法国电力市场改革与监管

一 、法国电力市场情况

1.法国电力改革情况

与欧洲统一电力市场建设推进相适应，法国于1999年开始市场化改革。

改革第一阶段，1999年、2000年零售市场分别放开至20%和30%比例；2000—2001年法国将指导文件转变为国家法规；2000年3月，法国能源监管委员会CRE成立；2001年电力交易公司Powernext成立。

（来源：微信公众号“电价研究前沿” 作者：张超）

改革第二阶段，2003年RTE平衡市场建立；2004年零售市场向100%非家庭用户（220万用户）放开，同年EDF成为国企，输配逐步走向独立；2005年EDF上市，法国输电公司（RTE）独立；2006年出台区域市场创建协议，作为统一电力市场的过渡阶段；2007年零售市场向所有家庭用户（2700万用户）放开，设立过渡期监管电价调整机制TARTAM；2008年法国配电网公司（Enedis）独立。

改革第三阶段，2009年成立ENTSO-E；2010年结束过渡期监管电价调整机制TARTAM，RTE实施认证制度；2011年欧盟能源监管局ACER成立，法国ARENH制度出台（要求EDF核电发电量按照成本价格向竞争对手出售）；2012年加强对弱势消费者的保障；2013年法国能监会NRA执行操作市场及内部交易处罚权力；2015年首部欧洲电网法规落地，法国能源变革法规出台；2016年36kVA容量以上的注册用户（3700万用户，约436TWh电量）结束管制电价制度。

2.法国电力产业分离

2004年8月，原属于法国电力公司的发电、输电、配电和售电四个行业分别从中分离出来，输电与配电产业仍然保持国有垄断，主要目的是保证电力运输的可靠性与电力的质量，但两个行业不再由法国电力公司管理，输电由法国输电公司（RTE）管理，配电由法国配电公司（Enedis，原名：ERDF）和法国地方配电公司（ELD）管理。

其中，法国输电公司和法国配电公司都是法国电力公司的子公司。随着售电产业开放竞争，供电商分成了传统供电商和可选供电商两类。传统供电商是指法国电力公司和法国地方配电公司，而可选供电商是指其他所有新进入市场的公司。这些供电商在电力市场中形成了竞争关系。

3.能源监管委员会（CRE）

法国于2000年3月24日成立了能源监管委员会（CRE），旨在对法国电力和天然气市场进行监督，保证市场的良好运作，维护终端用户的权益。CRE是独立监管机构，决议的制定与执行均由自身独立完成，具有公平性与客观性。同时，CRE会向公众发布许多有关电力和天然气市场与系统的报告，以公开市场与系统的相关信息，提高其透明度。

在诸多报告中，反映零售市场和批发市场的报告是《电力与天然气市场报告》，这份报告每季度都会发布，利用数据与图表披露市场政策的发展进程，描述市场的现状，分析能源价格变化的原因，向所有市场的参与者展现出一个完整而透明的市场。欧洲能源监管机构理事会（CEER）的团队会对这份报告提出意见。

为了更好地完成市场监管任务，CRE与其他相关机构保持着密切的合作关系，例如，国家信息和自主权委员会（CNIL）、竞争、消费者事务和反欺诈总局（DGCCRF）等。同时，CRE与欧盟的相关机构也有合作，如欧盟能源监管合作局（ACER）和欧洲能源监管机构理事会（CEER）。

CRE主要监管职责：一是保证公共电网和天然气管网及设备的公平接入；二是参与电力技术、安全、定额和质量标准的制定并监督检查，负责电力安全监督管理工作；三是确保电网和天然气管网的运营发展以及经营者的独立性监管；四是颁发和管理电力业务许可证，协同环保部门对电力行业执行环保政策、法规和标准进行监督检查；五是依法对电力市场、电力企业违法违规行为进行调查，处理电力市场纠纷。

4.法国电力市场主要参与者

TSO。法国输电公司（RTE）是法国唯一的TSO，其主要职责包括：拥有并运行输电网络，确保供需实时平衡，通过市场机制确保供电可靠性，计算网络损耗，开展欧洲跨国电力交易。

