欧洲电力市场分析

欧洲电力市场分析1、欧洲电力市场发展经验欧洲各国资源分布不均，能源结构存在较大差异。风力资源主要集中在北海东西海岸及爱尔兰地区，水力资源集中于北欧地区，太阳能资源则主要分布于地中海沿岸。为提高能源利用效率，促进区域电力平衡，有必要建立跨国运输电网和电力交易市场。1.1、欧洲统一电网建设历程1951年，比利时、德国、法国、意大利、卢森堡、荷兰、奥地利和瑞士八国联合成立了电能生产和传输协调联盟（UCPTE）。UCPTE初创时恰好遭遇二战，组织在当时的首要目标是促进各地区电力交换、最大化燃料经济性。但在后半20世纪，欧洲历经了数次能源危机和断电事件，UCTE随后更专注于输电网络的建设。该组织的成员国经历了数次扩充，互联对象包括中西欧和东欧地区的总计八个国家。1996年，为响应欧盟96/92指令，UCPTE分拆发输配电业务，并更名为电力传输协调联盟（UCTE），至此欧洲区域电网已经初见雏形。2000年，欧洲电网传输系统的标准化达到一定水平。为继续提高能效、增强电力市场的竞争性和实现可再生能源发展目标，2008年，UCTE和各区域电力组织的TSO共同成立了欧洲输电系统运营商网络（ENTSO-E），目前已有35个国家加入，该组织至今依旧负责欧洲电网管理和输配电事项。2022年，受俄乌战争影响，乌克兰退出了俄罗斯的“综合电力系统”，并加入了欧洲互联电网；波罗的海地区原先预计在2025年前实现电网“脱俄入欧”，为应对俄断电威胁，该计划或将加速。1.2、欧洲电力市场耦合历程欧洲的电力市场化起步于20世纪90年代，此时欧洲电网可主要分为欧洲大陆、北欧、波罗的海、英国和爱尔兰五大区域。为达成地区间交易的融合统一，欧洲七大电力交易所共同提出区域价格耦合项目（PCR），不同国家和地区间的买卖双方可以进行无障碍电力交易。历史上，欧洲电力市场的耦合进程可大致分为三个阶段：1）规范市场运行，初期区域性试点。90年代初，北欧五国的跨国电力交易日趋频繁，区域内初步实现能源的传输互补，北欧地区率先开展电力市场改革试点。1996年，挪威-瑞典联合电力交换（NordPoolASA）成立，该机构也是北欧电力交易所（NordPool）的前身。同年，欧盟发布96/92/EC指令，允许电力公司纵向一体化发展，但发、输、配电业务必须分离。此时，欧洲电力市场的发电环节已放开，输电环节通过政企协商或管制的方式间接放开，售电商之间自由竞争。2000年，NordPool正式成立，欧洲首个区域性电力市场——北欧电力市场形成。2）扩大跨国互联，推进日前市场耦合。2003年，欧盟颁布了2003/54/EC指令，要求输配电业务从电企垂直一体化的业务体系中彻底分离，建立跨国输配电业务的运作基础。2011年发布的“第三能源法案包”为市场交易提供了监管准则。2014年2月，西北欧价格耦合（NWE）上线，欧洲首次实现4家电力交易所与13家输电系统运营商进行日前市场联合交易，范围覆盖中西欧和北欧的总计15国，这是首个运用泛欧PCR解决方案的项目，此时日前电力市场基本建成。3）推动日内市场耦合，达成全欧洲电力市场耦合。2014年至今，欧盟在容量分配、拥塞管理、风险防范等方面出台了更多辅助法案，期间陆续有意大利、希腊、保加利亚等13个国家加入日前电力耦合市场，英国于2021年1月脱离了统一电力市场。截至目前，日前市场耦合已经包括欧盟中全部27个国家，几乎覆盖全欧洲的用电负荷。2018年，各国输电系统运营商联合提出投运日内耦合市场，初步实现现货市场的统一运行。1.3、欧洲电力市场分类和参与主体从市场类型来看，欧洲电力市场可以分为电力批发市场和系统服务市场，批发市场主要交易电能量，而系统服务市场主要提供辅助平衡服务。批发市场还包括场内市场和场外市场，目前欧洲大部分电力交易通过场内交易达成。从交易周期来看，可以分为中长期市场、日前市场、日内市场和实时平衡市场，四个市场互补完成电力出清。中长期市场以电力长协价作为商品，通过各地交易所的标准化产品或场外市场实现跨国双边交易，是当前电力交易的主要方式。根据欧洲能源交易所（EEX），2022年EEX中长期电力衍生品交易量已占到该交易所电力交易总量的84.4%。现货市场包括日前市场和日内市场。日前耦合市场于2014年启动运行，目前已形成完善的定价和交易模式。欧洲的日前市场通过一种名为Euphemia的算法实现出清，该算法能够同步所有电力交易所数据，匹配不同市场的供需。市场运营机构则能够通过PCR机制平衡区域内供需，并执行跨国输电容量的联合出清，形成次日细分至每个小时的各国发用电计划及跨国输电容量。以NWE为例，用户从前一天的早上9点开始申报，中午分两次计算和验证出清情况，交易所会在下午1点发布交易结果。2018年，欧洲日内耦合市场启动运行，截至2020年底已有14国正式参与交易，目前参与的主体仍在扩充。日内市场交易包括连续竞价和盘中拍卖两种方式，为用户提供补充和调整当日电力需求的机会。用户可以交易当日5分钟至1小时不等的产品。例如EPEXSPOT在盘中会提供一小时、半小时和15分钟的三类产品，北欧地区的交易时段为从前一日14:00直到交割前，英国则是从前一日0点至交割前。