欧洲是世界清洁能源发展的起源，随着越来越多的中资企业有意投资欧洲发电市场，分析欧洲能源市场的发展趋势，深入了解欧洲未来发电市场增长方向与空间，掌握市场环境的变化和最新的监管审查要求，总结已投资欧洲发电领域的中国企业成功经验，能够使中资企业快速寻找发现合适的投资机会，打开欧洲发电市场开发大门。
（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：时文刚）
欧洲发电市场现状
2017年欧洲区域总发电量为3901太瓦时，占全球发电量的15.3%，仅次于亚太区域的44.9%（其中中国占全球的25.4%）和北美区域的20.7%。欧洲各国的电力能源结构进一步优化，电力能源生产和消费都向清洁低碳能源倾斜。2017年，欧洲非水可再生能源总发电量679太瓦时，首次超过了燃煤发电量。
如图1所示，2010~2017年，欧洲核能发电量占总发电量比重由27.35%下降为25.59%，燃煤发电比重由24.54%下降为20.62%，天然气发电比重由22.82%下降为19.70%，而风电比重由4.47%上升为11.22%，太阳能比重由0.70%上升为3.67%。
由此可见，可再生能源持续增加电力供应比重，生物质发电增速放缓，核电、燃煤发电产量稳中略降，天然气发电保持增长，风能和太阳能已成为欧洲电力系统新的增长点和重要支撑。
欧洲能源市场发展趋势
迈向3D欧洲能源系统
欧洲能源系统目前正历经三大趋势性特点，去碳化（Decarbonisation）、数字化（Digitalisation）和去中心化（Decentralisation），简称3D欧洲能源系统。基于强大的公共政策效力，去碳化正在改变欧洲的能源结构，而数字技术的创新正在使能源系统运行和消费者服务方式发生颠覆性的变化。
数字化是能源供应去碳化与去中心化的重要催化剂。数字技术，如智能电表，可使消费者更多地掌握能源使用情况，并从附加服务中获益。同时，能源供应商可以优化运营，开发新的优惠供应服务方案。系统运营商则可以从不断发展的实时数据处理技术中受益，从而更有效地管理电力生产供应网络，并将越来越多的可再生能源集成到能源系统中。数字化的发展也使得欧洲的能源系统变得更加去中心化，并使得以前在很大程度上是分布化的服务（电力、热力、传输、数据）之间的互动越来越多。
为顺应3D能源系统发展趋势，欧洲能源企业正在调整发展战略，以适应新的挑战。例如，作为欧美海上风电最大投资企业之一的原挪威国家石油公司（Statoil，已更改公司名称为Equinor）开始涉足更加广阔的能源领域投资，特别是最近几年在德国、英国、苏格兰、荷兰、波兰、美国等国家的海上风电领域的投资；类似地，原丹麦丹能集团（已改名为沃旭能源）由传统能源公司成为绿色能源公司的重要战略转型。
此外，意大利国家电力集团（ENEL）、法国恩基集团（原法国燃气苏伊士集团，ENGIE）、德国易昂集团（E.ON）、苏格兰南方能源公司（SSE）、英国森特理克集团（CENTRICA）、德国巴登—符滕堡州能源公司（EnBw）等欧洲大型电力企业都将数字化客户服务方案作为企业发展战略重点内容之一，其中ENGIE、CENTRICA、EnBw等企业还在其发展战略中明确把分布式能源开发作为未来重要发展方向。
欧洲能源结构继续优化
根据《巴黎气候协议》，到2030年要将温室气体排放量在1990年的水平上削减至少45%。这就意味着到2030年36%的能源供应来自于风能、太阳能和生物质能，而不是核能。这是一个具有法律约束力的目标。
2017年4月5日，代表全欧洲3500家公司的电力行业组织欧洲电力工业联盟（Eurelectric）在布鲁塞尔举行新闻发布会，宣布欧洲电力行业计划在2020年以后不再投资新建燃煤电厂。
