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欧洲电力市场现状

欧洲电价构成

欧洲零售电价由能源供应成本、网络成本、税费三部分组成。能源危机前三部分所占比例大致接近，2022年以来为抵消能源供应成本增长，税费占比有所下降。

各国电价情况

批发电价格局总体呈现“东高西低、北高南低”的特点。受俄乌冲突影响，芬兰、瑞典和丹麦等与俄罗斯邻近的国家天然气供应压力大、价格较高；法国、荷兰和西班牙等国家接收LNG便捷、价格较低。

德国零售电价处于欧洲较高水平，核心因素是可再生能源电量占比高（56%）及与之关联的可再生能源税高。2024年为410欧元/兆瓦时，其中税费占比高达45%；2026年1月回落至384欧元/兆瓦时，主要源于政府补贴带来的网络成本降低。

意大利零售电价同样位居欧洲前列，2025年上半年一度攀升至370欧元/兆瓦时。尽管可再生能源发电量占比为40%（低于欧盟平均水平），但高进口天然气依赖度使得国际气价波动对电价影响更为突出。

法国零售电价历史水平相对较低，2022年以前长期维持在260欧元/兆瓦时以下，这主要得益于核电发电量占比高（62%）以及温和的税费结构（占比35%）。近三年来，受核电机组大规模检修和建设延期以及政府为缓解财政压力上调核电税等因素影响，电价显著上涨，2024年为332欧元/兆瓦时，2025年上半年为301欧元/兆瓦时，维持高位。

电价影响因素分析

本研究基于历史数据，构建了批发电价线性回归模型和零售电价深度学习模型，系统量化各因素对电价的影响机制。

因素1：天然气价格

天然气价格是影响欧洲电价的最重要因素，呈现显著正向影响。

天然气价格从2021年初的20欧元/兆瓦时以下至2022年8月一度逼近340欧元/兆瓦时。2023年以后，随着欧洲LNG进口能力扩张和暖冬因素，气价趋稳后稍有回落，但仍显著高于危机前水平。2025年3月以来，天然气价格维持在25~40欧元/兆瓦时的区间，处于新的价格平台。

欧洲电力批发市场采用边际成本定价，多数时段燃气轮机作为调峰机组处于边际位置，燃料成本直接决定市场出清价格。气价涨幅几乎完全传导至批发电价，从而推高零售电价。

批发电价与天然气价格相关度超过99%。天然气价格对批发电价变化的贡献度在上涨期（2015~2022年）为87.99%，在下降期（2022~2025年）为97.93%。2021~2025年，对居民零售电价变化的贡献度为57.43%，对非居民电价变化的贡献度为66.39%。非居民电价因市场化程度较高，与批发电价的联动性更强，对天然气价格的弹性系数显著高于居民电价。

因素2：税费

欧洲税费的变化可分为三个阶段：

2007~2019年：税费总体呈上升趋势，平均居民税从55.1欧元/兆瓦时升至92.8欧元/兆瓦时，主要受可再生能源补贴增加驱动。

2020~2022年：能源危机期间德国、法国、意大利等国临时降低税费以减缓对居民冲击，平均居民税从89.2欧元/兆瓦时降至41.4欧元/兆瓦时，但对工商业的税费调整有限。

2023~2025年：临时减税逐步退出，为支撑REPowerEU计划与弥补燃油税收入损失，电力税费再度结构性上调，尤其是非居民侧，以强化“污染者付费”原则和为碳边境调节机制（CBAM）筹集资金，但仍低于危机前水平。

税费往往起到稳定居民电价的缓冲作用，因而对非居民电价的弹性系数更大。2021~2025年，居民减税政策抵消了10.16%的电价增长，发挥了重要的价格稳定作用。

因素3：电网投资

电网投资对电价呈现显著的正向影响，这一影响通过网络成本传导机制实现。电网投资包括输电网扩建、配电网升级、数字化改造等多个方面，这些投资通过折旧和融资成本计入输配电价。

欧洲电网投资从2007年的250亿欧元左右增长至2025年的约700亿欧元，增幅达180%。随着电网投资规模扩大，网络成本在终端电价中的占比持续上升。

电网投资的增长对居民电价影响更显著。从2007年到2025年，电网投资对居民电价变化的贡献度在29%左右，对非居民电价变化的贡献度不足12%。居民电价由政府核定，需要承担更高比例的长期网络成本，因而对电网投资的弹性系数更高。

