正在准备或已经提出许多与《可再生能源法》改革相关的建议和一个潜在的电力市场新设计。^[1]

未来几年，电力供应将会进一步迁移到北部。根据德国联邦网络管理局（联邦电力、天然气、电信、邮政、铁路网络局，BNetzA）（德国联邦网络管理局，2013b）的数据，德国不间断发电厂的装机容量将会增加10亿瓦特。但是在德国南部，装机容量同期将会减少56亿瓦特。过去，风能发电的发展提升了北方在整个德国发电中的作用，这一情况还可能继续。尽管发电已经逐渐转向并且还会继续转向北方，电力的消费主要发生在德国的西部和南部。找到方法应对这一转变将会对未来的电力市场形成挑战。

德国发电的深刻变革要求市场设计发生根本性改变。仅仅修正《可再生能源法》是不够的。我们认识到投资者和生产者并不把何时、哪里需要电力时他们的行为当作可再生能源有效发展的障碍。缺乏不被扭曲而反映电力实际稀缺性的价格，使得投资者和生产者缺乏激励机制去做出更多市场导向型的决策。

没有制定稀缺价格也加剧了区域不平衡。如果常规发电厂和可再生能源发电厂不依据电力的实际稀缺性发展，就会有经常出现区域性过度生产和生产不足的风险。同时还会增加不必要的成本。这些成本一方面来自保障供应以免出现生产不足的额外的措施，另一方面来自其他地方的过度生产。

在接下来的论述中，我们将会解释如何改善投资者和生产者对实际稀缺的反应。我们将超越一个孤立的《可再生能源法》改革，而考虑输电网拥堵的可能。我们将会概述一个市场设计，在这个设计中可再生能源的收入来自两方面，一方面来自市场，特别是来自电力交易所的销售，另一方面来自可再生能源发电的溢价。应当根据须避免的外部性来确定溢价的金额。然而，补贴的量化独立于我们的概念。此外，我们建议根据输电网现有的稀缺性将德国电力市场分为两个或更多的定价区域，而不是统一现货价格的单一定价区域。我们讨论的结果是得出一个新的，有成本效率的，政治上可行的电力市场设计草图。

二 价格信号缺乏造成低效率

自2000年实施《可再生能源法》以来，可再生能源发电的电力供给显著增加。在1991年，只有17.5太瓦时（TWh）的电力来自可再生能源。到2000年，37.9太瓦时（TWh）的电力来自可再生能源。到2012年这一数字已经增加到136.2太瓦时（TWh）（见图1）。可再生能源可观的增长表明《可再生能源法》的成功。然而，这一成功同时暴露了固定上网电价的缺点。关键性问题是对送入电网的固定补偿并没有给可再生能源发电厂的投资者和运营者提供激励使他们