欧洲统一电力系统市场包含35个国家，近10种市场成员。市场成员包括：发电商、输电公司、配电公司、计量服务提供商、电力交易商、电力交易机构、及平衡责任主体。欧洲电力市场交易存在期货交易、辅助服务市场、平衡市场、备用容量市场、及不平衡结算市场。
　　地缘冲突叠加极端气候助推电价大幅上行，电价短期与化石能源脱钩难。极端高温导致欧洲2022年1-8月水电、核电发电量同比减少25.5%及15.2%，因此需要煤炭及天然气弥补缺口。与此同时，欧洲电力市场采用边际定价模式，从新能源到化石能源依次上网，导致电价与最后上网的天然气挂钩。德国、法国、英国及北欧四国2022年的平均电价较2021年分别同比增长186%、213%、99%及140%。此外，根据2023年法国核电运行比例和水电恢复较悲观的预判，短期内欧洲电价依然难以摆脱天然气定价。
　　欧洲电网长期平均发电出力比例下降，在取暖季面临较大压力。新能源装机持续替代传统能源装机，有效出力比例长期下行。从2018年至今德国电力系统出力比例的趋势来看，出力比例从28%下行至23%。与此同时，电力负荷/气温敏感性分析和电力负荷预测模型显示，德国电力系统在今年冬季依然有较大概率出现电力供需不足的问题。
　　能源危机抬高传统能源价格中枢，新能源收益率或长期保持高位。2021年以前，德国离岸风电、岸上风电、以及光伏的平均捕获价格分别为33、31及36欧元/MWh；从2021年底取暖季起，新能源捕获价格持续接近200欧元/MWh。尽管2023年欧洲电价或重心回落，但仍将保持较高水平，因此未来新能源收益或将继续高于能源危机前。
　　高新能源比例的电力市场将继续推动发展储能及智能化电网。发电设备多元化的弊端包括电力系统不平衡频率增加、输电通道阻塞、备用调峰容量不足等问题，而基于智慧化电网及储能的电力市场辅助服务能较好解决上述长期问题。
　　风险因素：宏观衰退需求下行，地缘冲突缓和，碳中和信心不足