中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
歐洲電力市場(chǎng)現(xiàn)狀
歐洲電價(jià)構(gòu)成
歐洲零售電價(jià)由能源供應(yīng)成本、網(wǎng)絡(luò)成本、稅費(fèi)三部分組成。能源危機(jī)前三部分所占比例大致接近，2022年以來(lái)為抵消能源供應(yīng)成本增長(zhǎng)，稅費(fèi)占比有所下降。
各國(guó)電價(jià)情況
批發(fā)電價(jià)格局總體呈現(xiàn)“東高西低、北高南低”的特點(diǎn)。受俄烏沖突影響，芬蘭、瑞典和丹麥等與俄羅斯鄰近的國(guó)家天然氣供應(yīng)壓力大、價(jià)格較高；法國(guó)、荷蘭和西班牙等國(guó)家接收LNG便捷、價(jià)格較低。
德國(guó)零售電價(jià)處于歐洲較高水平，核心因素是可再生能源電量占比高（56%）及與之關(guān)聯(lián)的可再生能源稅高。2024年為410歐元/兆瓦時(shí)，其中稅費(fèi)占比高達(dá)45%；2026年1月回落至384歐元/兆瓦時(shí)，主要源于政府補(bǔ)貼帶來(lái)的網(wǎng)絡(luò)成本降低。
意大利零售電價(jià)同樣位居歐洲前列，2025年上半年一度攀升至370歐元/兆瓦時(shí)。盡管可再生能源發(fā)電量占比為40%（低于歐盟平均水平），但高進(jìn)口天然氣依賴度使得國(guó)際氣價(jià)波動(dòng)對(duì)電價(jià)影響更為突出。
法國(guó)零售電價(jià)歷史水平相對(duì)較低，2022年以前長(zhǎng)期維持在260歐元/兆瓦時(shí)以下，這主要得益于核電發(fā)電量占比高（62%）以及溫和的稅費(fèi)結(jié)構(gòu)（占比35%）。近三年來(lái)，受核電機(jī)組大規(guī)模檢修和建設(shè)延期以及政府為緩解財(cái)政壓力上調(diào)核電稅等因素影響，電價(jià)顯著上漲，2024年為332歐元/兆瓦時(shí)，2025年上半年為301歐元/兆瓦時(shí)，維持高位。
電價(jià)影響因素分析
本研究基于歷史數(shù)據(jù)，構(gòu)建了批發(fā)電價(jià)線性回歸模型和零售電價(jià)深度學(xué)習(xí)模型，系統(tǒng)量化各因素對(duì)電價(jià)的影響機(jī)制。
因素1：天然氣價(jià)格
天然氣價(jià)格是影響歐洲電價(jià)的最重要因素，呈現(xiàn)顯著正向影響。
天然氣價(jià)格從2021年初的20歐元/兆瓦時(shí)以下至2022年8月一度逼近340歐元/兆瓦時(shí)。2023年以后，隨著歐洲LNG進(jìn)口能力擴(kuò)張和暖冬因素，氣價(jià)趨穩(wěn)后稍有回落，但仍顯著高于危機(jī)前水平。2025年3月以來(lái)，天然氣價(jià)格維持在25~40歐元/兆瓦時(shí)的區(qū)間，處于新的價(jià)格平臺(tái)。
歐洲電力批發(fā)市場(chǎng)采用邊際成本定價(jià)，多數(shù)時(shí)段燃?xì)廨啓C(jī)作為調(diào)峰機(jī)組處于邊際位置，燃料成本直接決定市場(chǎng)出清價(jià)格。氣價(jià)漲幅幾乎完全傳導(dǎo)至批發(fā)電價(jià)，從而推高零售電價(jià)。
批發(fā)電價(jià)與天然氣價(jià)格相關(guān)度超過(guò)99%。天然氣價(jià)格對(duì)批發(fā)電價(jià)變化的貢獻(xiàn)度在上漲期（2015~2022年）為87.99%，在下降期（2022~2025年）為97.93%。2021~2025年，對(duì)居民零售電價(jià)變化的貢獻(xiàn)度為57.43%，對(duì)非居民電價(jià)變化的貢獻(xiàn)度為66.39%。非居民電價(jià)因市場(chǎng)化程度較高，與批發(fā)電價(jià)的聯(lián)動(dòng)性更強(qiáng)，對(duì)天然氣價(jià)格的彈性系數(shù)顯著高于居民電價(jià)。
因素2：稅費(fèi)
歐洲稅費(fèi)的變化可分為三個(gè)階段：
2007~2019年：稅費(fèi)總體呈上升趨勢(shì)，平均居民稅從55.1歐元/兆瓦時(shí)升至92.8歐元/兆瓦時(shí)，主要受可再生能源補(bǔ)貼增加驅(qū)動(dòng)。