近年来欧洲可再生能源稳步发展，能源消费结构不断优化。虽然核能依旧是欧盟第一大能源，不过受福岛事故影响，欧洲核能装机容量增长变缓，核能发电量总体上趋于下降。同时，如图2所示，欧洲多国纷纷制定燃煤发电淘汰计划。欧盟的减排目标意味着2030年欧洲电力行业可再生能源将占50％至65％的份额，可以预见风能和太阳能等可再生能源将成为主要的电力来源。
在经济方面，随着风机、光伏组件价格下降，建设成本也逐渐下降，甚至发电成本已经低于燃煤发电和天然气发电，运营维护成本更是远远低于核电；在安全方面，在主权债务危机过后的欧洲，发展清洁能源已成了许多国家增强经济稳定性、减少对外国化石燃料进口依赖的选择。
欧洲能源转型尚待政策的导向
整体来看欧洲可再生能源发展现状，风电与太阳能发电在一次能源结构中已经占有了较高的比例，实现了产业化发展，在市场中与传统化石能源相比已具有市场竞争力。可再生能源的崛起和电力需求疲软导致传统能源业务产能过剩并引发重大亏损。未来由于去碳化政策日益严厉，且伴随技术发展所带来的能源效率的提高，分布式发电的崛起及产能过剩等都会给传统发电公司带来更大的经营压力。
因此，目前欧洲发电市场存在这样一个复杂的情况。一方面，部分欧洲发电公司在说服政策制定者——通过表示其燃煤和燃气电厂是欧洲不可缺少的电源,从而希望在新的政策驱动下仍可确保其维持传统发电形式的盈利能力；另一方面，欧盟各部门继续推动发电公司深化去碳化，并建立重要的可再生能源发电设施，从而逐渐脱离化石燃料。总体而言，虽然欧洲电力行业的能源转型总体上朝着正确的方向发展，但政策还需要更加客观、明确。
欧洲可再生能源发电市场环境变化
欧洲可再生能源支持政策变化
自上世纪末以来，欧洲各国逐步建立起较为完备的可再生能源补贴机制，通过巨额财政补贴扶持可再生能源产业发展，使得欧洲成为全球可再生能源应用规模最大、比重最高的地区。然而巨额财政补贴不仅催生了行业发展过热、产能过剩等负面效应，而且对欧洲各国财政造成了巨大压力，欧债危机爆发更使财政压力雪上加霜。与此同时可再生能源发电成本不断下降，客观上也为削减财政补贴创造了条件。为此，从2011年开始欧洲多个国家对可再生能源补贴机制作了调整，陆续推出一系列削减或停止可再生能源上网电价补贴的政策。
自2017年起，所有的欧盟成员国都将被强制限制对可再生能源产业进行补贴。新规则更倾向于让市场竞争占据主导地位，越来越多地采用设置最高投标电价上限的技术中立（例如不区分风电与光伏发电项目）的反向电价竞价拍卖来支持大规模可再生能源发展，并允许位于邻国的发电项目参与竞标拍卖，以试图降低电价，增强可再生能源产业本身的竞争力。
此外，一些国家推出新的支持政策，向一些特定可再生能源项目倾斜，例如，意大利将在招标中优先考虑安装在填埋场、采石场、废弃矿山、土壤退化和受污染地区装机容量为1兆瓦以上的光伏项目。
欧洲可再生能源电价变化
欧洲风电拍卖电价自2016年起大幅下跌。德国陆上风电拍卖电价达到了3.8欧分/千瓦时的低水平，西班牙达到了3.3欧分/千瓦时，等于或低于期货批发电价。
海上风电的价格竞争力不断提升。2017年4月德国海上风电项目竞标首次出现零补贴电价。德国和荷兰、丹麦的项目竞标已将未来海上风电的平准化度电成本（LCOE）降至5欧分/千瓦时以下。海上风电项目的补贴水平不断走低，全球共有超过1吉瓦新增海上风电装机的投标价低于当地电力批发价格。在2020年初到2025年间，预计欧洲的海上风电竞标价格将集中在3.5欧分/千瓦时到6.6欧分/千瓦时之间。