配电运营商。主要有三类。一是法国配电公司（Enedis），运营约95%的城市配电网；二是地区性配电公司，运用特定区域配电网；三是海外配电公司。

售电商。法国电力市场售电商约120家，但较为活跃的售电商约为20家。

交易中心。法国现货交易在EPEX Spot开展，此外，法国与周边国家存在跨国电力交易。

5.法国电力批发市场及其运行机制

法国批发电力市场处于法国电力系统的中心位置：它保障了电力的供求平衡。供应侧有95%的电量来自发电厂，其余部分由其他欧盟国家进口。需求侧有75%的电量提供给终端用户，其余用于出口。

（1）交易机构

EPEX Spot的电力现货交易，在法国区域主要包括日前竞价（Day-ahead Auction）、 日前连续交易（Day- ahead Continuous）以及日内连续交易（IntradayContinuous），这些交易通过法国输电公司RTE进行交付。EPEX Spot也可以为日内柜台交易（OTC）通过交易系统进行登记结算。

EPEX Spot的49%股份为电网企业持有，电网企业代表占董事会12个席位当中的6个。法国目前主要的交易机构为Powernext，其经营品种包括燃气现货交易、燃气期货交易、节能证书交易、电力衍生品交易、电力现货交易等。EEX打算在2020年1月1日将Powernext业务并入EEX，但须获得必要的批准。

通过整合，Powernext将在单一市场提供所有产品，同时简化新参与者的准入，成员将能够轻松地交易量更大的EEX投资组合，包括天然气、电力和排放配额等，客户将获得更多的交易机会和不断增长的流动性性，同时继续受益于交叉保证金效应，因为ECC仍将提供清算交易服务。

（2）批发市场产品分类

批发市场的产品分为中长期合同（场外实现）、现货和期货。现货的参考EPEX SOPT交易所日前产品的价格，这个价格每天12点半到13点间通过拍卖竞价的方式确定。在RTE实时地进行调整之前，这个价格可以反映出短期的供求平衡，但价格水平波动较大。市场买卖双方可以签署一份中长期的协议，期限可以是几周，几个月或者几年。期货适用于标准化产品，价格要稳定很多，通常作为给终端用户定价的参考。

（3）交易流程与收费

EPEX Spot的日前市场于每天中午12:00出清，全年365天不间断交易。竞价结果于当天中午12:50起公布在EPEX Spot网站上。日内市场于实际发电前一天下午3时开始交易，一直持续至实际生产前30分钟。在每日10:30前，各国TSO需向EPEX Spot发布跨区传输容量的数据，供市场出清使用。在完成竞价后，市场成员根据成交结果安排发用电计划，并以平衡单元的形式上报给TSO进行安全校核。EPEX Spot的收费结构与Nord Pool相似，均分为固定费用和变动费用。目前，变动部分的收入约占EPEX Spot年度总收入的67.6%，而固定费用（包括一次性入场费及会员年费）占23%左右。

（4）结算机制

期货交易结算。对于期货交易，Powernext通过与ECC综合结算平台的接口，将初始交易细节信息传到ECC的clearinghouse。收市后Powernext将成交信息传送给ECC，ECC会将收到的信息记入结算会员的账户（包括自营账户和代理客户账户），ECC针对会员账户进行净额清算，会员资金交收为净应付的，ECC将资金从会员的银行账户划出，并划入ECC 在银行开设的账户内；会员资金交收为净应收的，结算公司从其银行账户将有关资金划入会员的银行账户。

中短期交易结算。交易双方通过双边协商签订双边交易合约，通过Powernext将交易合约信息传递给ECC，按照规定的交割点，经系统运行机构确认交易完成，ECC直接完成款项划转。

平衡电量结算。针对双边交易，发电商或售电商协商确定交易计划，并提前提交给RTE。市场参与者在Powernext开展日前集中竞价，报出可供调度平衡调节电量、时段和价格。运行过程中，RTE根据发电成本、系统安全约束等，进行运行，被调用的电量即为结算平衡电量，日前市场中所报价格即为平衡电量的结算价格，RTE根据具体信息进行结算。由于法国以核电为主的发电结构，火电机组份额较少而且大部分为EDF所有，政府对EDF的监管严格，因此市场运行平稳，很难出现发电合谋报价使得平衡电量价格畸高的情况，也未对平衡电量价格设定价格上限。

