6月25日，欧洲电力交易所Epex Spot遭遇技术性解耦（因为价格出清的软件故障导致耦合算法没有被调用），引发了现货电力价格的剧烈波动。
7月10日，Epex Spot公布了事件调查的报告，让我们能够更清晰地了解事件发生的原因及影响。
01来龙去脉
CEST时间6月25日上午10：08，EPEX Spot在软件功能升级之后出现了技术性问题，ETS交易系统无法使用。随后，有Bug的软件升级被停用，以防止ETS更进一步出现问题。
随后，EPEX Spot检测到影响市场主体访问交易系统的连接问题。尽管市场方面迅速采取措施进行解决，但交易系统还是存在相应速度低的问题。这意味着市场参与者和ETS很难形成有效的交互联系。
到13：05，EPEX Spot始终没有解决软件Bug问题，单一日前耦合（SDAC）又迫在眉睫。按照程序，EPEX Spot必须声明在SDAC中部分解耦。
13：38开始，软件问题逐渐得到解决。ETS的响应逐渐恢复到正常状态，市场主体也开始恢复连接至交易系统。
在解耦前，订单开放了约1小时时间，链接ETS的用户数量与往日数据一致。
报告指出，在脱钩时段，EPEX Spot的交易量与前一天的成交量基本一致。价格也正确地反映出了供需订单情况。解耦的操作导致市场里的跨境容量分配出现了问题。突出表现在法国、德国等地的价格畸形。
德国日前平均价格从平常的80欧元攀升至每兆瓦时492欧元。 6月25日上午6点到7点，德国电价飙升至每兆瓦时2,325欧元（2,488 美元），而这一时段的长期平均电价约为50欧元。
据彭博社报道，在最严重的情况下，德国短期电价比正常水平高出3000%，而法国电价则跌至接近零（2.96欧元/兆瓦时）。对于整个市场而言，一天的总损失可能约为3亿欧元（3.27亿美元）。
截至报告公布的7月10日，技术问题已经全部解决。
但后续影响依然在发酵。
02市场的残酷与真实
EPEX SPOT日前拍卖被整合到单日耦合 (SDAC) 中，涵盖欧洲27个国家（不包括英国和瑞士）。
单一日前耦合 (SDAC) 的目标是创建一个单一的泛欧跨区域日前电力市场。这个整合的日前市场旨在通过促进有效竞争、增加流动性和优化整个欧洲发电资源的利用来提高整体交易效率。
SDAC通过共同算法耦合不同地区的批发电力市场，以最有效的方式分配稀缺的跨境输电容量，同时考虑跨境输电约束，从而最大化社会福利。
简单地说，电可以从北欧的挪威传输到丹麦再传输到德国。再比如说，德国光伏大发的时段，电力供给可能过剩，那么多余电力可以卖到法国。而阴雨天气没有光伏发电，德国也可以用得上法国的核电。
几个国家或区域电网（电力市场）的结合，保障了电力高效地传输。而一旦出现突发性解耦，影响也无疑十分巨大。
EEX（欧洲能源交易所）依赖EPEX SPOT的价格来推进期货、期权等衍生品交易。这次意外的价格波动，意味着对冲基金可能会在EEX中损失惨重。
6月27日，EEX宣布接受这次异常的价格。这引发了市场的激烈讨论。彭博社指出6月25日事件带来的扭曲价格并不符合逻辑，只是表面上正确。而无论EEX选择接受价格还是不接受价格，都将面临法律诉讼。EEX和EPEX SPOT选择的最简单的方式：躲在规则背后。
有持不同观点指出，EPEX Spot的竞争对手Nord Pool AS当天没有遇到技术故障，价格也正常。如果EPEX Spot价格有问题，为何不采用Nord Pool的数据？在没有解耦的北欧电力交易所（Nordpool），德国日前价格则与以往价格接近，保持在较为平稳的103.01欧元/兆瓦时。
即使市场脱钩，交易所也应该准备使用所谓的“影子拍卖”来计算跨境流量。
不是只有对冲基金在这次的价格异常中受害。德国的电力密集型企业，尤其是制造业企业，不得不拿出额外的现金来维持运营，一些企业甚至选择当天停产（有些企业选择电价与日前价格挂钩）。
采用日前电价的德国企业支付的平均电价接近每兆瓦时500欧元；一天后，随着欧洲电力市场再次“耦合”，电价跌至每兆瓦时约60欧元。
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