歐洲電力市場深度報告歐洲電力市場供需格局和電價分析

歐洲電力市場深度報告歐洲電力市場供需格局和電價分析1、歐洲電力市場發(fā)展經(jīng)驗歐洲各國資源分布不均，能源結構存在較大差異。風力資源主要集中在北海東西海岸及愛爾蘭地區(qū)，水力資源集中于北歐地區(qū)，太陽能資源則主要分布于地中海沿岸。為提高能源利用效率，促進區(qū)域電力平衡，有必要建立跨國運輸電網(wǎng)和電力交易市場。1.1、歐洲統(tǒng)一電網(wǎng)建設歷程1951年，比利時、德國、法國、意大利、盧森堡、荷蘭、奧地利和瑞士八國攜手成立了電能生產(chǎn)和傳輸協(xié)同聯(lián)盟（UCPTE）。UCPTE初創(chuàng)時恰好遭遇二戰(zhàn)，非政府在當時的首必須目標就是促進各地區(qū)電力交換、最大化燃料經(jīng)濟性。但在后半20世紀，歐洲歷經(jīng)了數(shù)次能源危機和斷電事件，UCTE隨后克列文重于電網(wǎng)網(wǎng)絡的建設。該非政府的成員國經(jīng)歷了數(shù)次拓展，可視化對象涵蓋中西歐和東歐地區(qū)的總計八個國家。1996年，為積極響應歐盟96/92指令，UCPTE分拆刊發(fā)輸配電業(yè)務，并更名為電力傳輸協(xié)同聯(lián)盟（UCTE），至此歐洲區(qū)域電網(wǎng)已經(jīng)初識雛形。2000年，歐洲電網(wǎng)傳輸系統(tǒng)的標準化達致一定水平。為穩(wěn)步提高能效、進一步進一步增強電力市場的競爭性和同時同時實現(xiàn)可以再生能源發(fā)展目標，2008年，UCTE和各區(qū)域電力非政府的TSO共同成公了歐洲電網(wǎng)系統(tǒng)運營商網(wǎng)絡（ENTSO-E），目前未有35個國家重新加入，該非政府至今依舊有負責管理歐洲電網(wǎng)管理和輸配電事項。2022年，受俄烏戰(zhàn)爭影響，烏克蘭挑選選擇退出了俄羅斯的“綜合電力系統(tǒng)”，并重新加入了歐洲可視化電網(wǎng)；波羅的海地區(qū)原先預計在2025年前同時同時實現(xiàn)電網(wǎng)“脫俄進歐”，為應付俄斷電威脅，該計劃或?qū)⒖焖佟?.2、歐洲電力市場耦合歷程歐洲的電力市場化起步于20世紀90年代，此時歐洲電網(wǎng)可以主要分為歐洲大陸、北歐、波羅的海、英國和愛爾蘭五大區(qū)域。為達成一致一致地區(qū)間交易的融合統(tǒng)一，歐洲七大電力交易所共同明確提出區(qū)域價格耦合項目（PCR），相同國家和地區(qū)間的買賣雙方可以進行無障礙電力交易。歷史上，歐洲電力市場的耦合進程可以大致分為三個階段：1）規(guī)范市場運轉，初期區(qū)域性試點。90年代初，北歐五國的跨國電力交易日趨頻繁，區(qū)域內(nèi)初步同時同時實現(xiàn)能源的傳輸優(yōu)勢互補，北歐地區(qū)率先積極開展電力市場改革試點。1996年，挪威-瑞典攜手電力交換（NordPoolASA）成立，該機構也就是北歐電力交易所（NordPool）的前身。同年，歐盟發(fā)布96/92/EC指而令，允許電力公司縱向一體化發(fā)展，但刊發(fā)、輸、配電業(yè)務必須分拆。此時，歐洲電力市場的發(fā)電環(huán)節(jié)已收緊，電網(wǎng)環(huán)節(jié)通過政企協(xié)商或管制的方式間接收緊，換購電商之間民主自由競爭。2000年，NordPool正式成立，歐洲首個區(qū)域性電力市場——北歐電力市場形成。2）不斷擴大跨國可視化，大力大力推進日前市場耦合。2003年，歐盟頒布了2003/54/EC指令，建議輸配電業(yè)務從電企縱向一體化的業(yè)務體系中全盤分拆，建立跨國輸配電業(yè)務的運作基礎。2011年發(fā)布的“第三能源法案紙盒”為市場交易提供更多更多了監(jiān)管準則。2014年2月，西北歐價格耦合（NWE）上線，歐洲首次同時同時實現(xiàn)4家電力交易所與13家電網(wǎng)系統(tǒng)運營商進行日前市場攜手交易，范圍全面全面覆蓋中西歐和北歐的總計15國，這就是首個運用泛歐PCR解決方案的項目，此時日前電力市場基本投入使用。3）推動日內(nèi)市場耦合，達成一致一致全系列歐洲電力市場耦合。2014年至今，歐盟在容量分配、交通堵塞管理、風險防范等方面施行了更多輔助法案，期間陸續(xù)存意大利、希臘、保加利亞等13個國家重新加入日前電力耦合市場，英國于2021年1月崩潰了統(tǒng)一電力市場。截至目前，日前市場耦合已經(jīng)涵蓋歐盟中全部27個國家，幾乎全面全面覆蓋全系列歐洲的用電負荷。2018年，各國電網(wǎng)系統(tǒng)運營商攜手明確提出投運日內(nèi)耦合市場，初步同時同時實現(xiàn)現(xiàn)貨市場的統(tǒng)一運轉。1.3、歐洲電力市場分類和參與主體從市場類型來看，歐洲電力市場可以分為電力批發(fā)市場和系統(tǒng)服務市場，批發(fā)市場主要交易電能量，而系統(tǒng)服務市場主要提供更多更多輔助平衡服務。批發(fā)市場還包括場內(nèi)市場和場外市場，目前歐洲大部分電力交易通過場內(nèi)交易達成一致一致。從交易周期來看，可以分為中長期市場、日前市場、日內(nèi)市場和實時平衡市場，四個市場優(yōu)勢互補順利完成電力出清。中長期市場以電力長協(xié)價作為商品，通過各地交易所的標準化產(chǎn)Fanjeaux或場外市場同時同時實現(xiàn)跨國雙邊交易，就是當前電力交易的主要方式。根據(jù)歐洲能源交易所（EEX），2022年EEX中長期電力衍生品交易量已占至該交易所電力交易總量的84.4%?，F(xiàn)貨市場涵蓋日前市場和日內(nèi)市場。日前耦合市場于2014年啟動運轉，目前已形成回來仁義的定價和交易模式。歐洲的日前市場通過一種名為Euphemia的算法同時同時實現(xiàn)出清，該稱得上法能同步所有電力交易所數(shù)據(jù)，相匹配相同市場的供需。市場運營機構則能夠通過PCR機制平衡區(qū)域內(nèi)供需，并繼續(xù)執(zhí)行跨國電網(wǎng)容量的攜手出清，形成次日細分至每個小時的各國發(fā)用電計劃及跨國電網(wǎng)容量。以NWE為基準，用戶從前一天的早上9點已經(jīng)已經(jīng)開始申報，中午分兩次排序和檢驗出清情況，交易所可以在下午1點發(fā)布交易結果。