太阳能电价也出现大幅下滑。2016年12月至2017年10月，德国光伏项目容量拍卖中标电价下跌约29％，西班牙平均中标电价曾低至3.3欧分/千瓦时。然而，截至2018年1月，2018年至2021年的平均远期电价，西班牙和意大利均为4.8欧分/千瓦时。这比2017年西班牙太阳能拍卖中标电价高出46％。2018年8月，法国光伏地面电站项目总计720兆瓦容量拍卖中标电价为5.21欧分/千瓦时。由此可见，虽然后续几年太阳能电价会继续下降，但是很难再现大幅下滑的情况。
欧洲发电市场的主要投资监管审查
欧盟外国直接投资审查
2018年11月，欧盟出台旨在保护欧盟利益、收紧外国投资审查的最新外商直接投资审查框架草案，以应对由外国投资于战略意义重大且敏感度较高业务领域的欧盟企业所带来的担忧，特别是当外国投资者为国有企业，或者投资对象为关键技术或基础设施时。新框架最引人注目的是其建立的一项新的欧盟范围内的“合作机制”。在这一机制下，欧盟成员国将有义务在成员国及欧盟委员会之间进行信息交流，并就出现的问题予以警示。该框架提供了一份问题列表（非穷尽），成员国在进行外商直接投资评估时可以予以考虑。例如，外商直接投资对重要基础设施、先进/关键技术、重要原材料供给的保障、敏感信息获取（或控制该等信息能力）的影响。框架涉及众多领域，其中就包括能源行业。
显而易见的是，中国，以及即将脱欧的英国在内的众多欧盟成员国的重要投资来源，必然是欧盟成员国外国直接投资监管的重点对象。
然而，欧盟成立的监管机制并不具有强制性，批准外来投资项目的最终决定权依然由各成员国掌握。目前欧盟28个成员国中，仅12个国家建立了对外国投资的审查机制，欧盟各成员国对外国直接投资审查力度不尽相同。
例如，德国政府审核条件相对严格。2018年12月，德国政府通过《对外贸易和支付法案》的修改草案，其中将把目前非欧盟类企业并购德国企业的审查红线从25%的股权大幅降低至10%，审查的范围涉及电信、IT安全、发电站、供电网等等公共安全领域的企业，降低门槛是为了能够审查敏感经济领域的更多收购交易。此前，2018年7月，德国政府以电网安全关乎国家安全为借口，阻止了中国国家电网公司收购德国50赫兹电网运营商20%的股权。这次授权干预事件是德国政府这次修改外商审查条例的动因，因为在原有框架下，外商投资审查仅适用于收购25%及以上的投票权。
2016年10月，中国国家电网对比利时一家电力和天然气配送系统运营商Eandis的收购就以失败告终。当时，比利时国家安全机构预警了国家电网与中国国家政府间的关系，以及比利时技术可能用于军事方面的风险。
当然，对于中国投资持欢迎态度的欧洲国家，例如希腊、葡萄牙、卢森堡等国，其政府的支持仍可为中国发电企业提供更多机会。因为虽然需要考虑其他成员国和欧盟委员会的意见，但是成员国仍可基于其主权作出决定。
欧盟反垄断审查
根据2004年欧盟139/2004号《欧盟合并控制规则》，欧盟委员会有权审查在欧盟拥有一定营业额的公司参与的合并控制交易，这就是欧盟并购交易所涉及的反垄断审查。
在《欧盟合并控制规则》项下进行的合并控制申报是强制性的，交易方必须在申报获得通过后才能执行拟议并购交易，否则将招致巨额罚款。
在实际执行中，有关企业的营业额作为其是否达到申报标准的指标，主要依据以下两个申报标准之一：
所有有关企业在全球范围内的年营业额总和超过50亿欧元，且有关企业中至少有两家企业在欧盟范围内的年营业额均各自超过2.5亿欧元（但是每一家企业欧盟范围内的年营业额的2/3以上均来源于同一成员国的除外）；
所有有关企业在全球范围内的年营业额总和超过25亿欧元；在至少3个成员国的每一个国家中，所有有关企业的年营业额总和超过1亿欧元；至少有两家企业在前述3个成员国的每一个国家中的年营业额均各自超过2500万欧元；并且，有关企业中至少有两家企业在欧盟范围内的年营业额均各自超过1亿欧元（但是每一家企业欧盟范围内的年营业额的2/3以上均来源于同一成员国的除外）。