2025年6月，欧盟发布《前瞻性电网投资指导意见》，致力于实现2040年前1.4万亿欧元的电网投资目标（输电网4770亿欧元、配电网7300亿欧元），年均投资近1000亿欧元。长期来看，电网投资增长对零售电价的抬升将持续。

因素4：风电发电量占比

欧盟风电装机规模从2007年的53.4吉瓦增长至2025年的241吉瓦，增幅超过350%。发电量占比从2007年的3.39%增长至2025年的16.94%。

风电发电量占比的增长对电价变化呈现“双刃剑”作用。一方面，风电具有零边际发电成本的优势，其发电量占比提升可降低批发电价；另一方面，风电波动性和不可调度性带来额外网络成本，包括平衡成本、备用容量成本和电网升级成本等。总体来看，风电发电量占比提升推高了零售电价水平。

风电发电量占比对非居民电价的影响更为显著。这主要是因为额外成本主要由非居民电价承担，且近年来这一分化现象日趋明显，非居民电价对风电发电量的弹性系数达到居民电价的两倍。

因素5：碳价格

欧盟于2005年正式启动EU ETS（碳排放交易体系），采用“总量控制、市场分配”机制，覆盖电力、工业、航空等行业，约占欧盟温室气体排放的45%。

ETS碳价经历了剧烈波动：2007~2008年一度超过20欧元/吨二氧化碳，随后因经济危机和配额过剩跌至不足5欧元/吨二氧化碳；2013~2017年长期维持在5~10欧元/吨二氧化碳低位；2018年后随着MSR机制生效和减排目标收紧，碳价开始回升，2021年突破50欧元/吨二氧化碳，2022年达到80欧元/吨二氧化碳以上，2025年维持在75欧元/吨二氧化碳左右。

碳价对零售电价的直接影响远低于天然气燃料成本本身。2021~2025年，碳价格对居民电价变化的贡献度约10.74%，远低于天然气的贡献度。原因在于，碳成本在燃气发电总成本中属于附加项。以碳价约90欧元/吨、燃气发电碳排放强度约0.34吨二氧化碳/兆瓦时估算，在传导率为100%的理想条件下，碳成本仅约30欧元/兆瓦时。相比之下，天然气燃料成本受效率转换及市场波动影响显著，按气价约35欧元/兆瓦时和发电效率50%计算，仅燃料成本约70欧元/兆瓦时。这一成本结构决定了碳价在总发电成本中占比约30%，但气价波动可轻易覆盖碳价变动的影响。

碳价上涨是推动欧洲电力成本中长期上升的因素之一，但在当前阶段其影响被主导性的天然气成本所掩盖，未来有望成为零售电价上涨的主要驱动力。

因素6：核电发电量占比

欧洲国家的核电规模呈现逐年衰减的态势，从2007年121.85吉瓦降至2025年98吉瓦，核电发电量占比从29.6%降至23.4%，其主要影响因素为废核政策。

德国是最坚定的废核国家，已于2023年4月关闭最后三座核电站，核电发电量占比提前归零。法国历史上曾经推行废核政策，马克龙政府立场转换，提出核电复兴计划，计划新建6座EPR2反应堆，并延长现有核电站寿命，2025年核电发电量占比有所回升。

2007~2020年，核电发电量占比对居民电价变化的贡献度为6.96%，2021~2025年贡献度则不足5%。

欧盟核电发电量占比近五年来保持在22%~26%的区间附近，短期内存在波动（如2022年因法国核电机组大规模停运，占比一度跌至21.9%），长期来看呈缓慢的下降趋势。这种整体上的份额稳定性，意味着核电作为基荷电源，其产出未对电力市场造成剧烈的供给冲击，因此对电价整体的直接影响不大。

因素7：光伏发电量占比

欧洲光伏发展呈现加速态势。欧盟光伏发电量占比从2007年的0.13%增长到2025年的13.2%，装机容量从4.97吉瓦增长至402吉瓦，增幅超过80倍。

光伏发电量占比的增长对电价变化呈现“双刃剑”作用。一方面，光伏在午间集中发电，压低了日间现货市场价格。“鸭子曲线”效应下的新增光伏会直接降低用户的终端购电成本。另一方面，光伏加剧了从午间低谷到傍晚高峰的快速爬坡需求，增加了系统的辅助服务成本。

光伏对电价的净影响是降低能源供应成本与增加网络成本之间的博弈，在当前欧洲光伏发电量占比下，二者影响大致相当。模型分析表明，电价对光伏发电量占比的弹性系数较小，从2021年到2025年对零售电价的弹性系数大小在0.005以下。总体来看，当前光伏发电量占比增长对电价的影响有限。