输电损耗结算。RTE采用市场公开招标方式购买输电网损电量，按照中标价格和具体调用电量完成结算。

（5）有平衡责任

法国（及多少欧洲国家）市场设计是基于平衡责任人模式上的双边合同，但并不是集中电力库。平衡责任人应将其实际的发电计划与合同中约定的供给向匹配，达到实时平衡，因此需要执行自行优化调度，通过双边交易或日前或日内电力交易市场，补充电量买卖。每一个用户与发电商带有平衡责任，只有具有平衡责任才可以在市场上进行交易。平衡责任人每天在日前向法国输电公司提交他们的生产计划以及在各时期进行的电力交易远期合同，之后，法国输电公司对每个平衡责任人的实时误差进行核算，平衡责任人向法国输电公司支付误差的结算。

（6）平衡责任人的日前调整

发电设备预调度，根据市场情况进行资产调度排程优化，签订补充电量合同，考量输电公司发布的实施平衡相关信息，发电商向输电公司提供的平衡市场相关产品（如辅助服务）。

（7）基于输电公司的平衡机制

法国全国范围内的供需平衡由输电公司通过运营实时平衡机制（RTE）来保证，可实现：全国范围内的发用电实时平衡（包括线损）、调用快速发电容量储备及其他系统辅助服务、解决电网阻塞。所有市场主体都可以参与平衡机制：所有法国的发电机组都有提供平衡服务的义务，必须向电网公司提供所有技术上可行的发电计划变更；国外发电机组以及用户（降负荷）也是重要的平衡机制参与者。输电公司是平衡机制的唯一买房，并按照提供者的报价进行支付（而非出清价格）。输电公司根据平衡市场上坪的技术与经济性择优进行选择，平衡机制产生的价格将用于之后对平衡负责人的误差结算。

（8）信息披露制度

欧盟委员会规定欧洲所有输电运营商（TSO）必须将关于发电、负荷、输电和电力系统平衡等基本信息及时报送给欧洲输电运营商联盟（ENTSO-E），由ENTSO-E通过统一信息透明发布平台由互联网向公众免费进行发布，所有信息应至少保留五年时间，该平台已于2015年1月5日开始正式运营。信息发布的主要内容包括：总负荷数据、关于用户不可用容量的信息、年预测裕度、输电网基础建设信息、输电网的不可用性、跨区输电能力评估及供给、区域间传输能力的使用信息、阻塞管理方法的信息、发电预测信息、发电厂和机组的不可用性相关信息、实际发电量、平衡信息等。

（9）调度运行及监管

法国采用调度与电网合一的模式，在EDF的输电子公司RTE内部设有国家调度运行中心（CNES），负责对400KV系统和跨国联络线进行调度；下设7个区域控制中心，负责对各自管辖的高压或超高压电网（225KV、90KV和63KV）进行调度。调度运行监管包括接入监管和质量监管两方面。2000年，为了推进电力市场化改革，输电系统运营商（TSO）成立，独立于法国电力公司，专职负责法国境内高压、超高压电能输送和电网的投资运行维修。该机构受CRE的监督，投资需经能监会审批，其机构负责人由政府任命。法国对输配电网的运行质量进行了严格监管，CRE基于客观、定量以及可证实的原则，对电网运行服务质量进行评估。

6.法国电力批发市场监管

从2011年12月28日起，CRE所负责的对能源批发市场的监管任务被归入“关于能源批发市场的整合与透明化的欧盟条例”中，也叫REMIT法规。REMIT法规严禁市场单位在能源批发市场中滥用权力。此法规旨在保证能源批发市场的整体性和运作的透明度，规定禁止对市场进行操控，禁止内幕人员交易；要求各个市场单位公布其持有的相关信息。能源批发市场由CRE监管，从而保证对内幕人员交易的禁止，确保对相关信息发布的义务，防止市场被操控。专业交易组织人（PPAT）也会按照CRE的要求，对市场的违规情况进行监视和汇报。依靠欧盟能源监管合作局（ACER）对信息的集中和分享，REMIT得以在欧洲推行。欧盟能源监管合作局、国家监管机构和批发市场的专业交易组织人共同督促市场单位遵守规则，使市场能够得到更加全面的监管。