在近期涉及中国国有企业的反垄断审查中，在计算营业额时是否需要考虑其他中国国有企业的营业额成为一个关键问题。虽然《欧盟合并控制规则》对此没有明确的规定，但是欧盟委员会的审查决定表明，在考虑营业额指标是否加入其他国有企业的营业额时，需要考虑相关国有企业是否具有独立的决策权、是否彼此独立、以及是否独立于本国政府。即，如果欧盟委员会认定提交申报的中国国有企业与其他受控于中国国资委的国有企业与中国政府之间缺乏独立性，则在计算被审查案件所涉及的中国国有企业的营业额时，将合并计算受控于中国国资委的其他国有企业的营业额，以确定是否达到欧盟委员会行使管辖权所必需的营业额标准。
2016年，中广核联合法国电力公司（EDF）投资英国核电项目。欧盟在进行反垄断审查时就提出如中广核被认定与其他中国国资委控股企业间有较强的关联性，则将合并计算所有国有企业的营业额。这预示着未来在欧盟某些涉及中国国有发电企业（包括那些在欧盟营业额很少或几乎没有营业额的国有企业）的并购交易可能会触发欧盟委员会的强制性反垄断审查。此外，当中国发电企业收购欧洲跨国集团时，将同时面临多国政府监管机构的审查。例如，2018年5月，三峡集团拟要约收购绝对控股葡萄牙电力公司（EDP），其中就涉及8个国家18个监管机构的审查。总之，欧盟委员会对中国国有发电企业的合并控制审查将更加繁杂冗长，并要求中国企业提供更多的申报文件。
欧盟厂网分离审查
为了推进欧盟成员国的电力体制改革，欧盟于1996年、2003年和2009年先后发布三次具有法律约束力的电力改革指令。根据2009年第三次指令中《关于欧盟内部电力市场通用规则的指令(2009/72/EC)》的要求，为了保证发电企业对电网公平接入和促进电网的设备投资，欧盟委员会向成员国推荐了电力产业的三种纵向分拆形式，各成员国可自行选择一种厂网分离模式：
所有权分离：所有综合能源公司都出售其天然气和电力传输网络所有权。在这种情况下，不允许电/气供应或生产企业控股输电/气系统运营企业或干扰其工作。
独立系统运营商：能源供应与生产企业仍可拥有天然气和电力传输网络所有权，但电/气传输网络的运行、维护和网络投资必须完全交由一个独立企业完成。
独立传输系统运营商：能源供应与生产企业仍可拥有并运营天然气和电力传输网络所有权，但是只能通过一个子公司来运营，并且其所有重要决策不得受母公司影响。
为此，欧盟已发布厂网分离的相关指导文件，说明如何实施上述厂网分离模式。
为确保按照欧盟内部电力市场通用规则指令的厂网分离要求执行，一般由各欧盟成员国的国家能源市场监管机构负责审核本国电网运营商的资质，并通报欧盟，欧盟公布符合资质要求的电网运营商名单。实际上，欧盟成员国在进行本国相关厂网分离问题的分析和决定时，并不会完全按照欧盟指令僵化执行，而会综合考虑指令制定的出发点，即是否已经消除利益冲突，以及欧盟的决定和先例。
根据欧盟指令第9条电力厂网分离的要求，同一主体不得在控制某发电资产的同时控制某输电资产或电网系统，也不得同时对某输电资产或电网系统享有任何权利，如投票权，任命董事、高管，持有多数股权。但是，如果发电资产和输电资产由两个不同的公权力实体控制，则不应视为由“同一主体”控制。
2016年，在进行中广核收购英国核电站的竞争者集中审查时，欧盟反垄断执法委员会曾指出，“中国国有企业不应被认为拥有独立于中国国资委的决策权”，即中国所有的国有企业应被视为同一主体。欧盟能源执法机构后来均参考该决定，认为当发电和输电资产为外国政府所控制时，应根据第9条厂网分离的一般规则具体问题具体分析，从而确定是否满足独立性要求。