2020~2022年：能源危機(jī)期間德國(guó)、法國(guó)、意大利等國(guó)臨時(shí)降低稅費(fèi)以減緩對(duì)居民沖擊，平均居民稅從89.2歐元/兆瓦時(shí)降至41.4歐元/兆瓦時(shí)，但對(duì)工商業(yè)的稅費(fèi)調(diào)整有限。
2023~2025年：臨時(shí)減稅逐步退出，為支撐REPowerEU計(jì)劃與彌補(bǔ)燃油稅收入損失，電力稅費(fèi)再度結(jié)構(gòu)性上調(diào)，尤其是非居民側(cè)，以強(qiáng)化“污染者付費(fèi)”原則和為碳邊境調(diào)節(jié)機(jī)制（CBAM）籌集資金，但仍低于危機(jī)前水平。
稅費(fèi)往往起到穩(wěn)定居民電價(jià)的緩沖作用，因而對(duì)非居民電價(jià)的彈性系數(shù)更大。2021~2025年，居民減稅政策抵消了10.16%的電價(jià)增長(zhǎng)，發(fā)揮了重要的價(jià)格穩(wěn)定作用。
因素3：電網(wǎng)投資
電網(wǎng)投資對(duì)電價(jià)呈現(xiàn)顯著的正向影響，這一影響通過(guò)網(wǎng)絡(luò)成本傳導(dǎo)機(jī)制實(shí)現(xiàn)。電網(wǎng)投資包括輸電網(wǎng)擴(kuò)建、配電網(wǎng)升級(jí)、數(shù)字化改造等多個(gè)方面，這些投資通過(guò)折舊和融資成本計(jì)入輸配電價(jià)。
歐洲電網(wǎng)投資從2007年的250億歐元左右增長(zhǎng)至2025年的約700億歐元，增幅達(dá)180%。隨著電網(wǎng)投資規(guī)模擴(kuò)大，網(wǎng)絡(luò)成本在終端電價(jià)中的占比持續(xù)上升。
電網(wǎng)投資的增長(zhǎng)對(duì)居民電價(jià)影響更顯著。從2007年到2025年，電網(wǎng)投資對(duì)居民電價(jià)變化的貢獻(xiàn)度在29%左右，對(duì)非居民電價(jià)變化的貢獻(xiàn)度不足12%。居民電價(jià)由政府核定，需要承擔(dān)更高比例的長(zhǎng)期網(wǎng)絡(luò)成本，因而對(duì)電網(wǎng)投資的彈性系數(shù)更高。
2025年6月，歐盟發(fā)布《前瞻性電網(wǎng)投資指導(dǎo)意見(jiàn)》，致力于實(shí)現(xiàn)2040年前1.4萬(wàn)億歐元的電網(wǎng)投資目標(biāo)（輸電網(wǎng)4770億歐元、配電網(wǎng)7300億歐元），年均投資近1000億歐元。長(zhǎng)期來(lái)看，電網(wǎng)投資增長(zhǎng)對(duì)零售電價(jià)的抬升將持續(xù)。
因素4：風(fēng)電發(fā)電量占比
歐盟風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模從2007年的53.4吉瓦增長(zhǎng)至2025年的241吉瓦，增幅超過(guò)350%。發(fā)電量占比從2007年的3.39%增長(zhǎng)至2025年的16.94%。
風(fēng)電發(fā)電量占比的增長(zhǎng)對(duì)電價(jià)變化呈現(xiàn)“雙刃劍”作用。一方面，風(fēng)電具有零邊際發(fā)電成本的優(yōu)勢(shì)，其發(fā)電量占比提升可降低批發(fā)電價(jià)；另一方面，風(fēng)電波動(dòng)性和不可調(diào)度性帶來(lái)額外網(wǎng)絡(luò)成本，包括平衡成本、備用容量成本和電網(wǎng)升級(jí)成本等。總體來(lái)看，風(fēng)電發(fā)電量占比提升推高了零售電價(jià)水平。
風(fēng)電發(fā)電量占比對(duì)非居民電價(jià)的影響更為顯著。這主要是因?yàn)轭~外成本主要由非居民電價(jià)承擔(dān)，且近年來(lái)這一分化現(xiàn)象日趨明顯，非居民電價(jià)對(duì)風(fēng)電發(fā)電量的彈性系數(shù)達(dá)到居民電價(jià)的兩倍。
因素5：碳價(jià)格
歐盟于2005年正式啟動(dòng)EU ETS（碳排放交易體系），采用“總量控制、市場(chǎng)分配”機(jī)制，覆蓋電力、工業(yè)、航空等行業(yè)，約占?xì)W盟溫室氣體排放的45%。