ACER的对标准信息（比如与交易所或者中间经纪人有关的订单与交易）集中收集于2015年10月启动，对非标准信息（比如双边合同）的集中收集于2016年4月启动。如果国家监管机构满足欧盟能源监管合作局的信息安全标准，这些监管机构便可以与欧盟能源监管合作局共享这些信息。CRE于2015年底满足信息安全标准，从2016年起开始接收数据。ACER与CRE接下来的工作便是建立数据库。2018年ACER提出在建立REMIT信息系统时受到了人力和资金资源短缺的限制。而CRE在不断延长有关数据收集的政策，防止数据中断。ACER与CRE之间的数据传输与对数据完整性和质量的检测工作目前仍在进行。CRE积极参与到推行REMIT的欧盟团体的工作中。它也因此成为了ACER协调组的成员，保证了欧盟各国共同主持ACER和欧洲能源监管机构理事会（CEER）对REMIT法规的执行工作。这些团体和一些相关的专门小组致力于执行REMIT法规。他们也会参与ACER指南的编写。

CRE的监管工作在2017年覆盖了1035TWh（510亿欧元）的电力和570TWh（100亿欧元）的天然气，向市场单位要求信息与数据共26次。CRE的监管工作依靠内外两方面，内部监视工作由批发市场监管部完成，外部监视工作由ACER、监管机构、专业交易组织者或其他市场单位共同完成。根据REMIT第15条规定，CRE与专业交易组织者在批发市场中要保持一致性。专业交易组织者监督市场交易的措施是需要进行被审核的，通过后方可监督交易，并且要及时地告知能监局市场是非是否存在违规情况。专业交易组织者与欧盟能源监管合作局和相关的监管机构同样有着密切的合作。这一层次的监管在CRE看来非常重要，这样大大提高了监管效率。

2018年4月9日，CRE公布了2018年3月22日的关于能源批发市场整体性和透明度的决议。在这个决议中，CRE强调了市场单位在执行REMIT法规中的义务。在禁止内幕人员交易方面，CRE鼓励市场单位，特别是同时拥有发电活动或电力天然气基础设备与参与协商交易的团体，去执行有关相关信息的流通与使用的监管行动（建立内幕人员名单，安装合适的设备等）。这种措施能够有效地预防内幕人员进行交易。如果市场单位在批发市场遇到异常事件，可以联系CRE以解决问题。在有违反REMIT法规嫌疑的情况下，依据能源法，CRE主席可以决定是否对其展开调查，并指派专门的调查员。在必要情况下，调查工作可以移交给纠纷解决与惩罚协会（CoRDiS）。

7.法国电力零售市场

（1）电力市场改革前

在电力市场改革前，法国电力产业由法国电力公司实行一体化垄断经营，电价由法国政府和法国电力公司共同制定。根据不同用户的认购容量和电压等级，电价分为蓝色、黄色、绿色三种电价，这三种电价根据不同的条件，又具有不同的计费方式。

蓝色电价适用于认购容量在36kVA及以下的居民、小工商业等小型用户，分为普通电价、峰谷电价、削峰日电价和蓝白红电价。采用蓝色电价的用户都要签订合同，实行两部制电价，由电量电价和取决于认购容量大小的底费构成。

黄色电价适用于认购容量在36～250kVA的用户，分为普通电价和削峰日电价两种。普通电价按用户对电力的利用小时数划分为中等利用小时数（低于2000h）和较长利用小时数（超过2000h）两类，每一类电价的基本形式均由一种与容量有关的基本电价和几种电量电价构成，而削峰日电价的电价只为较长利用小时数用户提供。

绿色电价适用于认购容量大于250kW的大用户，分为A、B和C三类，主要还是采用两部制电价形式，与黄色电价基本相同，只是择绿色电价用户的用电量占全法国总用电量50%左右，因此绿色电价对时段划分得更加细致。

（2）电力市场改革后

电力市场改革后，电价的设置随之发生了变化，市场出现了两种电价，分别是监管价和市场价。监管价基本沿袭了改革前的定价方式，包含蓝色电价、黄色电价和绿色电价，监管价只能由传统供电商提供，价格由经济与能源部门根据CRE的建议来制定。而市场价由供电商自行制定，传统供电商和可选供电商均可提供市场价。