目前，在中国国有企业中，已有国家电网与南方电网分别在欧洲收购当地电网运营商股权。因此，按照此前欧盟将中国所有国有企业视为同一主体的审查决定先例，中国国有发电企业在欧洲发电资产的投资有可能触发上述两个电网企业在欧盟国家的电网运营商（Transmission System Operator，TSO）资质审查，中国电网企业在其欧盟电网运营商股份公司中享有的前述相关权利亦有可能受到影响。
中国企业在欧洲发电市场投资建议
欧洲地区始终是中国电力企业直接对外投资的重要区域，近几年，国家电网、南方电网、国能投、三峡集团、中广核、华电集团、国投集团、中电建、北方工业集团（兵器工业集团）等中国国有企业都在欧洲加大投资力度，在欧洲电力资产股权交易市场中表现非常积极活跃，电力资产已经覆盖欧洲16个国家。特别是中广核旗下的欧洲能源公司发展迅速，在运在建可再生能源资产容量近1.6吉瓦，覆盖6个欧洲发达国家。
此外，欧洲是全球最早商业化发展海上风电的地区，技术、供应链、政策和资金体系发展相对较为成熟，领先优势明显。三峡集团、华润电力与国投电力都已投资德国与英国海上风电，通过学习和积累欧洲海上风电行业的经验、建设运营管理手段，有望引入到国内海上风电市场。
针对未来中国企业在欧洲发电市场的强烈投资意向，结合欧洲能源市场发展趋势、可再生能源发电市场环境与发电市场监管审查机制的不断变化，综合提出以下几个方面的投资建议。
投资方向与模式建议
欧盟的CO2减排目标意味着2030年电力行业可再生能源将占50％~65％的份额，可以预见风能和太阳能将成为主要的电力来源。根据全球风能理事会的预测，到2030年欧洲风能和太阳能发电量可能比2017年增加一倍或三倍。因此，风能与太阳能将是欧洲发电市场的主要投资方向。
中国企业可以依托国家能源外交，充分利用现有政府合作框架下的“一带一路”高峰论坛、亚欧会议（亚欧工商论坛）、中英能源对话、中国-中东欧国家“16+1”能源合作等国际合作平台，与国内发电设备制造商、电力工程建设企业“抱团出海”，加强联合体协作，共同发掘欧洲投资机遇。
欧洲海上风电开发空间巨大，法国电力公司、挪威国家石油公司、德国莱茵集团、德国巴登—符滕堡州能源公司、丹麦沃旭能源集团等欧洲大型能源企业都将海上风电作为未来的投资重点领域。然而，海上风电资金密集度相对较高，资本金需求大，这些企业一般都通过引入投资合作伙伴共同开发，这为中国企业进入欧洲海上风电市场提供了方便条件。因此，可以加强与欧洲大型电力企业的交流合作，以资本为纽带，共同开发欧洲与第三方市场，实现优势互补、互惠共赢。
关于具体投资模式与收益预期，已经扎根欧洲市场的中国发电企业与发电设备制造企业已积累了成功的经验。大型国有发电企业不再固守必须绝对控股、财务并表、收益率可比国内项目的传统预期要求，而是越来越重视通过欧洲合资企业来积累自身国际化经验，培养、储备企业国际化管理人才，投资收益要求亦更多地参考东道国市场行业平均水平。在海上风电等资本密集的投资领域，中国企业越来越多地采用参股、相对控股、甚至财务投资等方式，在分散风险，平稳“出海”的同时，还可顺利通过欧盟愈加复杂严苛的各种监管审查。
投资区域建议
重点投资区域：英国、荷兰、爱尔兰、德国、法国、比利时等国家可作为中国企业在欧洲发展的核心区域。这些国家的电力市场政策成熟稳定，电源结构转型升级内部驱动力十足，电源项目市场交易活跃，未来太阳能与海上风电开发空间巨大，这些国家本身也是欧洲电源项目投资的核心发展区域。