2018年，歐洲日內(nèi)耦合市場啟動運轉，截至2020年底未有14國正式宣布正式宣布參與交易，目前參與的主體仍在拓展。日內(nèi)市場交易涵蓋已已連續(xù)競價和盤中佳士得兩種方式，為用戶提供更多更多補齊和調(diào)整當日電力市場需求的機會。用戶可以交易當日5分鐘至1小時左右的產(chǎn)品。比如說EPEXSPOT在盤中可以提供更多更多一小時、半小時和15分鐘的三類產(chǎn)品，北歐地區(qū)的交易時段為從前一日14:00直到交易前，英國則就是從前一日0點至交易前。實時平衡市場的主要目的就是消除電力交易的摩擦，市場提供更多更多的輔助服務產(chǎn)品就是一種軍功功率水泵，能在無法平衡事件發(fā)生后的30秒至數(shù)小時內(nèi)維持系統(tǒng)頻率。TSO可以提供更多更多各類輔助服務產(chǎn)品，根據(jù)報價調(diào)整機組的出力。平衡市場從交易前一小時開始運行，直到平衡結束后的15分鐘。在日內(nèi)交易結束后，TSO也可以根據(jù)交易結果發(fā)電或停機，以確保電力供需平衡。市場參與主體方面，歐洲具備強于20家電力交易所和多個地區(qū)極容易中心，涵蓋北歐電力交易所（NordPool）、歐洲電力交易所（EPEXSPOT）、意大利電力交易所（GME）等。交易所通常采用多國攜手的方式運營，向用戶提供更多更多中長期和現(xiàn)貨電力衍生品和實時平衡服務的交易。歐洲電力市場設立了三類運營機構，分別滿足用戶電網(wǎng)、配電、調(diào)電的市場需求。電網(wǎng)系統(tǒng)運營商（TSO）具備電網(wǎng)資產(chǎn)的所有權，向電網(wǎng)載運電能量的同時維護和運營電網(wǎng)網(wǎng)絡。TSO可以單一制運營或依附于電力企業(yè)，但必須單一制于企業(yè)的發(fā)、分體式、業(yè)務辦理業(yè)務。TSO的股權分散，既可以就是國有資產(chǎn)，也可以歸屬于私營資本所有或混合所有，甚至允許國外資本參股或控股有限公司有限公司。根據(jù)歐洲電網(wǎng)系統(tǒng)運營商合作協(xié)會（ENTSO-E），截至2022年底，歐洲總計42家TSO機構負責管理耦合電力系統(tǒng)的運轉。調(diào)電方面，在2011年發(fā)布的第三能源法案機內(nèi)，歐盟理事會通過了單一制電網(wǎng)運轉機構（ITO）方案。在原TSO模式基礎上，進一步將電力調(diào)度運轉職能拆分給ITO，并使其正數(shù)責協(xié)同管道與電網(wǎng)的互連，保證和調(diào)整載運網(wǎng)絡規(guī)劃，有效率利用地下通道資源。ITO被允許與業(yè)務辦理機構同屬一個母公司，但必須單一制監(jiān)管。配電業(yè)務歸屬于配電系統(tǒng)運營商（DSO）。各成員國應當屬于配電系統(tǒng)選取DSO，負責管理某一地區(qū)內(nèi)配電系統(tǒng)的運轉和可視化，并統(tǒng)一受到配電系統(tǒng)運營商聯(lián)盟（EUDSOEntity）協(xié)陽入管控，目前歐洲地區(qū)具備強于2500家DSO。DSO股權結構較為繁瑣，國有資本、私企、外資均可參股控股有限公司有限公司。與TSO一樣，DSO可以屬電企集團，但必須單一制于其他業(yè)務。1.4、歐洲電力交易機制和參與方式電力的交易分為場內(nèi)交易和場外交易（OTC）。場外交易中，交易雙方將輕而易舉進行一對一交易，交易價格和合約條約不對外公布。場外交易的供電時間與電力交易所的供電時間基本相似，但現(xiàn)貨市場的合約多數(shù)以天或周度為單位，很少以小時為單位。通常場外交易會通過電話或者網(wǎng)絡順利完成，交易的時間成本和資金成本可以高于場內(nèi)交易。交易者存兩種方式參與場外交易，一就是滿足用戶場外交易平臺的準入條件，二就是許可經(jīng)紀公司間接參與交易。若輕而易舉在場外市場上交易，則交易者首先仍須和TSO簽訂繳付合約、與電網(wǎng)交易平臺建立相連接、并尋找至交易的勁敵方。若通過經(jīng)紀人交易，則需向經(jīng)紀人繳交一定量的傭金，但好處就是將享受至經(jīng)紀人從牽線交易至繼續(xù)執(zhí)行支付的全套流程服務。場內(nèi)交易的特點就是標準化合約、標準化交易繳付流程和電郵交易。EEX提供更多更多各國電力期貨產(chǎn)品、電力現(xiàn)貨產(chǎn)品、區(qū)域間價差產(chǎn)品和期限服務，產(chǎn)品合約具備標準化的繳交時間、供電地點、供電時間、負荷類型和支付條件等，目前在交易的電力期貨總計多于200個。歐洲的電力期貨大部分采用現(xiàn)金交易的方式繳付，實物交易僅占較少部分，因此市場參與者的目的除了對沖價格風險，除了投機和套利。和大多數(shù)商品一樣，電力交易具有一定市場準入門檻。以EEX為基準，想要在EEX交易的弁與者仍須通過EEX和歐洲商品支付公司（ECC）的資質(zhì)審查、提供更多更多管理人員的可靠性和專業(yè)資格證明、具備至少50,000歐元的責任資產(chǎn)證明和與交易系統(tǒng)的相連接地下通道等。此外，公司交易員還仍須通過交易所設置的交易資格考試，該考試僅對已以以獲取市場準入的公司上加掛。歐洲地區(qū)最具備流動性的合約就是EEX的德國電力期貨，涵蓋基本負荷和峰值負荷再分后同，參考標的就是德國未來交易期電力現(xiàn)貨市場的平均價格，提供更多更多的到期時限涵蓋日、周、周末、月、季度和年度。2、歐洲各能源發(fā)電現(xiàn)狀與發(fā)展前景歐洲發(fā)電能源結構正快速向清潔能源過渡階段，煤電和核電發(fā)電量持續(xù)減少，風光電變成主必須的發(fā)電增量補齊。未來煤電的帕西基速度或?qū)⒖焖?，光電的裝機量還將保持高速快速增長，但風電裝機增長速度十分疲軟，水電裝機量快速增長緩慢，各國對待核電的態(tài)度困惑。2.1、發(fā)電量波動較小，能源結構清潔化歐洲全社會發(fā)電量均衡，核電發(fā)電量占比最輕。過去十年，歐盟和英國總發(fā)電量較為穩(wěn)中求進的定，振幅在3%左右，核電在2022年前一直就是發(fā)電占比最輕的電源，占比約在四分之一，其余能源按發(fā)電量名列依次就是氣電、煤電、風電、水電和光電，燃油發(fā)電在大多數(shù)國家僅作為替代調(diào)峰能源使用，因此發(fā)電占到至比較小。