实时平衡市场的主要目的是消除电力交易的摩擦，市场提供的辅助服务产品是一种有功功率备用，能在不平衡事件发生后的30秒至数小时内维持系统频率。TSO会提供各类辅助服务产品，根据报价调整机组的出力。平衡市场从交割前一小时开始运行，直到平衡结束后的15分钟。在日内交易结束后，TSO也会根据交易结果发电或停机，以确保电力供需平衡。市场参与主体方面，欧洲拥有超20家电力交易所和多个地区性交易中心，包括北欧电力交易所（NordPool）、欧洲电力交易所（EPEXSPOT）、意大利电力交易所（GME）等。交易所一般采用多国联合的方式运营，向用户提供中长期和现货电力衍生品和实时平衡服务的交易。欧洲电力市场设立了三类运营机构，分别满足输电、配电、调电的需求。输电系统运营商（TSO）拥有输电资产的所有权，向电网输送电能量的同时维护和运营输电网络。TSO可以独立运营或从属于电力企业，但必须独立于企业的发、配、售电业务。TSO的股权分散，既可以是国有资产，也可以归私营资本所有或混合所有，甚至允许国外资本参股或控股。根据欧洲输电系统运营商合作协会（ENTSO-E），截至2022年底，欧洲共有42家TSO机构负责耦合电力系统的运行。调电方面，在2011年发布的第三能源法案包中，欧盟理事会通过了独立输电运行机构（ITO）方案。在原TSO模式基础上，进一步将电力调度运行职能拆分给ITO，使其负责协调管道与电网的接入，保障和调整输送网络规划，有效利用通道资源。ITO被允许与购电机构同属于一个母公司，但必须独立监管。配电业务归属于配电系统运营商（DSO）。各成员国应为配电系统指定DSO，负责某一地区内配电系统的运行和互联，并统一受到配电系统运营商联盟（EUDSOEntity）协调管控，目前欧洲地区拥有超2500家DSO。DSO股权结构较为复杂，国有资本、私企、外资均可参股控股。与TSO一样，DSO可以属于电企集团，但必须独立于其他业务。1.4、欧洲电力交易机制和参与方式电力的交易分为场内交易和场外交易（OTC）。场外交易中，交易双方将直接进行一对一交易，交易价格和合同条约不对外公布。场外交易的供电时间与电力交易所的供电时间基本相似，但现货市场的合约多数以天或周度为单位，很少以小时为单位。一般场外交易会通过电话或者网络完成，交易的时间成本和资金成本会高于场内交易。交易者有两种方式参与场外交易，一是满足场外交易平台的准入条件，二是授权经纪公司间接参与交易。若直接在场外市场上交易，则交易者首先需要和TSO签订结算合同、与电网交易平台建立连接、并寻找到交易的对手方。若通过经纪人交易，则需向经纪人支付一定量的佣金，但好处是将享受到经纪人从撮合交易到执行清算的全套流程服务。场内交易的特点是标准化合约、标准化交割结算流程和匿名交易。EEX提供各国电力期货产品、电力现货产品、区域间价差产品和期限服务，产品合约拥有标准化的支付时间、供电地点、供电时间、负荷类型和清算条件等，目前在交易的电力期货总计超过200个。欧洲的电力期货大部分采用现金交割的方式结算，实物交割仅占较少部分，因此市场参与者的目的除了对冲价格风险，还有投机和套利。和大多数商品一样，电力交易具有一定准入门槛。以EEX为例，想要在EEX交易的参与者需要通过EEX和欧洲商品清算公司（ECC）的资质审核、提供管理人员的可靠性和专业资格证明、拥有至少50,000欧元的责任资产证明和与交易系统的连接通道等。此外，公司交易员还需通过交易所设置的交易资格考试，该考试仅对已获取准入的公司开放。欧洲地区最具流动性的合约是EEX的德国电力期货，包括基本负荷和峰值负荷合同，参考标的是德国未来交割期电力现货市场的平均价格，提供的到期时限包括日、周、周末、月、季度和年度。2、欧洲各能源发电现状与发展前景欧洲发电能源结构正加速向清洁能源过渡，煤电和核电发电量持续减少，风光电成为主要的发电增量补充。未来煤电的去化速度或将提速，光电的装机量还将保持高速增长，但风电装机增速略显疲软，水电装机量增长缓慢，各国对待核电的态度纠结。2.1、发电量波动较小，能源结构清洁化欧洲全社会发电量稳定，核电发电量占比最大。过去十年，欧盟和英国总发电量较为稳定，振幅在3%左右，核电在2022年前一直是发电占比最大的电源，占比约在四分之一，其余能源按发电量排名依次是气电、煤电、风电、水电和光电，燃油发电在大多数国家仅作为替代调峰能源使用，因此发电占比较小。2022年，欧盟和英国共发电3120.38TWh，同比下降2.09%，核电出力不及预期，气电取代核电成为最大的发电电源。欧洲发电和装机结构持续清洁化。2012年欧洲清洁能源发电量首次超过化石能源，此后剪刀差在十年内持续扩张。清洁能源装机量从2008年起快速增长，占比从48.5%提升至2022年的67%。然而可再生能源的出力“靠天吃饭”，外加每年都有新机组投产，实际可用容量仅约占装机量的30%，因此可再生能源实际发电量一直偏低。风电和光电为补缺化石燃料发电做出主要贡献。欧洲装机量的增加主要来自风电和光电机组。