优先投资区域：包括波兰、克罗地亚、塞尔维亚、捷克、斯洛伐克、波黑、土耳其等国家。这些有“潜力”增长的国家，区域发展环境好，电力紧缺，电力装机增长意愿强烈，但是自身资金不足，保障政策正在逐渐完善，前景很看好，有潜在的投资机会，但是需要做好、做足优选工作。
适度投资区域：包括西班牙、奥地利、瑞典、丹麦、芬兰、挪威、罗马尼亚、保加利亚、斯洛文尼亚、塞浦路斯、马耳他、拉脱维亚、立陶宛、爱沙尼亚、匈牙利等国家。所谓适度投资，就是要掌握好投资的时机与进度，因为这些区域国家都有各自的不确定性。例如，北欧区域四国已经与爱沙尼亚形成电力统一调度与定价交易系统，北欧水电资源富足，电源项目开发几近饱和，市场交易电价非常低，发展和盈利空间都比较有限；西班牙与罗马尼亚、保加利亚等国家电力政策不确定，过去几年都曾出现可追溯至已投产电源项目的降低电价或绿证价格情况；奥地利、马耳他、塞浦路斯等其余国家，或者发展内部驱动力不足，或者国土面积较小，发展空间或潜力有限。
谨慎投资区域：主要包括中国国家电网已经进入的葡萄牙、意大利与希腊等国家，以及南方电网已经进入的卢森堡。“谨慎”投资，就是要缓一缓、有所控制。因为这些地区受所在国与欧盟厂网分离的投资条件限制，中资国有企业的新增电源项目投资将有可能影响国家电网、南方电网在其投资企业中持有的股东权利，考虑到保护中国企业在投资所在国的整体利益，所以中资国有企业发电企业在这些国家的投资发展空间将受到某种程度的约束。
应对监管审查建议
一般跨国收购牵扯多方利益，交易方案设计极为复杂，投资流程周期较长，再加上还要应对多个国家监管机构的审批，导致交易过程中存在很大的不确定性，欧盟外商直接投资审查、反垄断审查与厂网分离审查都可能会导致交易终止。
因此，中国企业的并购交易若包含以欧洲为重点的交易，则必须在市场分析阶段、交易中、甚至交易后，都要认真考虑相关国家与欧盟审查制度的适用范围和影响，国际投资团队以及投资顾问可以在此期间扮演重要的角色。
在市场分析阶段，中国投资企业应当对并购交易领域的各种审查问题有着足够的认识和重视，为评估这些风险，可引入专业机构进行深入、客观地分析和评估。例如，帮助中国国有发电企业分析和论证交易发电装机规模和持股比例是否触及反垄断审查？投资领域是否涉及被监管的安全问题？如何安排各种审查先后次序？中国发电企业并购是否影响中国电网企业在欧洲已经获得的电网运营商资质？是否存在被否决的风险？是否适用于监管例外情形？是否有补救措施？在必要时尽快同相关国家的有关部门进行联系，并在交易筹划中充分考虑此项审查涉及的国家数量、各国审查所需时间，以及由此导致的交易成本增加。
在交易阶段，尤其是在起草股权转让协议时，在先决条件章节中应当设定一系列条款和机制。这样，如果交易被欧盟成员国监管机构拒绝，或欧盟发布否定意见，双方（尤其是中方）可以在没有损害、损失且毋须赔偿的情况下退出。例如，如果未能通过国家或欧盟委员会的相关审查，作为收购方的中国企业是否一定需要支付反向分手费？反向分手费额度是多少？如果在约定交易完成日之前未能取得政府审批，中国企业是否有权延长申报时间？如何设置与支付“超时费”？交易双方是否愿意承担风险先行进行一部分交割？后续交割如何安排？是否需要担保？只要中国企业对审查机构履行一定的承诺是否即可实现交易？做出哪些承诺可以通过审查？如果审查机构要求资产剥离，交易双方能够接受的资产剥离方式是什么？资产剥离的最大限额是多少？资产剥离后的交易价格调整机制是什么？
最后，即使交易结束后，也可能需要应对交易后的定期或长期审查，例如发电企业运营过程中的经营行为监管，发展规划申报、备案或审查等要求。这些要求及其执行机制也都应按照交易协议严格执行。
本文刊载于《中国电力企业管理》2019年03期，作者就职于中国大唐集团欧洲公司。