2022年，歐盟和英國共發(fā)電3120.38TWh，同比下降2.09%，核電出力不及預期，氣電替代核電變成最輕的發(fā)電電源。歐洲發(fā)電和裝機結構持續(xù)清潔化。2012年歐洲清潔能源發(fā)電量首次多于化石能源，此后剪刀差在十年內(nèi)持續(xù)膨脹。清潔能源裝機量從2008年至快速增長，比重從48.5%提升至2022年的67%。然而可以再生能源的出力“靠天吃飯”，另加每年都存嶄新機組投產(chǎn)，實際需以容量僅約占裝機量的30%，因此可以再生能源實際發(fā)電量一直相對較低。風電和光電為伯粉化石燃料發(fā)電做出主要貢獻。歐洲裝機量的增加主要源于風電和光電機組。2008年至2022年，歐洲光伏裝機量增加204GW，年無機增長率為24%，風能裝機量減少169GW，年無機增長率為10%。2022年風電和光伏的發(fā)電量比重二者較2008年上升了19.21個百分點，這部分的增量主要從化石能源發(fā)電中攫取而得。2.2、化石能源與俄掛勾，回來煤計劃依舊激進隨著能源需求的增加，歐洲化石能源的儲量和產(chǎn)量均持續(xù)大幅大幅下滑，被迫產(chǎn)生對外部進口的依賴。歐洲的能源進口依賴度（天量進口量/總需求量）長期保持在較低水平（2021年56%），2014年后，煙煤和天然氣的進口依賴度陸續(xù)大幅上升。2021年歐洲煤炭、天然氣、原油三類化石燃料的對外依賴度均已多于80%，無煙煤的進口比例甚至多于100%（多于100%部分為囤積庫存）。在非常大的進口基數(shù)下，即便長協(xié)交易占到至絕大部分，歐洲仍然遭遇現(xiàn)貨端短期波動的風險。能源危機后，歐洲對俄羅斯的能源進口市場需求明顯下降。2021年俄滿足用戶了歐盟約四分之一的能源需求，就是向歐盟進口化石能源最少的國家。2021年，俄羅斯分別占到至歐洲天然氣、煤炭和原油進口總量的44%、52%和28%，就是三類能源最主要的進口國；2022年下半年，在歐洲能源禁令和管道氣中斷的情況下，歐洲對俄三類能源的進口占比分別增加至9%、17%和20%，天然氣和煤炭的進口占比下降明顯，進口額主要被美國、澳大利亞、北非和中東國家瓜分。俄油進口占比雖然也有所下降，但由于發(fā)電量占比小，供需沖突主要就是天然氣和煤炭。我們排序了2022年各國的對外能源依賴度，方法如下：進口依賴度=進口量/（本地生產(chǎn)+回收產(chǎn)品+進口-出口+庫存變化）。2022年，歐盟和英國的天然氣發(fā)電總量為685.56TWh，約占總發(fā)電量的22%。全年發(fā)電處于歷史較低水平，夏季發(fā)電有所回落，主要就是為了彌補水、核發(fā)電的職位職位空缺。發(fā)電量排在在名前五的國家依次為意大利、英國、德國、西班牙和荷蘭，以上五國占總氣電發(fā)電量的七成。其中，德國、英國、西班牙和意大利的能源進口依賴度均在80%以上；此外，荷蘭（54%）由于長期的勘探研發(fā)以及資源耗竭，自2018年至也轉型為天然氣進口國。2022年全年，俄氣對歐盟出口減少281億立方米，同比下降32.3%。在俄歐的輸氣管道中，烏克蘭VelkeKapusany管道因地緣沖突而削減供氣，亞馬爾-歐洲管道于2022年3月至逆向輸氣，2022年8月底北溪1號的運輸完全中斷，主要干線的輸送量均已降至冰點。歐洲與俄能源掛勾的下定決心十分始終如一，這并使俄氣供應的部分將長期性消失，共振水核出力低下和寒冬預期，氣價和電價飆升。正視氣供短缺，歐洲主要推行兩種措施應付：1）聯(lián)運LNG回去替代PNG；2）強制性壓縮全社會用電市場需求10%，天然氣使用量15%。在能源危機發(fā)生之后，歐洲天然氣的供應刊發(fā)后生了顯著變化。俄氣的缺口主要由英國和歐洲大陸的LNG增量彌補，洲外PNG的流量則變化并不小。就結果來看，具備LNG接收站的國家有效率充分發(fā)揮聯(lián)運促進作用：西班牙LNG進口增量的主要來源就是北非，而法國、比利時和英國的主要來源就是則就是美國和中東地區(qū)。另外，俄羅斯向西班牙、法國和比利時的LNG進口量也明顯上升，所述歐洲與俄掛勾并不全盤。西班牙和比利時等國在傳送洲外LNG后，可以將LNG載運至意大利和法國等缺氣國家，變成歐洲內(nèi)部的主要出口國。煤電方面，產(chǎn)煤大國以德國和波蘭領銜，兩國的煤炭發(fā)電量占到至歐洲煤電的68%，捷克、保加利亞和意大利名列之后。上個十年中，煤電的發(fā)電量持續(xù)上升，并在2020年超過至歷史底部，主要就是由于歐洲各國持續(xù)的退煤，比利時和瑞典分別于2017年和2020年去煤，德國、法國等國的煤電發(fā)電量大幅下降。2021年，氣電和風電不及預期，煤電扛起發(fā)電大旗，同比激增18.8%；去年為維系電力供應，奧地利、芬蘭、希臘、法國、丹麥、德國、意大利、英國等國陸續(xù)正式宣布正式宣布延長或重新啟動煤電廠，歐洲煤電發(fā)電量同比增加6.1%。然而，歐洲的回來煤計劃依舊激進，多數(shù)用煤國家均計劃在2030年前退煤。根據(jù)各國在聯(lián)合國氣候變化大會上的簽定情況和公開場合聲明，英國、意大利、愛爾蘭、匈牙利、保加利亞和西班牙計劃在2025年前后回來煤，而荷蘭、芬蘭、德國、波蘭和羅馬尼亞計劃在2030年前去煤，捷克的回來煤時限在2033年。歐洲主要的進口煤種就是硬煤，進口依賴度廣為多于90%。在煤電占到至比較高的國家中，德國（100%）、意大利（105%）、丹麥（99%）和荷蘭（96%）幾乎已完全依賴進口。根據(jù)德國經(jīng)濟部長，德國約50%的進口煤炭來源于俄羅斯，而波蘭則少于75%左右，但由于波蘭仍在生產(chǎn)硬煤，俄煤的缺口可以由本地開采填補。針對弛煤令，歐洲在短期內(nèi)從各國大量進口煤炭。去年歐洲港口煤炭進口量同比增加54%，澳大利亞、美國、哥倫比亞、南非和印尼等地的進口均大幅快速增長。美國去年對歐洲的煤炭出口同比近乎翻倍，變成向歐洲運煤最少的國家。去年下半年，南非和印尼的煤炭進口快速上升，但印煤的主要問題就是質(zhì)量不及進口標準、運輸成本較低，且除了不得煤炭出口的先例。相對而言，澳大利亞和哥倫比亞的煤炭質(zhì)量更高，進口或許可以長期保持在較低水平，未來還仍須持續(xù)高度高度關注歐洲與各國的長協(xié)簽訂。