2008年至2022年，欧洲光伏装机量增加204GW，年复合增长率为24%，风能装机量增加169GW，年复合增长率为10%。2022年风电和光伏的发电量占比相较2008年上升了19.21个百分点，这部分的增量主要是从化石能源发电中攫取而得。2.2、化石能源与俄脱钩，去煤计划依旧激进随着能源需求的增加，欧洲化石能源的储量和产量均持续下滑，被迫产生对外部进口的依赖。欧洲的能源进口依赖度（净进口量/总需求量）长期保持在较高水平（2021年56%），2014年后，烟煤和天然气的进口依赖度陆续大幅上升。2021年欧洲煤炭、天然气、原油三类化石燃料的对外依赖度均已超过80%，无烟煤的进口比例甚至超过100%（超过100%部分为囤积库存）。在庞大的进口基数下，即便长协交易占绝大部分，欧洲仍然面临现货端短期波动的风险。能源危机后，欧洲对俄罗斯的能源进口需求明显下降。2021年俄满足了欧盟约四分之一的能源需求，是向欧盟进口化石能源最多的国家。2021年，俄罗斯分别占欧洲天然气、煤炭和原油进口总量的44%、52%和28%，是三类能源最主要的进口国；2022年下半年，在欧洲能源禁令和管道气受阻的情况下，欧洲对俄三类能源的进口占比分别降低至9%、17%和20%，天然气和煤炭的进口占比下降明显，进口额主要被美国、澳大利亚、北非和中东国家瓜分。俄油进口占比虽然也有所下降，但由于发电量占比小，供需冲突主要在于天然气和煤炭。我们计算了2022年各国的对外能源依赖度，方法如下：进口依赖度=进口量/（本地生产+回收产品+进口-出口+库存变化）。2022年，欧盟和英国的天然气发电总量为685.56TWh，约占总发电量的22%。全年发电处于历史较低水平，夏季发电略有回暖，主要是为了弥补水、核发电的空缺。发电量排名前五的国家依次为意大利、英国、德国、西班牙和荷兰，以上五国占总气电发电量的七成。其中，德国、英国、西班牙和意大利的能源进口依赖度均在80%以上；此外，荷兰（54%）由于长期的勘探开发以及资源耗竭，自2018年起也转变为天然气进口国。2022年全年，俄气对欧盟出口减少281亿立方米，同比下降32.3%。在俄欧的输气管道中，乌克兰VelkeKapusany管道因地缘冲突而削减供气，亚马尔-欧洲管道于2022年3月起逆向输气，2022年8月底北溪1号的运输完全中断，主要干线的输送量均已降至冰点。欧洲与俄能源脱钩的决心十分坚定，这使得俄气供应的部分将长期性消失，叠加水核出力低下和寒冬预期，气价和电价飙升。面对气供短缺，欧洲主要采取两种措施应对：1）转运LNG来替代PNG；2）强制压缩全社会用电需求10%，天然气使用量15%。在能源危机发生之后，欧洲天然气的供应发生了显著变化。俄气的缺口主要由英国和欧洲大陆的LNG增量弥补，洲外PNG的流量则变化不大。就结果来看，拥有LNG接收站的国家有效发挥转运作用：西班牙LNG进口增量的主要来源是北非，而法国、比利时和英国的主要来源是则是美国和中东地区。另外，俄罗斯向西班牙、法国和比利时的LNG进口量也明显上升，可见欧洲与俄脱钩并不彻底。西班牙和比利时等国在接收洲外LNG后，会将LNG输送至意大利和法国等缺气国家，成为欧洲内部的主要出口国。煤电方面，产煤大国以德国和波兰为首，两国的煤炭发电量占欧洲煤电的68%，捷克、保加利亚和意大利位居之后。上个十年中，煤电的发电量持续下降，并在2020年达到历史底部，主要是由于欧洲各国持续的退煤，比利时和瑞典分别于2017年和2020年去煤，德国、法国等国的煤电发电量大幅下降。2021年，气电和风电不及预期，煤电扛起发电大旗，同比大增18.8%；去年为维系电力供应，奥地利、芬兰、希腊、法国、丹麦、德国、意大利、英国等国陆续宣布延长或重启煤电厂，欧洲煤电发电量同比增加6.1%。然而，欧洲的去煤计划依旧激进，多数用煤国家均计划在2030年前退煤。根据各国在联合国气候变化大会上的签署情况和公开场合声明，英国、意大利、爱尔兰、匈牙利、保加利亚和西班牙计划在2025年前后去煤，而荷兰、芬兰、德国、波兰和罗马尼亚计划在2030年前去煤，捷克的去煤时限在2033年。欧洲主要的进口煤种是硬煤，进口依赖度普遍超过90%。在煤电占比较高的国家中，德国（100%）、意大利（105%）、丹麦（99%）和荷兰（96%）几乎已完全依赖进口。根据德国经济部长，德国约50%的进口煤炭来源于俄罗斯，而波兰则达75%左右，但由于波兰仍在生产硬煤，俄煤的缺口可以由本地开采填补。针对禁煤令，欧洲在短期内从各国大量进口煤炭。去年欧洲港口煤炭进口量同比增加54%，澳大利亚、美国、哥伦比亚、南非和印尼等地的进口均大幅增长。美国去年对欧洲的煤炭出口同比近乎翻倍，成为向欧洲运煤最多的国家。去年下半年，南非和印尼的煤炭进口迅速上升，但印煤的主要问题在于质量不及进口标准、运输成本较高，且还有禁止煤炭出口的先例。相对而言，澳大利亚和哥伦比亚的煤炭质量更高，进口或许可以长期维持在较高水平，未来还需持续关注欧洲与各国的长协签订。2.3、光伏装机增速超预期，风电增长或不及预期风电是欧洲发电量最多的可再生能源，占总发电量的16.05%。