ETS碳價(jià)經(jīng)歷了劇烈波動(dòng)：2007~2008年一度超過(guò)20歐元/噸二氧化碳，隨后因經(jīng)濟(jì)危機(jī)和配額過(guò)剩跌至不足5歐元/噸二氧化碳；2013~2017年長(zhǎng)期維持在5~10歐元/噸二氧化碳低位；2018年后隨著MSR機(jī)制生效和減排目標(biāo)收緊，碳價(jià)開(kāi)始回升，2021年突破50歐元/噸二氧化碳，2022年達(dá)到80歐元/噸二氧化碳以上，2025年維持在75歐元/噸二氧化碳左右。
碳價(jià)對(duì)零售電價(jià)的直接影響遠(yuǎn)低于天然氣燃料成本本身。2021~2025年，碳價(jià)格對(duì)居民電價(jià)變化的貢獻(xiàn)度約10.74%，遠(yuǎn)低于天然氣的貢獻(xiàn)度。原因在于，碳成本在燃?xì)獍l(fā)電總成本中屬于附加項(xiàng)。以碳價(jià)約90歐元/噸、燃?xì)獍l(fā)電碳排放強(qiáng)度約0.34噸二氧化碳/兆瓦時(shí)估算，在傳導(dǎo)率為100%的理想條件下，碳成本僅約30歐元/兆瓦時(shí)。相比之下，天然氣燃料成本受效率轉(zhuǎn)換及市場(chǎng)波動(dòng)影響顯著，按氣價(jià)約35歐元/兆瓦時(shí)和發(fā)電效率50%計(jì)算，僅燃料成本約70歐元/兆瓦時(shí)。這一成本結(jié)構(gòu)決定了碳價(jià)在總發(fā)電成本中占比約30%，但氣價(jià)波動(dòng)可輕易覆蓋碳價(jià)變動(dòng)的影響。
碳價(jià)上漲是推動(dòng)歐洲電力成本中長(zhǎng)期上升的因素之一，但在當(dāng)前階段其影響被主導(dǎo)性的天然氣成本所掩蓋，未來(lái)有望成為零售電價(jià)上漲的主要驅(qū)動(dòng)力。
因素6：核電發(fā)電量占比
歐洲國(guó)家的核電規(guī)模呈現(xiàn)逐年衰減的態(tài)勢(shì)，從2007年121.85吉瓦降至2025年98吉瓦，核電發(fā)電量占比從29.6%降至23.4%，其主要影響因素為廢核政策。
德國(guó)是最堅(jiān)定的廢核國(guó)家，已于2023年4月關(guān)閉最后三座核電站，核電發(fā)電量占比提前歸零。法國(guó)歷史上曾經(jīng)推行廢核政策，馬克龍政府立場(chǎng)轉(zhuǎn)換，提出核電復(fù)興計(jì)劃，計(jì)劃新建6座EPR2反應(yīng)堆，并延長(zhǎng)現(xiàn)有核電站壽命，2025年核電發(fā)電量占比有所回升。
2007~2020年，核電發(fā)電量占比對(duì)居民電價(jià)變化的貢獻(xiàn)度為6.96%，2021~2025年貢獻(xiàn)度則不足5%。
歐盟核電發(fā)電量占比近五年來(lái)保持在22%~26%的區(qū)間附近，短期內(nèi)存在波動(dòng)（如2022年因法國(guó)核電機(jī)組大規(guī)模停運(yùn)，占比一度跌至21.9%），長(zhǎng)期來(lái)看呈緩慢的下降趨勢(shì)。這種整體上的份額穩(wěn)定性，意味著核電作為基荷電源，其產(chǎn)出未對(duì)電力市場(chǎng)造成劇烈的供給沖擊，因此對(duì)電價(jià)整體的直接影響不大。
因素7：光伏發(fā)電量占比
歐洲光伏發(fā)展呈現(xiàn)加速態(tài)勢(shì)。歐盟光伏發(fā)電量占比從2007年的0.13%增長(zhǎng)到2025年的13.2%，裝機(jī)容量從4.97吉瓦增長(zhǎng)至402吉瓦，增幅超過(guò)80倍。
光伏發(fā)電量占比的增長(zhǎng)對(duì)電價(jià)變化呈現(xiàn)“雙刃劍”作用。一方面，光伏在午間集中發(fā)電，壓低了日間現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格?！傍喿忧€”效應(yīng)下的新增光伏會(huì)直接降低用戶的終端購(gòu)電成本。另一方面，光伏加劇了從午間低谷到傍晚高峰的快速爬坡需求，增加了系統(tǒng)的輔助服務(wù)成本。
光伏對(duì)電價(jià)的凈影響是降低能源供應(yīng)成本與增加網(wǎng)絡(luò)成本之間的博弈，在當(dāng)前歐洲光伏發(fā)電量占比下，二者影響大致相當(dāng)。模型分析表明，電價(jià)對(duì)光伏發(fā)電量占比的彈性系數(shù)較小，從2021年到2025年對(duì)零售電價(jià)的彈性系數(shù)大小在0.005以下?？傮w來(lái)看，當(dāng)前光伏發(fā)電量占比增長(zhǎng)對(duì)電價(jià)的影響有限。