2.3、光伏裝機增長速度強于預期，風電快速增長或不及預期風電是歐洲發(fā)電量最多的可再生能源，占總發(fā)電量的16.05%。2022年歐盟27國風電裝機量總計255GW，累計裝機量從高到底排名前五的國家依次是德國、西班牙、英國、法國、瑞典。其中，德國擁有歐洲最大的風電市場，發(fā)電量和裝機量均占總量的三分之一；英國擁有最多的海上風電機組，且近年來持續(xù)擴建海風項目。歐洲風電以陸上風電為主，海上風電裝機不到一成。陸上風能受北冰洋和北大西洋海風影響，主要分布在丹麥沿海海域和格陵蘭島周邊，風力受季節(jié)影響具有“冬大夏小”的特征。海上平均風速顯著大于內(nèi)陸，海上風電主要分布于北海、波羅的海、挪威海和巴倫支海等海域，但由于開發(fā)成本較高，裝機量的占比還不到總量的一成。風電平均值利用小時數(shù)較均衡，但仍受并無風現(xiàn)象推高。發(fā)電設備平均值利用小時數(shù)就是一種珍極容易估計能源發(fā)電效率的方法，計算公式為：發(fā)電設備年平均利用小時數(shù)=年發(fā)電量/年平均裝機容量。2021年和2022年，歐洲的風電發(fā)電小時數(shù)在2000小時左右，比2020年（2279小時）有所下降，主要就是并無風現(xiàn)象頻發(fā)所致。去年電力危機時正值并無風季節(jié)，風電沒有能夠填補電力供應，即將來臨冬季后風電逐漸發(fā)力，才有效率減低了歐洲的缺電困境。風電裝機發(fā)展或不及預期，未來增長點在海上風電。今年3月，歐盟成員國達成一致一致的統(tǒng)一可以再生能源目標，計劃海上風電機組將在2030年少于111GW，此裝機目標已多于REPowerEU原成立目標，且與Fit-for-55標準較之近乎翻倍。但考慮到機組檢修受讓市場需求、項目通過審查速度較慢和部分國家財政狀況不佳，這一目標的同時同時實現(xiàn)相對困難。光電方面，2022年歐洲光伏發(fā)電量共217.51TWh，同比快速增長23.4%，創(chuàng)歷史新高。西歐和南歐就是主要的光伏發(fā)電地區(qū)，德國占到至光電發(fā)電量的27%，西班牙占到至15%，再后就是意大利和法國。歐洲地區(qū)緯度相對較低，夏冬日照時間差距大，光電具有明顯的“夏大冬小”出力特點，恰好與風電的季節(jié)特性優(yōu)勢互補。裝機量快速快速增長，光電前景樂觀。過去五年里，歐洲的光伏裝機量一直保持較低的增長速度。2022年，歐盟預計具備208.9GW的光伏裝機量，新增41.4GW的光電裝機，新增機組數(shù)量的增長速度從2019年的19%快速增加至47%。新增機組集中在西歐和南歐國家，德國恩裝的新機組最多，其次就是西班牙、波蘭、荷蘭和法國。根據(jù)SolarPowerEurope的預測，在通常情景下，2030年歐盟將具備920GW的裝機容量，距強于REPowerEU的目標，這意味著2022年至2030年期間裝機量還將以20.36%的年無機增長率高速快速增長。但必須附注意的就是，歐洲在2010年前后曾經(jīng)歷過一輪光伏機組的建設投產(chǎn)，早期逆變器、光伏板等設備的壽命在15年左右，使用年限過后組件功率將有所收縮，未來幾年光電設備或遭遇檢修和更迭的壓力。2.4、水電建設趨于穩(wěn)定，核電發(fā)展出現(xiàn)分化水電裝機增長速度緩慢，建設趨于穩(wěn)定。歐洲水力資源主要原產(chǎn)于北歐的斯堪的那維亞山脈與西南歐地區(qū)的比利牛斯山脈和阿爾卑斯山脈。挪威就是具備水電機組最少的國家，其次就是法國、意大利、西班牙和瑞士。過去十年水電裝機量增長速度在年均0.7%左右，2021年歐洲水電機組共255GW，新增1.09GW，同比快速增長僅0.43%。新增的水電機組主要源于挪威和奧地利，但數(shù)量很少，裝機格局難存非常大出現(xiàn)發(fā)生改變。另外，由于環(huán)保政策的施加壓力，部分后國家河道內(nèi)部的水壩可能將將計劃被拆除，水電機組建設的預期或許仍仍須下調(diào)。根據(jù)多國發(fā)布的建設計劃，下一階段歐洲可能會著重于將發(fā)展還處于建設初期的抽水機蓄能上。去年高溫旱情嚴重影響歐洲水電出力。2022年夏季，歐洲降水量少于歷史低位，各國徑流水位和水庫蓄水量大幅增加，全年歐洲水電發(fā)電量同比下降16.89%，水電發(fā)電小時數(shù)也從2020年的1869小時降至1552小時。挪威和瑞典貢獻了歐洲將近50%的水電資源，回來年水電發(fā)電量分別下降9.4%和8.5%。根據(jù)挪威水資源和能源局，7月底挪威水庫平均值蓄水率僅為67.9%，比過去10年夏季的平均水平低10個百分點。由于蓄水量持續(xù)嚴重不足，挪威一度考量管制電力出口。南歐旱情更甚，法國和意大利水電發(fā)電量分別同比下降22.9%和34.7%，水庫發(fā)電同比激增四成，水電情況的轉差還影響了核電機組冷卻和其他能源的航運載運，導致電力危機加劇。2023年前三個月，水電發(fā)電量整體有所回落，但依舊低于平均水平。值得注意的就是，根據(jù)路透社，一季度阿爾卑斯山脈的水力發(fā)電比2022年同期低20.6%，相較于2015至2020年的平均水平低38%，在經(jīng)歷長期的旱情后，歐洲亟須降水回去補齊水力資源。2022年歐洲核電發(fā)電大幅下降。核電在歷史上長期就是歐洲發(fā)電量占比最輕的電源，2022年核電發(fā)電占到至比達21.18%。45%的核電來源于法國，其后就是西班牙、瑞典、英國、德國和捷克。2022年歐洲核電共發(fā)電660.92TWh，同比下降117.67TWh，其中法國減少了82TWh，德國減少了33TWh，幾乎占據(jù)核電下降的所有份額。法國由于近幾年核電站輪番故障，大量機組處于檢修或等候補齊燃料狀態(tài)，共振水溫過高和冷卻水嚴重不足，大型核反應堆發(fā)電量跌至十年回去的歷史最低點。2022年，法國核電發(fā)電量同比下降21.66%，這Auron并致法國的電力供應出現(xiàn)約15%的缺口，法國也已經(jīng)已經(jīng)開始被迫從周邊國家進口電力。此外，德國和比利時的核電發(fā)電量也分別同比下降50%和13%，前者就是由于其激進的棄核政策，后者是因為機組停機檢修。各國對待核電的態(tài)度相當分化。2022年以前，主要核電國家秉持逐步棄核的發(fā)展路徑，過去十年中，歐洲核電裝機量的下降主要源于法國、德國、比利時和瑞典。