2022年欧盟27国风电装机量总计255GW，累计装机量从高到底排名前五的国家依次是德国、西班牙、英国、法国、瑞典。其中，德国拥有欧洲最大的风电市场，发电量和装机量均占总量的三分之一；英国拥有最多的海上风电机组，且近年来持续扩建海风项目。欧洲风电以陆上风电为主，海上风电装机不到一成。陆上风能受北冰洋和北大西洋海风影响，主要分布在丹麦沿海海域和格陵兰岛周边，风力受季节影响具有“冬大夏小”的特征。海上平均风速显著大于内陆，海上风电主要分布于北海、波罗的海、挪威海和巴伦支海等海域，但由于开发成本较高，装机量的占比还不到总量的一成。风电平均利用小时数较稳定，但仍受无风现象拖累。发电设备平均利用小时数是一种简易估计能源发电效率的方法，计算公式为：发电设备年平均利用小时数=年发电量/年平均装机容量。2021年和2022年，欧洲的风电发电小时数在2000小时左右，比2020年（2279小时）略有下降，主要是无风现象频发所致。去年电力危机时正值无风季节，风电未能填补电力供应，临近冬季后风电逐渐发力，才有效缓解了欧洲的缺电困境。风电装机发展或不及预期，未来增长点在海上风电。今年3月，欧盟成员国达成的统一可再生能源目标，计划海上风电机组将在2030年达111GW，此装机目标已超过REPowerEU原设目标，且与Fit-for-55标准相比近乎翻倍。但考虑到机组检修置换需求、项目过审速度较慢和部分国家财政状况不佳，这一目标的实现相对困难。光电方面，2022年欧洲光伏发电量共217.51TWh，同比增长23.4%，创历史新高。西欧和南欧是主要的光伏发电地区，德国占光电发电量的27%，西班牙占15%，再后是意大利和法国。欧洲地区纬度相对较高，夏冬日照时间差距大，光电具有明显的“夏大冬小”出力特点，恰好与风电的季节特性互补。装机量加速增长，光电前景乐观。过去五年里，欧洲的光伏装机量一直保持较高的增速。2022年，欧盟预计拥有208.9GW的光伏装机量，新增41.4GW的光电装机，新增机组数量的增速从2019年的19%快速增加至47%。新增机组集中在西欧和南欧国家，德国安装的新机组最多，其次是西班牙、波兰、荷兰和法国。根据SolarPowerEurope的预测，在一般情景下，2030年欧盟将拥有920GW的装机容量，远超REPowerEU的目标，这意味着2022年至2030年期间装机量还将以20.36%的年复合增长率高速增长。但值得注意的是，欧洲在2010年前后曾经历过一轮光伏机组的建设投产，早期逆变器、光伏板等设备的寿命在15年左右，使用年限过后组件功率将有所衰减，未来几年光电设备或面临检修和更替的压力。2.4、水电建设趋于稳定，核电发展出现分化水电装机增速缓慢，建设趋于稳定。欧洲水力资源主要分布于北欧的斯堪的那维亚山脉与西南欧地区的比利牛斯山脉和阿尔卑斯山脉。挪威是拥有水电机组最多的国家，其次是法国、意大利、西班牙和瑞士。过去十年水电装机量增速在年均0.7%左右，2021年欧洲水电机组共255GW，新增1.09GW，同比增长仅0.43%。新增的水电机组主要来自挪威和奥地利，但数量很少，装机格局难有较大改变。另外，由于环保政策的施压，部分国家河道内部的水坝可能计划被拆除，水电机组建设的预期或许仍需下调。根据多国发布的建设计划，下一阶段欧洲可能会着重将发展还处于建设初期的抽水蓄能上。去年高温干旱严重影响欧洲水电出力。2022年夏季，欧洲降水量达历史低位，各国径流水位和水库蓄水量大幅降低，全年欧洲水电发电量同比下降16.89%，水电发电小时数也从2020年的1869小时降至1552小时。挪威和瑞典贡献了欧洲将近50%的水电资源，去年水电发电量分别下降9.4%和8.5%。根据挪威水资源和能源局，7月底挪威水库平均蓄水率仅为67.9%，比过去10年夏季的平均水平低10个百分点。由于蓄水量持续不足，挪威一度考虑限制电力出口。南欧干旱更甚，法国和意大利水电发电量分别同比下降22.9%和34.7%，水库发电同比骤降四成，水电情况的恶化还影响了核电机组冷却和其他能源的航运输送，导致电力危机加剧。2023年前三个月，水电发电量整体有所回暖，但依旧低于平均水平。值得注意的是，根据路透社，一季度阿尔卑斯山脉的水力发电比2022年同期低20.6%，相较于2015至2020年的平均水平低38%，在经历长期的干旱后，欧洲亟需降水来补充水力资源。2022年欧洲核电发电大幅下降。核电在历史上长期是欧洲发电量占比最大的电源，2022年核电发电占比达21.18%。45%的核电来源于法国，其后是西班牙、瑞典、英国、德国和捷克。2022年欧洲核电共发电660.92TWh，同比下降117.67TWh，其中法国减少了82TWh，德国减少了33TWh，几乎占据核电下降的所有份额。法国由于近几年核电站轮番故障，大量机组处于检修或待补充燃料状态，叠加水温过高和冷却水不足，大型核反应堆发电量跌至十年来的历史最低点。2022年，法国核电发电量同比下降21.66%，这导致法国的电力供应出现约15%的缺口，法国也开始被迫从周边国家进口电力。