1. 法国电力市场概况
法国电力市场主要依托法国电力集团（EDF）垂直一体化管理，市场份额超过75%。
EDF成立于1946年，业务涵盖发电、输电、配电、能源交易、能源服务和能效管理等多个环节，具有鲜明的垂直一体化管理特征。起初，EDF是国有独资企业，经过股份制改革上市及多次并购重组，成为国有控股企业，目前法国政府持有其84.5%的股份，通过绝对控股来实现对国家电力行业的严格控制。俄乌冲突爆发后，法国政府曾考虑将负债累累的EDF再次100%国有化，以应对日益严峻的国际能源挑战。
2. 电力市场化改革
发电环节结束绝对垄断，输电、配电两个环节仍保持着国有垄断，售电环节形成竞争关系。1999年，与欧洲统一电力市场建设相呼应，法国开始电力市场化改革，将发电、输电、配电和售电四个环节从EDF垂直一体化管理体制中分离出来。
• 发电：1999年EDF结束了其在本土发电市场的绝对垄断地位，独立发电商、企业自有电厂等也可公平接入电网，参与电力批发市场竞争。
• 输电：2005年输电公司RTE拆分独立，成为全资子公司，仍然高度垄断。
• 配电：2008年配电运营商Enedis拆分独立成为全资子公司，运营法国95%的配电网。开放程度高于输电领域，但仍高度集中。
• 售电：市场竞争程度相对较高，主要分为传统售电商和新入市场的自由售电商两类。Enedis是用户默认的传统售电商，提供了费率较低的管制型电价，因此拥有大量用户。
3. 电价机制改革
电价机制从监管走向市场。在市场化改革实施前，法国实施政府管制体系和政府审批电价机制。电力市场改革后，电价设置也发生了变化，市场上出现了两种电价：监管价和市场价。
• 监管价：基本沿袭了改革前的定价方式，只能由传统售电商提供，由政府经济与能源部门根据能源监管委员会的建议来制定。2006年后的监管价只针对认购容量小于36千伏安的用户。
• 市场价：由供电商自行制定，传统售电商和自由售电商均可提供市场价。市场价由用户电费、售电费、输配电费、税与分担额组成，主要包括三类：一是固定价，在合同期内保持不变，不受电力市场的影响；二是参考价，在合同期内无论监管价上涨还是下跌，总以一定比例低于监管价；三是绿色电价，即所涉电力百分百来源于新能源发电。
4. 核电定价新机制
核电定价新机制下的超额收益将由政府部分征收并再分配。
2010年法国为促进竞争而建立“现有核电受管制获取”（Accès Régulé àl’Electricité Nucléaire Historique, ARENH）机制。根据该机制，在2011年7月至2025年12月期间，每年EDF以42欧元/MWh的监管价格将100TWh电力（约占其产量的四分之一）出售给批发市场上的竞争电力供应商。
2022年1月，法国政府为限制电价上涨，要求以46.2欧元/MWh的监管价格向竞争供应商额外出售20TWh电力。为了以监管价格履行电力合同，EDF必须从其他供应商处高价购买，从而造成利润损失。2026年起执行新机制，控制核电平衡均价70欧元/MWh。
2023年11月，法国政府和EDF就核电电价达成协议，规定从2026年起，核电平衡均价控制在70欧元/MWh，定价考虑了未来核电运行及新核电（EPR2）建设的成本，将使EDF有足够盈利空间推动新项目。新机制下，当EDF因市场价格飙升而利润超预期时，将需要把部分的额外盈利还给国家来补贴终端用户。
5. 新机制对EDF的影响
考虑2026-2030年期间每年核电发电量361.5TWh，2031-2035年为每年360.2TWh，2036-2040年为每年344.1TWh，法国能源监管委员会CRE核算了现有核电厂的全部成本，在2026-2030年/2031-2035年/2036-2040年分别为60.7/59.1/57.3欧元每兆瓦时。同时，通过扣除非会计成本来计算生产会计成本，在2026-2030年/2031-2035年/2036-2040年分别为57.8/56.6/54.9欧元每兆瓦时，若价格低于此成本，EDF将面临亏损。
新机制保障合理电价，超额收益再分配。我们取销售价格区间70-120€/MWh进行分析，假设以最大成本60.7€/MWh（2026-2030年全部成本）测算：销售价格在70-78区间时，EDF收益率为13%-22%；销售价格在78-110区间时，EDF收益率为22%-35%，边际增量减少；销售价格在110-120区间时，EDF收益率为35%-36%，边际增量再次显著减少。与之相反，由政府征收并向终端用户再分配的超额收益出现加速增长，将在用户账单中扣除部分电费，实现抑制电价增长过快的目的。