法國曾經(jīng)宣布將在2035年前停止使用14座核反應堆，德國也則表示將在2022年底停止使用境內(nèi)所有核電站。但電力危機后，許多國家不得不延后棄核，也存更多國家已經(jīng)已經(jīng)開始高度高度關注核電建設。2023年4月，德國已經(jīng)停止使用境內(nèi)最后三座核電站，同時同時實現(xiàn)全面脫核；法國的棄核告一段落，未來計劃將再向核能領域投資10億歐元，用做建設更多的小型環(huán)保核反應堆；瑞典政府三須廢除一項限核法律，以計劃新建核電站；比利時則將棄核時間延后十年。與此同時，芬蘭投天方了一座1.6GW的新核電機組。根據(jù)世界核協(xié)會，未來15年內(nèi)，芬蘭、捷克、和易加利亞、匈牙利和羅馬尼亞還計劃建設嶄新反應堆。目前法國核電的復原速度不及預期。為復原破損和進行日常維護，去年法國存32個核反應堆中斷。盡管法國電力集團（EDF）聲明可以盡快重新啟動所有故障反應堆，2023年1-2月法國在運營的核電追加新增產(chǎn)能也的確有所回升，但核電發(fā)電量并未反彈，一季度仍然處于過回來五年的最低水平。由于持續(xù)性的大罷工，EDF56座核反應堆中存14座的維護計劃受到晚點，占總需以容量的8.3%，核電的復原前景依然不容樂觀。2.5、歐洲發(fā)電能源結構展望未來對照各口徑歐洲能源的發(fā)展目標，目前最為激進的就是2023年3月正式宣布正式宣布達成一致一致的統(tǒng)一可以再生能源目標，涵蓋42.5%的可以再生能源比例以及2.5%的命令性目標，高于REPowerEU和Fitfor55議案。同時由于部分各能源行業(yè)協(xié)會預測的裝機目標廣為與原目標存差異，我們參考各能源協(xié)會的快速增長預測，針對各能源的發(fā)展難題建立假設，對2030年歐盟的能源結構做出詳盡預測，并按平均值發(fā)電小時數(shù)估算發(fā)電量占比結構。煤電：假設各國的回來煤進程就是持續(xù)性的，且回來煤計劃均能按照日程順利達成一致一致，我們對退出速度搞出平均化處理，結果顯示至2030年煤電發(fā)電量比重將減少至1.6%。風電：WindEurope得出結論持續(xù)至2027年的中性預測，表示風電很難達成一致一致REPowerEU所成立440GW的目標。若按中性預測的增長速度，并在2028年后每年給與其5%因技術成本下降的額外增長速度，2030年歐盟的風電裝機量將超過至389GW，但依舊不及預設目標。光電：根據(jù)SolarPowerEurope，在通常情景下，2030年歐盟的光伏裝機量預計將超過至920GW，比REPowerEU戰(zhàn)略目標高24%。由于中性目標已經(jīng)將政策條件的提高和技術成本的下降列為考量，我們表示通常情景的預測可以作為參考標準。水電：根據(jù)國際能源署的預測，2021年至2030年歐洲水電的裝機容量將快速增長18GW左右，除去土耳其和英國，歐盟水電機組的預期快速增長為8.3GW，年無機增長率為0.78%。這與過去十年歐盟水電裝機量的平均值增長速度（0.7%）十分相似，我們表示該增長速度較為合理。核電：根據(jù)世界核協(xié)會，截止2023年4月，歐盟新建的核電機組容量為2.1GW，計劃建設的裝機量為7.2GW，Seiches9個國家三須新建核電機組。由于核電站的建設周期往往在10年以上，假設目前新建的核電站都能順利完工、40%的計劃建設機組能在2030年前竣工，則核電機組多寡基本抵銷，我們表示核電裝機量將維持在98GW左右的水平。氣電：歐洲具備出局化石能源發(fā)電的長期目標，但根據(jù)各國計劃，未來煤電的挑選選擇退出速度將較前十年顯著提高，考慮到風電裝機可能將將無法達成一致一致目標，而水核電幾乎無法提供更多更多增量，單靠光伏很難補上發(fā)電缺口，因此我們表示至2030年前，歐洲氣電裝機還將小幅快速增長。3、電力供需格局：歐洲內(nèi)部北電南送去，西歐能源版圖劇變歐洲已投入使用以歐洲大陸電網(wǎng)為核心，相連接北海、波羅的海、挪威海、巴倫支海風電基地和北歐水電基地，并跨洲受入北非和亞洲潔凈電力的供電格局。能源危機前，歐洲整體呈圓形北電南送去的電網(wǎng)格局，北歐通過西歐地區(qū)向大不列顛和南歐輸電。北歐水力和風力資源多樣，能夠向歐洲大陸輸出潔凈電能；大不列顛群島就是電力受入地區(qū)，傳送源于北歐和西歐的電網(wǎng)；西歐地區(qū)就是電力負荷中心，刊發(fā)、用電和凈出口量均就是歐洲之最為，此時西歐的發(fā)電成本較之周邊國家存明顯優(yōu)勢，能夠載運電力至小海關法滑群島、伊比利亞半島和東南歐區(qū)域，并依靠密集的電網(wǎng)調(diào)控地區(qū)間的電力平衡；南歐地區(qū)就是最輕的電力受入?yún)^(qū)域，也就是北電南送去的最后一站。能源危機后，電力供需格局發(fā)生劇變，西歐Bagalkot英國和西班牙進口電力。北歐出口增大，變成最輕的電力出口地區(qū)，但法國在電力緊缺下轉型為凈進口國，仍須逆向從鄰國業(yè)務辦理，導致周邊區(qū)域的供需格局發(fā)生變化。大不列顛群島轉型變成北歐和大陸間的電力聯(lián)運東站，伊比利亞半島也已經(jīng)已經(jīng)開始向法國電網(wǎng)，兩地均已變?yōu)閮舫隹诘貐^(qū)，整體電流從西、北、南向法國集中，東歐和南歐仍然就是電力受入?yún)^(qū)域，歐洲的電力供應格局贏得重塑。3.1、北歐地區(qū)：油氣多樣，歐洲最輕的能源出口地北歐地區(qū)蘊藏著豐富的海底石油和天然氣，是能源危機期間歐洲最大的天然氣供應地。北歐的水力和風力資源豐富。斯堪的那維亞山脈兩側河網(wǎng)稠密、落差大，擁有充沛的水力資源；北海、挪威海和波羅的海常年盛行西風，巴倫支海受大西洋暖氣旋和北冰洋冷反氣旋的影響經(jīng)常出現(xiàn)風暴天氣，四大海域為北歐提供了大量風力資源。挪威和瑞典年均對歐洲大陸出口138.17TWh的電力，這相當于波羅的海地區(qū)國家的年均發(fā)電量總和。挪威電力出口與本地蓄水密切相關。挪威南部的海底電纜直通英國、荷蘭、丹麥和德國，每年向以上國家大量出口電力。從電價來看，挪威九成的電力源于水電，由于水電的邊際成本較低，較之鄰國大比例的傳統(tǒng)發(fā)電更存優(yōu)勢。過去十年，挪威年均出口電力134.66TWh，薩夫蘭瑞典和歐洲大陸的電量對半，這是因為瑞典與挪威的電網(wǎng)運轉頻率二者同，貿(mào)易成本更高。