此外，德国和比利时的核电发电量也分别同比下降50%和13%，前者是由于其激进的弃核政策，后者是因为机组停机检修。各国对待核电的态度相当分化。2022年以前，主要核电国家秉持逐步弃核的发展路径，过去十年中，欧洲核电装机量的下降主要来自法国、德国、比利时和瑞典。法国曾经宣布将在2035年前关闭14座核反应堆，德国也称将在2022年底关闭境内所有核电站。但电力危机后，许多国家不得不延期弃核，也有更多国家开始关注核电建设。2023年4月，德国已经关闭境内最后三座核电站，实现全面脱核；法国的弃核告一段落，未来计划将再向核能领域投资10亿欧元，用于建设更多的小型环保核反应堆；瑞典政府拟议废除一项限核法律，以计划新建核电站；比利时则将弃核时间延期十年。与此同时，芬兰投运了一座1.6GW的新核电机组。根据世界核协会，未来15年内，芬兰、捷克、保加利亚、匈牙利和罗马尼亚还计划建设新反应堆。目前法国核电的修复速度不及预期。为修复腐蚀和进行日常维护，去年法国有32个核反应堆停摆。尽管法国电力集团（EDF）声明会尽快重启所有故障反应堆，2023年1-2月法国在运营的核电产能也确实有所回升，但核电发电量并未反弹，一季度仍然处于过去五年的最低水平。由于持续性的罢工，EDF56座核反应堆中有14座的维护计划受到延误，占总可用容量的8.3%，核电的修复前景依然堪忧。2.5、欧洲发电能源结构展望对比各口径欧洲能源的发展目标，目前最为激进的是2023年3月正式达成的统一可再生能源目标，包括42.5%的可再生能源比例以及2.5%的指示性目标，高于REPowerEU和Fitfor55提案。同时由于部分各能源行业协会预测的装机目标普遍与原目标存在差异，我们参考各能源协会的增长预测，针对各能源的发展难题建立假设，对2030年欧盟的能源结构做出简要预测，并按平均发电小时数估算发电量占比结构。煤电：假设各国的去煤进程是持续性的，且去煤计划均能按照日程顺利达成，我们对退出速度做平均化处理，结果显示到2030年煤电发电量占比将减少至1.6%。风电：WindEurope给出持续到2027年的中性预测，认为风电很难达成REPowerEU所设440GW的目标。若按中性预测的增速，并在2028年后每年给予其5%因技术成本下降的额外增速，2030年欧盟的风电装机量将达到389GW，但依旧不及预设目标。光电：根据SolarPowerEurope，在一般情景下，2030年欧盟的光伏装机量预计将达到920GW，比REPowerEU战略目标高24%。由于中性目标已经将政策条件的改善和技术成本的下降纳入考虑，我们认为一般情景的预测可以作为参考标准。水电：根据国际能源署的预测，2021年到2030年欧洲水电的装机容量将增长18GW左右，除去土耳其和英国，欧盟水电机组的预期增长为8.3GW，年复合增长率为0.78%。这与过去十年欧盟水电装机量的平均增速（0.7%）十分相近，我们认为该增速较为合理。核电：根据世界核协会，截止2023年4月，欧盟在建的核电机组容量为2.1GW，计划建设的装机量为7.2GW，另有9个国家拟议新建核电机组。由于核电站的建设周期往往在10年以上，假设目前在建的核电站都能顺利完工、40%的计划建设机组能在2030年前竣工，则核电机组增减基本抵消，我们认为核电装机量将维持在98GW左右的水平。气电：欧洲拥有淘汰化石能源发电的长期目标，但根据各国计划，未来煤电的退出速度将较前十年显著提高，考虑到风电装机可能无法达成目标，而水核电几乎无法提供增量，单靠光伏很难补上发电缺口，因此我们认为到2030年前，欧洲气电装机还将小幅增长。3、电力供需格局：欧洲内部北电南送，西欧能源版图剧变欧洲已建成以欧洲大陆电网为核心，连接北海、波罗的海、挪威海、巴伦支海风电基地和北欧水电基地，并跨洲受入北非和亚洲清洁电力的供电格局。能源危机前，欧洲整体呈北电南送的输电格局，北欧通过西欧地区向大不列颠和南欧输电。北欧水力和风力资源丰富，能够向欧洲大陆输出清洁电能；大不列颠群岛是电力受入地区，接收来自北欧和西欧的输电；西欧地区是电力负荷中心，发、用电和净出口量均是欧洲之最，此时西欧的发电成本相比周边国家有明显优势，能够输送电力至大不列颠群岛、伊比利亚半岛和东南欧区域，并依靠密集的电网调控地区间的电力平衡；南欧地区是最大的电力受入区域，也是北电南送的最后一站。能源危机后，电力供需格局发生剧变，西欧需从英国和西班牙进口电力。北欧出口增大，成为最大的电力出口地区，但法国在电力紧缺下转变为净进口国，需反向从邻国购电，导致周边区域的供需格局发生变化。大不列颠群岛转变成为北欧和大陆间的电力转运站，伊比利亚半岛也开始向法国输电，两地均已变为净出口地区，整体电流从西、北、南向法国集中，东欧和南欧仍然是电力受入区域，欧洲的电力供应格局得到重塑。3.1、北欧地区：油气丰富，欧洲最大的能源出口地北欧地区蕴藏着丰富的海底石油和天然气，是能源危机期间欧洲最大的天然气供应地。北欧的水力和风力资源丰富。