为了让电力市场的改革更加彻底，2006年1月1日，法国正式取消了黄色电价和绿色电价，这也意味着电力市场对容量需求大于36kVA的用户中完全开放，如今监管价只包含蓝色电价，而且新用户也只能选择其中的普通电价和峰谷电价。市场价大体分为三类，第一类是固定价，电价在合同期内不受电力市场的影响而保持不变；第二类是参考价，在合同期内，无论监管价上涨还是下跌，电价总能保证比监管价便宜一定百分比；第三类是绿色电力，即电力百分之百来源于新能源发电。

用户的电费由每年固定不变的底费和电量电价两部分组成。电量电价又由三部分组成，至2018年一季度分别是售电费（36%）、输配电费（27%）和税与分担额（37%）。

售电费主要用来抵消发电成本、从发电商批发购电成本和商业管理成本。这部分是电价整体中唯一由供电商来决定的部分，这为电力市场的竞争提供了可能性。

输配电费由公共输电网费（TURPE）组成，这部分费用完全由终端用户承担，供电商负责收取这部分费用，并转交给配电公司（GRD）。配电公司将保留其中的四分之三，剩下四分之一再转交给输电公司（GRT）。输配电费由CRE制定，能监局每四年会对公共输电网费进行一次审核。

税与分担额由（国家、地方）政府制定，共包含四种税，即输电税、电力公共服务税、电力最终消费税和增值税（CTA、CSPE、TCFE和TVA）。除增值税外，其他三种税均与电力有关。电力公共服务税（CSPE）在三种与电力有关的税中占比最大，主要用于补偿电力的公共服务，即对新能源发电的资助、对未并网地区的税费的均摊等；电力最终消费税（TCFE）与用电量有关；输电税（CTA）用来资助电力产业中退休人员的养老金；增值税（TVA）是电量电价、电力公共服务税、电力最终消费税的20%加上底费、输电税的5.5%的总和。

（3）用户类型

至2016年市场化用户类型如下表所示：

至2016年，84%户数与39%电量执行管制电价，16%户数与61%电量执行市场化电价。这其中，居民用户87%户数和89%电量采用管制电价，非居民用户70%户数和13%电量采用管制电价。

（4）供应商与电费收缴

供应商方面，法国拥有39家供应商，市场内三大供应商的市场占比指标达95%，市场十分集中，竞争性较弱。例如法国配电网公司Enedis负责用户侧抄表，并负责把表计数据传递给RTE的TSO部门、售电公司。同时在用户侧，部分国家通过估算电量来收费，一般2-3个月缴一次费，每半年或一年抄一次表根据实际数据调整一次，多针对居民用户等。

8.法国电力零售市场监管

（1）CRE的监管

从2004年起，能源监管委员会（CRE）开始对零售市场的进行考察。能源法L.131-1号文件赋予了CRE促进电力和天然气市场的良好发展，保障终端用户权益的任务。法律规定，从2004年起，CRE应向市场单位提升市场的透明度和可读性。CRE也因此发布了一系列指南，旨在衡量市场竞争的发展。

自2010年底，CRE的任务发了生变化。2010年12月7号的2010-1488号法规关于电力市场新组织法（NOME）的第16条规定拓展了CRE的监管任务，并修正了2000年2月10日的2000-108号法规的第28条规定，指出“CRE应当监管发电商、批发商和供电商报价的合理性，其中包括对容量保证的报价，需要重点监督针对终端用户的报价。购电商在经济和技术的限制条件下，可以在一定条件下购买ARENH提供的电力。CRE可以提供意见并建议有利于零售市场正常运行，提高市场透明度的措施，尤其是针对价格方面。”

CRE的监管不断地适应着零售市场的变化，目前，CRE所监管的市场由传统供电商统治着。随着市场的开放和监管价的逐渐取消，CRE需要在市场变化中开发出新的监管思路，并时刻留意可能损害市场健康发展的行为。2017年，CRE为了丰富针对零售市场的监管报告，开始向供电商收集更加全面数据。这些资料内容比以往会更加丰富，一方面可以给市场单位提供更加全面的有关未来市场竞争发展的信息，另一方面，能够强化CRE的对市场单位监管工作。