從歷史趨勢來看，當蓄水量處于高位時，挪威的電力出口相對疲弱；在2013年和2019年，挪威曾兩次出現(xiàn)過蓄水量嚴重不足、且水力流向與預期差值也同樣位于低位的情況，在雙重因素的共振促進作用下，挪威的水電出力明顯下降，且電力出口量大幅減少，甚至可能將將逆向從瑞典和丹麥進口電力。瑞典調(diào)控北歐地區(qū)電力自平衡，同時向歐洲大陸載運電能。瑞典的發(fā)電量里存四成源于水電，三成源于核電，風力發(fā)電比例正在逐漸增加。從數(shù)據(jù)形態(tài)看一看，瑞典和挪威的凈出口對數(shù)等距，瑞典通常狀態(tài)下會傳送挪威的電力，也可以在挪威發(fā)電不及預期時逆向供電，能夠調(diào)節(jié)地區(qū)內(nèi)的電力自平衡。此外，瑞典東面芬蘭，南向歐洲大陸，具備比挪威更為寬闊的電網(wǎng)路徑。過去十年里，瑞典年均出口電力少于168.27TWh，芬蘭就是瑞典最輕的電力出口國。2022年，由于法國緊缺，瑞典變成歐洲地區(qū)最輕的電力天量出口國。3.2、不列顛群島：北歐與西歐的電力聯(lián)運樞紐不列顛群島座落在歐洲大陸西北側，島上地勢平緩，水力發(fā)電效果不理想，但陸上風電因此受益，風能也變成利用效率最高的電源。從電力運輸來看，群島東北側通過NorthSeaLink（NSL）受入源于挪威的電能；東南方向，英國橫貫英吉利海峽、多佛爾海峽與荷蘭、比利時和法國等國通電，同時同時實現(xiàn)與西歐的電網(wǎng)可視化；群島西側，英國正計劃與格陵蘭-冰島共同建設Icelink電力管道工程，目的就是更好地利用格陵蘭和冰島多樣的地熱能源，目前該項目仍處于三須階段，預計在2035年前投入使用。2022年，英國的發(fā)電量打破往年持續(xù)走低的態(tài)勢，同比增加5.77%?？梢栽偕茉吹陌l(fā)電量突破2020年的Zip2，占到至全年總發(fā)電量的41.45%，風電和光電發(fā)電量均創(chuàng)下歷史新高?；剂习l(fā)電占比同比有所下降，但氣電仍就是英國發(fā)電的主要形式，占比39.26%。愛爾蘭的發(fā)電量非常大程度上以風電和化石燃料發(fā)電的影響，歷史上風電占比40%左右，化石燃料占比一半左右。值得一提的是，愛爾蘭就是歐洲地區(qū)燃油發(fā)電量最高的國家，但卻幾乎全部依賴進口，因此受俄油制裁影響非常大。能源危機前，不列顛群島承包源于北歐和歐洲大陸的電力。2015至2020年期間，海關法滑群島平均值每年傳送歐洲大陸17.16TWh的電力，相符愛爾蘭的年均發(fā)電量（21TWh）。2021年，英國與挪威投入使用NSL，至此群島已經(jīng)已經(jīng)開始同時傳送源于北歐和歐洲大陸的電網(wǎng)。但由于2022年挪威水電激增，多數(shù)時間NSL的出力在管道容量（1400MW）的一半以下。能源危機后，英國變成北歐與大陸之間的電力聯(lián)運樞紐。根據(jù)英國政府，2022年，荷蘭的電力進口下降了四分之三，挪威的進口也因水電不及預期而增加，法國甚至仍須英國逆向電網(wǎng)。英國40多年來首次變成電力天量出口國，天量出口量達致創(chuàng)紀錄的5.3TWh，并逆向?qū)Ψ▏娋W(wǎng)10.02TWh。英國電力進出口的轉型主要存以下因素的提振：1）英國依靠傳送LNG解決了供氣嚴重不足的難題；2）可以再生能源出力的明顯提高；3）可以再生能源發(fā)電成本的快速下降。英國回來煤的速度領先，目前煤電的比重已沒有2%，而風光電的比重在過去十年內(nèi)提高了30個百分點，去年風電發(fā)電量同比增加23%，光電增加11%，這主要歸咎于英國政府大力大力大力推進可以再生能源的建設。從發(fā)電成本來看，英國的風光電平準化發(fā)電成本（LCOE）下降明顯，海上風電的優(yōu)勢尤為著重。在重塑貿(mào)易關系后，不列顛群島將穩(wěn)步受入北歐高昂的水電，發(fā)電部分電力后向歐洲大陸電網(wǎng)，變成北歐與大陸之間的電力中轉站。3.3、西歐地區(qū)：能源變局下的電力負荷中心西歐就是歐洲產(chǎn)銷量電力最多、電網(wǎng)密度最高、可視化地區(qū)最極廣、電力出口量最輕的地區(qū)，若將可視化電網(wǎng)比作交織的動脈，西歐則可以被視為歐洲可視化電網(wǎng)的“心臟”。西歐建設了大量跨區(qū)地下通道，受入北歐的水電和風電、大不列顛群島的風電、北非和中亞的光電，同時向南歐供應潔凈電力?？梢栽偕茉捶矫?，西歐風電資源多樣，德國西北部、荷蘭及比利時的西部沿海地區(qū)已建立北海風電基地，多為平原和丘陵的內(nèi)陸地勢也有利于發(fā)電冬季疲弱的西風；阿爾卑斯山脈和比利牛斯山脈分別座落在瑞士和法國，兩地山脈高差大、水流水流，就是內(nèi)陸主要的水力資源；西歐夏季陽光充沛，光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展快速，隨著裝機量的快速增長，光電料逐漸變成當?shù)氐闹髁﹄娫?。德國和法國的的GDP和人口一直名列歐洲前三，發(fā)電量之和相符歐洲總發(fā)電的四成，對居民和工業(yè)用電都有著較低的市場需求，就是西歐地區(qū)發(fā)電最具備代表性的國家。2020年以前，德法就是西歐電力出口的主要貢獻者。2015年至2019年，法國平均值每年通過可視化電網(wǎng)對外電網(wǎng)23.69TWh，德國平均值出口電力19.66TWh，合計約占西歐地區(qū)總電力出口的56%。在此階段，德國通常傳送源于法國和北歐的電力，同時主要向荷蘭、波蘭、奧地利、瑞士等國電網(wǎng)，法國則向意大利、瑞士、英國、德國、比利時等國電網(wǎng)，在地理上兩國的電網(wǎng)均呈現(xiàn)電磁輻射發(fā)散狀。2019年后，在地緣政治、極端氣候和疫情等外在因素和能源轉型等內(nèi)生因素的共同影響下，德法發(fā)電量逐年大幅大幅下滑，電力出口量也大幅增加。對德國來說，繼續(xù)執(zhí)行激進的回來煤棄核政策就是電力出口下降的主因。2018年至2020年，德國煤電和核電發(fā)電量分別下降93.56TWh和11.62TWh，由于發(fā)電缺口無法完全用可以再生能源發(fā)電彌補，德國發(fā)電量已已連續(xù)兩年下降多于30TWh。