斯堪的那维亚山脉两侧河网稠密、落差大，拥有充沛的水力资源；北海、挪威海和波罗的海常年盛行西风，巴伦支海受大西洋暖气旋和北冰洋冷反气旋的影响经常出现风暴天气，四大海域为北欧提供了大量风力资源。挪威和瑞典年均对欧洲大陆出口138.17TWh的电力，这相当于波罗的海地区国家的年均发电量总和。挪威电力出口与本地蓄水密切相关。挪威南部的海底电缆直通英国、荷兰、丹麦和德国，每年向以上国家大量出口电力。从电价来看，挪威九成的电力来自水电，由于水电的边际成本较低，相比邻国大比例的传统发电更有优势。过去十年，挪威年均出口电力134.66TWh，输向瑞典和欧洲大陆的电量对半，这是因为瑞典与挪威的电网运行频率相同，贸易成本更低。从历史趋势来看，当蓄水量处于高位时，挪威的电力出口相对强劲；在2013年和2019年，挪威曾两次出现过蓄水量不足、且水力流入与预期差值也同样位于低位的情况，在双重因素的叠加作用下，挪威的水电出力明显下降，且电力出口量大幅减少，甚至可能反向从瑞典和丹麦进口电力。瑞典调控北欧地区电力自平衡，同时向欧洲大陆输送电能。瑞典的发电量里有四成来自水电，三成来自核电，风力发电比例正在逐渐增加。从数据形态看，瑞典和挪威的净出口近似对称，瑞典通常状态下会接收挪威的电力，也会在挪威发电不及预期时逆向供电，能够调节地区内的电力自平衡。此外，瑞典东面芬兰，南向欧洲大陆，拥有比挪威更为广阔的输电路径。过去十年里，瑞典年均出口电力达168.27TWh，芬兰是瑞典最大的电力出口国。2022年，由于法国紧缺，瑞典成为欧洲地区最大的电力净出口国。3.2、不列颠群岛：北欧与西欧的电力转运枢纽不列颠群岛位于欧洲大陆西北侧，岛上地势平缓，水力发电效果不理想，但陆上风电因此受益，风能也成为利用效率最高的电源。从电力运输来看，群岛东北侧通过NorthSeaLink（NSL）受入来自挪威的电能；东南方向，英国跨越英吉利海峡、多佛尔海峡与荷兰、比利时和法国等国通电，实现与西欧的电网互联；群岛西侧，英国正计划与格陵兰-冰岛共同建设Icelink电力管道工程，目的是更好地利用格陵兰和冰岛丰富的地热能源，目前该项目仍处于拟议阶段，预计在2035年前建成。2022年，英国的发电量打破往年持续走低的态势，同比增加5.77%。可再生能源的发电量突破2020年的前高，占全年总发电量的41.45%，风电和光电发电量均创下历史新高。化石燃料发电占比同比略有下降，但气电仍是英国发电的主要形式，占比39.26%。爱尔兰的发电量很大程度上受风电和化石燃料发电的影响，历史上风电占比40%左右，化石燃料占比一半左右。值得一提的是，爱尔兰是欧洲地区燃油发电量最高的国家，但却几乎全部依赖进口，因此受俄油禁运影响较大。能源危机前，不列颠群岛承接来自北欧和欧洲大陆的电力。2015至2020年期间，不列颠群岛平均每年接收欧洲大陆17.16TWh的电力，接近爱尔兰的年均发电量（21TWh）。2021年，英国与挪威建成NSL，至此群岛开始同时接收来自北欧和欧洲大陆的输电。但由于2022年挪威水电骤减，多数时间NSL的出力在管道容量（1400MW）的一半以下。能源危机后，英国成为北欧与大陆之间的电力转运枢纽。根据英国政府，2022年，荷兰的电力进口下降了四分之三，挪威的进口也因水电不及预期而降低，法国甚至需要英国逆向输电。英国40多年来首次成为电力净出口国，净出口量达到创纪录的5.3TWh，并逆向对法国输电10.02TWh。英国电力进出口的转变主要有以下因素的支撑：1）英国依靠接收LNG解决了供气不足的难题；2）可再生能源出力的显著提升；3）可再生能源发电成本的快速下降。英国去煤的速度领先，目前煤电的占比已不到2%，而风光电的占比在过去十年内提高了30个百分点，去年风电发电量同比增加23%，光电增加11%，这主要归功于英国政府大力推进可再生能源的建设。从发电成本来看，英国的风光电平准化发电成本（LCOE）下降明显，海上风电的优势尤为突出。在重塑贸易关系后，不列颠群岛将继续受入北欧低廉的水电，消纳部分电力后向欧洲大陆输电，成为北欧与大陆之间的电力中转站。3.3、西欧地区：能源变局下的电力负荷中心西欧是欧洲产销电力最多、电网密度最高、互联地区最广、电力出口量最大的地区，若将互联电网比作交织的动脉，西欧则可被视为欧洲互联电网的“心脏”。西欧建设了大量跨区通道，受入北欧的水电和风电、大不列颠群岛的风电、北非和中亚的光电，同时向南欧供应清洁电力。可再生能源方面，西欧风电资源丰富，德国西北部、荷兰及比利时的西部沿海地区已建立北海风电基地，多为平原和丘陵的内陆地势也有利于消纳冬季强劲的西风；阿尔卑斯山脉和比利牛斯山脉分别坐落于瑞士和法国，两地山脉落差大、水流湍急，是内陆主要的水力资源；西欧夏季阳光充沛，光伏产业发展迅速，随着装机量的快速增长，光电有望逐渐成为当地的主力电源。德国和法国的的GDP和人口一直位列欧洲前三，发电量之和接近欧洲总发电的四成，对居民和工业用电都有着较高的需求，是西欧地区发电最具代表性的国家。2020年以前，德法是西欧电力出口的主要贡献者。2015年至2019年，法国平均每年通过互联电网对外输电23.69TWh，德国平均出口电力19.66TWh，合计约占西欧地区总电力出口的56%。