（2）TARTAM与ARENH

电力市场开放后，虽然市场价比监管价更低，但只有很少一部分用户离开监管价，选择市场价。因为大部分用户还是更加信任已经选择多年的监管价，况且，这种选择在当时是不可逆的，一旦选择了市场价，便不能在回到监管价了。

自2005年以来，化石燃料价格不断上涨，导致火电厂的发电成本提高，由于市场价所出售电力主要来源于火电厂，所有市场价也随化石燃料价格的上涨而上涨，然而监管价所出售的电力主要来自于核电和水电，价格并不会受到化石燃料价格变化的影响。从2004年到2008年，市场价从每MWh的批发价格从24欧涨到了87欧，远高于在30欧附近保持稳定的监管价。许多之前离开监管价的用户也因此希望重新回到监管价。

为此，法国政府于2006年12月7日制定了“市场调整暂行监管价”（TARTAM），简单地说就是“回归价”，这一价格只适用于之前离开了监管价，现在希望重新回归监管价的用户。回归价比监管价要高一些，对于容量小于36kVA的用户，回归价比监管价高10%；对于容量大于36kVA的低压输电用户，回归价高20%；对于高压输电用户，回归价高23%。这一措施并没有解决市场价上涨的问题。

为了降低市场价，法国政府于2010年12月7日颁布了电力市场新组织法（NOME），规定了法国电力公司有义务向可选供电商低价出售其部分核电，即监管获取传统核电（ARENH），允许用户自由地选择监管价和市场价，并取消了回归价。这举措不仅降低了市场价，提升了它的竞争力，让可选供电商得以发展，而且促进了核电的销售，推动了核电的发展。

二、输配电监管

法国能源法令。规定基本的使用公共电网的计费原则；监管规则的制定权交给能源监管委员会（CRE）；能源部长可根据不符合能源政策和公共权力的目标而要求更改。

监管基本情况。

法国输电、配电价格由CRE制定，采用基于绩效管制模式的定价方法，监管期4年。法国输电和配电价格按“邮票法”制定，全国统一标准，与距离无关，城乡之间、地区之间存在电价交叉补贴。

CRE规定了法国电力公司运营成本的总上限，且每年降低5%，企业实际超出部分不予调整；同时，通过制定激励条款，对供电可靠性、运营效率、电网损耗、研发投入及服务质量等进行激励性监管，每年视绩效完成情况将奖惩金额纳入当年电价调整，以促进电网提高绩效。

此外，上网电价执行“双轨制”，既有通过市场达成的价格，又有政府部门核定的管制价格。法国设立平衡性基金面向所有用户收取，占电费的6%左右，作为EDF的收入，用于弥补居民欠费损失、绿色电力损失以及公共用电损失等。

监管收入构成。包括运营成本（覆盖配电收入70%，每年上限90亿欧元）、资本成本（覆盖配电收入30%，每年上限40亿欧元）、激励或处罚措施（不超过总收入2%）、调节账户（CRCP）。

运营成本中，一是运营支出（51%），包括网络运行维护成本、客户管理成本、地方当局及资产所有者关系维护成本、其他运营支持成本等；二是输电费（38%）；三是网损（10%）。

资本成本由股权回报（乘数4.1%）、资产回报（乘数2.6%）、折旧和摊销、折旧续期以及债务利息（3.0%）构成。

激励及惩罚，对运行成本、投资、供电质量、服务质量、损耗、创新研发等，新TURPE框架下的激励监管得到进一步强化。

调节账户（CRCP）不由电网公司控制，每年8月调整，正负2%偏差，但超过2%部分分两年调整，其范围包括：价格收入、输电费、网损购买（受价格风险激励）、连接、资产损失的净账面价值、研发费用、与激励监管相关的财务激励、资本费（部分激励）、价格对其他服务收入的影响（如果与计划索引公式不同），新TURPE5将调试供应商、未付账单范围（分配部分）、许可费、与电力均等基金有关的费用纳入范围。

配电价格组成。包括运营成本（按固定价）、计量成本（按固定价）、用电成本（与电量和报装容量有关）、其他服务项目成本（平衡性基金约占6%，用于弥补居民欠费损失、绿色电力损失以及公共用电损失等）。