往期德國年均出口電力也僅20TWh，發(fā)電量的削減部分完全全面全面覆蓋了電力出口額。2021年，德國的煤電和核電發(fā)電量重回2019年的水平，出口順差才逐漸增加。對法國來說，極端氣候和核電出力低下多次影響電力出口。晚在2016年，法國就出現(xiàn)過極端氣候影響發(fā)電的預演，當時夏季的輕微洪澇災害導致核電機組無法正常運作，電力出口大幅下降，甚至一度從比利時進口電力，法國電力供應在能源轉型中的不穩(wěn)定性在那時就已經(jīng)顯現(xiàn)出來。2022年，法國核電再次受到?jīng)_擊，法國也從最輕的電力出口國轉型為電力進口國。2020年之前，德法出口的優(yōu)勢就是相對高昂的發(fā)電成本。從電價來看，早期德國和法國的平均值電價長期低于周邊國家。法國受益于核電的廣泛應用和一流的技術，電價和人均碳排放量都處于較低水平；德國在碳機制完善和能源附加費增加之前，電價也對鄰國具備存相對優(yōu)勢。在更早階段，兩國核電和煤電的邊際成本甚至比發(fā)展初期的可以再生能源更低，在相當長的時間內(nèi)被表示就是較為經(jīng)濟安全的能源。天然氣方面，德法的天然氣進口主要從北溪管道和亞馬爾-歐洲管線由東向西運輸，由于載運距離和聯(lián)運消耗，法國地區(qū)的天然氣價格可以略高于德國和波蘭，但在2019年也僅有73.67USD/MWh，該價格同樣和可以再生能源發(fā)電成本十分相似。2020年之后，主要電源價格大跌，德法出口優(yōu)勢弱化。在地緣沖突、能源轉型和極端氣祗的共同促進作用下，煤價和核電邊際成本大幅上升，導致德法的電價多于鄰國。就可再生能源來看，德法的光伏、水電和陸上風電的發(fā)電成本與鄰國十分相符，價差不少于10USD/MWh。然而，法國海上風電的成本相對較低。2021年，法國僅具備2MW的海上風電機組，然而新建或招標的裝機卻存5.5GW，海上風電市場整體處于建設初期，規(guī)模效應還未顯現(xiàn)出來。與英國對照，預計法國在經(jīng)歷5至7年的規(guī)模膨脹后，海上風電的成本效益才可以具有一定優(yōu)勢。綜合上述原因，德法整體的能源價格和電價上升，相對鄰國的優(yōu)勢已不再明顯，共振近年來發(fā)電量的下降，電力出口順差也適度減小。電力跨國運輸與各國各時期電價特點緊密有關，關于國家間的電價分析將在下一節(jié)更詳細地展開。3.4、南歐地區(qū)：光多氣太太少，西班牙南電北送去南歐指阿爾卑斯山脈以南，緯度在35至45度左右的若干半島地區(qū)，夏季干燥炎熱，冬季激進多雨，具備明顯的地中海氣候特征。南歐地區(qū)陽光充足，光照集中在意大利的南部、西班牙、葡萄牙和希臘的中南部。這些國家的可以再生能源利用率廣為較低，2022年西班牙和葡萄牙的可以再生能源發(fā)電比重均已多于40%。從風電來看，南歐年平均風速在2米/秒鐘，距大于北海地區(qū)的水平，但風電機組容量名列靠前，能夠有效率發(fā)電非常非常有限的風力資源。從水電來看，南歐多為半島國家，周邊地帶河流交織，抽水機蓄能發(fā)展較好。南歐地區(qū)光多氣太太少，光電潛力非常小，氣電高度依賴進口。西班牙和意大利就是歐洲第二和第三大光伏發(fā)電國，2022年兩國各具備約20GW的光電機組，光電發(fā)電效率分別達致17.86%和22.2%，遠高于歐洲平均水平。歷史上，西班牙的光電機組快速增長比意大利稍慢，這與西班牙從2012年至不再補助金新能源發(fā)電設備有關。如今西班牙再次鼓勵可再生能源發(fā)展，至2030年，預計西班牙和意大利的光電機組將超過至39.2GW和75.72GW，年為叢蘚科扭口蘚再分后增長率分別為8.21%和18.22%，意大利的光伏快速增長將距強于REPowerEU的目標。雖然南歐的光電發(fā)展著重，但發(fā)電量最少的依然就是氣電，發(fā)電比例在30%以上。不幸的就是，南歐地區(qū)天然氣資源貧乏，幾乎全部仍須從他國進口，其中意大利存相符一半的天然氣進口源于俄羅斯，因此受俄氣斷供的顯著影響。能源危機前，南歐傳送源于周邊國家的電力，就是歐洲兩小電力受入中心。意大利和西班牙的本地可以再生能源發(fā)電無法滿足用戶國內(nèi)用電市場需求，回來煤后整體的發(fā)電量除了所下降，兩國均仍須從外進口電力。在此階段，意大利主要傳送源于法國、瑞士和部分東歐國家的電網(wǎng)，就是歐洲地區(qū)最輕的電力受入國；西班牙傳送源于法國、葡萄牙和北非的電網(wǎng)。此時南歐外供均衡，伊比利亞半島和西歐區(qū)域能夠達成一致一致電力自平衡，因此西班牙和葡萄牙的電力天量出口量呈現(xiàn)較為明顯的負相關，而意大利和法國的電力出口Germer負相關。能源危機后，西班牙向北供電輸氣，地區(qū)供應鏈被重塑。能源危機期間，意大利穩(wěn)步開回繳電力和天然氣，但法國和瑞士的進口已不可持續(xù)；西班牙和葡萄牙的凈出口則一齊上升，已經(jīng)已經(jīng)開始由南向北逆向?qū)Ψ▏╇?。LNG方面，2022年7月至2023年1月，西班牙正數(shù)責傳送源于俄羅斯、美國和尼日利亞等地的LNG，同時將盈余能源載運至法國和意大利，變成LNG的轉運站。4、歐洲電價的剖析和分析隨著能源轉型和電價市場化的逐步推進，歐洲已經(jīng)形成主要由氣電邊際定價的電價體系則。2022年電價隨氣價大幅波動，我們從電力定價的特點啟程，分析了各國電價在能源危機期間的變化，并就2023年歐洲電價波動做出展望未來。4.1、歐洲電價的歷史演變從宏觀趨勢來看，20世紀初至今，歐洲居民電價的中樞經(jīng)歷了三次上移。根據(jù)英國國家檔案館，19世紀末至1920年代，電力行業(yè)處于發(fā)展初期，生產(chǎn)成本高昂，供應輕微不肢，導致電價高企。1920年代至1970年代，各國修筑電網(wǎng)和設備，大型發(fā)電機組、變大壓器等新興技術出現(xiàn)，規(guī)模效應初步顯現(xiàn)出來，電價逐漸下降。第一次上移出現(xiàn)在1970年代至1990年代初期，在經(jīng)歷兩次石油危機和海灣戰(zhàn)爭后，能源成本高企導致電價中樞上升。同階段，燃油逐漸讓出主要調(diào)峰能源的邊線，天然氣逐漸上位。第二次上移發(fā)生于2006年至2013年，該階段電價受經(jīng)濟提振市場需求快速增長、電源成本漲價、自然災害頻發(fā)等因素的影響而短趨勢上升，雖然受到金融危機的推高，但電價長期上漲的趨勢并未筑底回落。