在此阶段，德国通常接收来自法国和北欧的电力，同时主要向荷兰、波兰、奥地利、瑞士等国输电，法国则向意大利、瑞士、英国、德国、比利时等国输电，在地理上两国的输电均呈现辐射发散状。2019年后，在地缘政治、极端气候和疫情等外在因素和能源转型等内生因素的共同影响下，德法发电量逐年下滑，电力出口量也大幅降低。对德国来说，执行激进的去煤弃核政策是电力出口下降的主因。2018年至2020年，德国煤电和核电发电量分别下降93.56TWh和11.62TWh，由于发电缺口无法完全用可再生能源发电弥补，德国发电量连续两年下降超过30TWh。往期德国年均出口电力也仅20TWh，发电量的削减部分完全覆盖了电力出口额。2021年，德国的煤电和核电发电量重回2019年的水平，出口顺差才逐渐增加。对法国来说，极端气候和核电出力低下多次影响电力出口。早在2016年，法国就出现过极端气候影响发电的预演，当时夏季的严重洪涝灾害导致核电机组无法正常运作，电力出口大幅下降，甚至一度从比利时进口电力，法国电力供应在能源转型中的不稳定性在那时就已经显现。2022年，法国核电再次受到冲击，法国也从最大的电力出口国转变为电力进口国。2020年之前，德法出口的优势在于相对低廉的发电成本。从电价来看，早期德国和法国的平均电价长期低于周边国家。法国受益于核电的广泛应用和先进的技术，电价和人均碳排放量都处于较低水平；德国在碳机制完善和能源附加费增加之前，电价也对邻国具有相对优势。在更早阶段，两国核电和煤电的边际成本甚至比发展初期的可再生能源更低，在相当长的时间内被认为是较为经济安全的能源。天然气方面，德法的天然气进口主要从北溪管道和亚马尔-欧洲管线由东向西运输，由于输送距离和转运消耗，法国地区的天然气价格会略高于德国和波兰，但在2019年也仅有73.67USD/MWh，该价格同样和可再生能源发电成本十分相近。2020年之后，主要电源价格暴涨，德法出口优势减弱。在地缘冲突、能源转型和极端气候的共同作用下，煤价和核电边际成本大幅上升，导致德法的电价超过邻国。就可再生能源来看，德法的光伏、水电和陆上风电的发电成本与邻国十分接近，价差不超过10USD/MWh。然而，法国海上风电的成本相对较高。2021年，法国仅拥有2MW的海上风电机组，然而在建或招标的装机却有5.5GW，海上风电市场整体处于建设初期，规模效应还未显现。与英国对比，预计法国在经历5至7年的规模扩张后，海上风电的成本效益才会具有一定优势。综合上述原因，德法整体的能源价格和电价上升，相对邻国的优势已不再明显，叠加近年来发电量的下降，电力出口顺差也相应减小。电力跨国运输与各国各时期电价特点紧密相关，关于国家间的电价分析将在下一节更详细地展开。3.4、南欧地区：光多气少，西班牙南电北送南欧指阿尔卑斯山脉以南，纬度在35至45度左右的若干半岛地区，夏季干燥炎热，冬季温和多雨，带有明显的地中海气候特征。南欧地区阳光充足，光照集中在意大利的南部、西班牙、葡萄牙和希腊的中南部。这些国家的可再生能源利用率普遍较高，2022年西班牙和葡萄牙的可再生能源发电占比均已超过40%。从风电来看，南欧年平均风速在2米/秒左右，远小于北海地区的水平，但风电机组容量排名靠前，能够有效消纳有限的风力资源。从水电来看，南欧多为半岛国家，周边地带河流交织，抽水蓄能发展较好。南欧地区光多气少，光电潜力巨大，气电高度依赖进口。西班牙和意大利是欧洲第二和第三大光伏发电国，2022年两国各拥有约20GW的光电机组，光电发电效率分别达到17.86%和22.2%，远高于欧洲平均水平。历史上，西班牙的光电机组增长比意大利稍慢，这与西班牙从2012年起不再补助新能源发电设备有关。如今西班牙重新鼓励可再生能源发展，到2030年，预计西班牙和意大利的光电机组将达到39.2GW和75.72GW，年复合增长率分别为8.21%和18.22%，意大利的光伏增长将远超REPowerEU的目标。虽然南欧的光电发展突出，但发电量最多的依然是气电，发电比例在30%以上。不幸的是，南欧地区天然气资源贫乏，几乎全部需要从他国进口，其中意大利有接近一半的天然气进口来自俄罗斯，因此受俄气断供的显著影响。能源危机前，南欧接收来自周边国家的电力，是欧洲一大电力受入中心。意大利和西班牙的本地可再生能源发电无法满足国内用电需求，去煤后整体的发电量还有所下降，两国均需要从外进口电力。在此阶段，意大利主要接收来自法国、瑞士和部分东欧国家的输电，是欧洲地区最大的电力受入国；西班牙接收来自法国、葡萄牙和北非的输电。此时南欧外供稳定，伊比利亚半岛和西欧区域能够达成电力自平衡，因此西班牙和葡萄牙的电力净出口量呈现较为明显的负相关，而意大利和法国的电力出口呈弱负相关。能源危机后，西班牙向北供电输气，地区供应链被重塑。能源危机期间，意大利继续接收电力和天然气，但法国和瑞士的进口已不可持续；西班牙和葡萄牙的净出口则一齐上升，开始由南向北逆向对法国供电。LNG方面，2022年7月至2023年1月，西班牙负责接收来自俄罗斯、美国和尼日利亚等地的LNG，同时将盈余能源输送至法国和意大利，成为LNG的转运站。