第三次上移出現(xiàn)在2021年至2022年，主要原因就是在地緣政治、環(huán)境因素、可以可供應嚴重不足的影響下，基本面發(fā)生根本性變化，電價創(chuàng)歷史新高。在歐洲電價歷史演變的進程中，供給側改革和電價市場化就是橫貫始終的兩條主線。主線一：供給側改革。20世紀初至1990年代，電力的定價逐漸引入市場機制。以英國為基準，在1980年代以前，英國的電價輕而易舉由政府調(diào)控，電力行業(yè)則由國有公司寡頭寡頭壟斷經(jīng)營。在此階段，電價的驅(qū)動主要集中在供給兩端，涵蓋電力系統(tǒng)與技術的升級和兩次石油危機引致的燃料成本上升。1980年代，英國啟動電力行業(yè)私有化改革，電價在受政府調(diào)控的基礎上，逐漸已經(jīng)已經(jīng)開始受到市場競爭的影響。1990年代后，能源轉型變成供給側改革中最重要的議題。正視雙碳目標的明確提出和可再生能源法、環(huán)保法等法規(guī)的施行，歐洲資金投入了大量資金建設基礎設施、發(fā)展可以再生能源刊發(fā)電。在初期階段，高額的投資成本傳導至發(fā)電兩端，間接對電價形成提振。相對的，化石能源的開采效率卻在大幅大幅下滑。歐洲自1990年至大幅削減煤炭產(chǎn)量，2021年的煤炭產(chǎn)量僅就是1990年的30%；天然氣的可以開采量同樣走低，2020年的可以開采量僅就是1980年的六分之一。歐洲不可避免地仍須尋求能源進口替代本地生產(chǎn)，這導致天然氣和煤炭的對外依賴度快速上升，電價對化石能源的外部供給高度虛弱。主線二：電價市場化。歐洲電價市場化的主要路徑從國內(nèi)至跨國，從日前至日內(nèi)，從市場經(jīng)濟至完全競爭。1996年，歐洲頒布96/92/EC指令，該指令通常被表示就是歐洲正式宣布正式宣布啟動電力市場化改革的標志。根據(jù)各國經(jīng)濟部門和能源市場監(jiān)管機構，多數(shù)國家的國內(nèi)電價改革于2000年代中期順利完成，而跨國的區(qū)域間交易在2010年代才步入正軌。2014年各國首次積極開展跨國日前攜手交易，2018年積極開展跨國日內(nèi)攜手交易，至此電力基本達成一致一致市場化定價。隨著市場化進程的大力大力推進，電價的驅(qū)動因素逐漸向市場需求端的拓展。各國電改的啟動和持續(xù)時間相同，晚在1990年代初期，德國、英國、挪威等國就已將一部分電力定價權交予市場。除了供應兩端，市場需求兩端也已經(jīng)已經(jīng)開始受到宏觀經(jīng)濟基本面和天氣等因素的影響。2000年后，歐洲氣候變化加劇，高溫、寒潮等極端氣候多次在短期內(nèi)助推用電市場需求。1997年和2007年的兩次金融危機引致的影響較為繁瑣，雖然通脹和能源供應減少可以對電價引致影響，但從結果來看，經(jīng)濟衰退引致的市場需求疲軟就是電價破位的主要原因。市場化定價后，居民電價波動幅度明顯不斷擴大。1990年代至2005年，基本正視電價波動的影響相對較小，電價中樞在104歐元/MWh左右，在上下3.52%的區(qū)間內(nèi)窄幅盤整；2005年至2021年，多國陸續(xù)順利完成國家內(nèi)部的電力改革，電價中樞上移至125歐元/MWh左右，波動大幅快速增長至16.15%。4.2、歐洲電力期貨的定價特點歐洲電力期貨以批發(fā)商電價為交易標的，確認了輸配電成本和稅費的影響。2022年EEX交易所交易的所有電力期貨中，德國電力期貨占據(jù)72%的交易量，我們將以德國日前批發(fā)電價為基準，分析電力期貨價格的主要影響因素。1）碳價對能源發(fā)電成本的影響。碳價就是通過影響化石能源的發(fā)電成本，從而間接影響電價的。根據(jù)彭博的冷卻價差公式，天然氣和煤炭的碳配額比例分別為40.71%和91.67%，煤炭碳配額比例就是天然氣的兩倍多，因此受碳價波動的影響更大。碳價被列為電價后，煤電SRMC上升的幅度將大于氣電，兩者差距將可以減小。2018年，歐洲建立市場均衡儲備機制（MSR），碳排放成交量和成交量價格持續(xù)上升。2019年，MSR機制正式宣布正式宣布運轉，碳價在發(fā)電成本中逐漸比如，直到2021年8月，碳價和電價展示出持續(xù)的相關性。將碳價與電價進行重返，可以推斷出在此階段，碳價與波蘭電價的擬合度較低，與德國電價的擬合度較低，但依舊具有顯著性，而與北歐電價的插值則并不顯著，因此波蘭或德國和北歐的電價高能放大碳價的影響，就是更有效率的考量碳價波動的交易標的。2021年8月以后，歐洲碳價出現(xiàn)大幅波動，此時歐洲水核電出力明顯下降，歐洲對化石燃料發(fā)電的市場需求持續(xù)上升，碳配額的供需短缺變成碳價高漲的主要原因。對電價來說，外部因素就是電價的主要擾動，碳價的影響權重較小。2）邊際發(fā)電能源的轉換。歐洲采用邊際成本市場市場出清的方式證實日前電價，在競價時會按照相同電源的發(fā)電邊際成本進行優(yōu)先排序，直至最后一單位機組滿足用戶市場需求。在可以再生能源發(fā)展初期，由于資金投入大、建設周期短、經(jīng)濟性極差，可以再生能源的LCOE廣為高于煤炭、核電等傳統(tǒng)能源。隨著技術明朗和規(guī)模效應顯現(xiàn)出來，近年來可以再生能源的發(fā)電成本持續(xù)上升，與之相對應的就是化石能源發(fā)電成本的高企。早期碳價對煤氣發(fā)電成本的影響較小，通常表示按發(fā)電邊際成本從高至高的電源排序依次為可以再生能源、核電、煤電、氣電和燃油發(fā)電。其中，燃氣機組的調(diào)峰具有速度快、深度大、穩(wěn)定性強等特點，被普遍認為就是邊際出清機組。3）風電和光電機組出力。目前歐洲的可以再生能源中，水電能依靠蓄水存儲，而風電和光電依然存儲能發(fā)電關在境，機組出力顯著受季節(jié)性因素和發(fā)電時段影響。從季節(jié)性來看，3至5月就是歐洲的用電淡季，若風光電出力積極主動，將對低成本發(fā)電機組形成一定吸到效應。以2022年為基準，2月和4月勃蘭登堡機場最高的瞬時風速均存多于30英里/小時，相等于七級風力，Auron并致德國多次出現(xiàn)正數(shù)電價；隨著5月用電市場需求的弱化，在更高的風速下也出現(xiàn)連鎖反應電價。6至9月就是歐洲用電的高峰期，也就是光伏機組