4、欧洲电价的梳理和分析随着能源转型和电价市场化的逐步推进，欧洲已经形成主要由气电边际定价的电价体系。2022年电价随气价大幅波动，我们从电力定价的特点出发，分析了各国电价在能源危机期间的变化，并就2023年欧洲电价波动做出展望。4.1、欧洲电价的历史演变从宏观趋势来看，20世纪初至今，欧洲居民电价的中枢经历了三次上移。根据英国国家档案馆，19世纪末至1920年代，电力行业处于发展初期，生产成本高昂，供应严重不足，导致电价高企。1920年代至1970年代，各国兴建电网和设备，大型发电机组、变压器等新兴技术出现，规模效应初步显现，电价逐渐下降。第一次上移出现在1970年代至1990年代初期，在经历两次石油危机和海湾战争后，能源成本高企导致电价中枢上升。同阶段，燃油逐渐让出主要调峰能源的位置，天然气逐渐上位。第二次上移发生于2006年至2013年，该阶段电价受经济发展刺激需求增长、电源成本涨价、自然灾害频发等因素的影响而长趋势上升，虽然受到金融危机的拖累，但电价长期上涨的趋势并未反转。第三次上移出现在2021年至2022年，主要原因是在地缘政治、环境因素、供应不足的影响下，基本面发生根本性变化，电价创历史新高。在欧洲电价历史演变的进程中，供给侧改革和电价市场化是贯穿始终的两条主线。主线一：供给侧改革。20世纪初至1990年代，电力的定价逐渐引入市场机制。以英国为例，在1980年代以前，英国的电价直接由政府调控，电力行业则由国有公司垄断经营。在此阶段，电价的驱动主要集中在供给侧，包括电力系统与技术的升级和两次石油危机造成的燃料成本上升。1980年代，英国启动电力行业私有化改革，电价在受政府调控的基础上，逐渐开始受到市场竞争的影响。1990年代后，能源转型成为供给侧改革中最重要的议题。面对双碳目标的提出和可再生能源法、环保法等法规的出台，欧洲投入了大量资金建设基础设施、发展可再生能源发电。在初期阶段，高额的投资成本传导至发电侧，间接对电价形成支撑。相对的，化石能源的开采效率却在下滑。欧洲自1990年起大幅削减煤炭产量，2021年的煤炭产量仅是1990年的30%；天然气的可开采量同样走低，2020年的可开采量仅是1980年的六分之一。欧洲不可避免地需要寻求能源进口替代本地生产，这导致天然气和煤炭的对外依赖度迅速上升，电价对化石能源的外部供给高度敏感。主线二：电价市场化。欧洲电价市场化的主要路径是从国内到跨国，从日前到日内，从市场经济到完全竞争。1996年，欧洲颁布96/92/EC指令，该指令一般被认为是欧洲正式启动电力市场化改革的标志。根据各国经济部门和能源市场监管机构，多数国家的国内电价改革于2000年代中期完成，而跨国的区域间交易在2010年代才步入正轨。2014年各国首次开展跨国日前联合交易，2018年开展跨国日内联合交易，至此电力基本达成市场化定价。随着市场化进程的推进，电价的驱动因素逐渐向需求端拓展。各国电改的启动和持续时间不同，早在1990年代初期，德国、英国、挪威等国就已将一部分电力定价权交予市场。除了供应侧，需求侧也开始受到宏观经济基本面和天气等因素的影响。2000年后，欧洲气候变化加剧，高温、寒潮等极端气候多次在短期内带动用电需求。1997年和2007年的两次金融危机造成的影响较为复杂，虽然通胀和能源供应减少会对电价造成影响，但从结果上看，经济衰退造成的需求疲软是电价破位的主要原因。市场化定价后，居民电价波动幅度明显扩大。1990年代至2005年，基本面对电价波动的影响相对较小，电价中枢在104欧元/MWh左右，在上下3.52%的区间内窄幅震荡；2005年至2021年，多国陆续完成国家内部的电力改革，电价中枢上移至125欧元/MWh左右，波动大幅增长至16.15%。4.2、欧洲电力期货的定价特点欧洲电力期货以批发电价为交易标的，排除了输配电成本和税费的影响。2022年EEX交易所交易的所有电力期货中，德国电力期货占据72%的交易量，我们将以德国日前批发电价为例，分析电力期货价格的主要影响因素。1）碳价对能源发电成本的影响。碳价是通过影响化石能源的发电成本，从而间接影响电价的。根据彭博的点火价差公式，天然气和煤炭的碳配额比例分别为40.71%和91.67%，煤炭碳配额比例是天然气的两倍多，因此受碳价波动的影响更大。碳价被纳入电价后，煤电SRMC上升的幅度将大于气电，两者差距将会缩小。2018年，欧洲建立市场稳定储备机制（MSR），碳排放成交量和成交价格持续上升。2019年，MSR机制正式运行，碳价在发电成本中逐渐显性化，直到2021年8月，碳价和电价展现出持续的相关性。将碳价与电价进行回归，可以发现在此阶段，碳价与波兰电价的拟合度较高，与德国电价的拟合度较低，但依旧具有显著性，而与北欧电价的拟合则并不显著，因此波兰或德国和北欧的电价差能够放大碳价的影响，是更有效的考虑碳价波动的交易标的。2021年8月以后，欧洲碳价出现大幅波动，此时欧洲水核电出力明显下降，欧洲对化石燃料发电的需求持续上升，碳配额的供需失衡成为碳价高涨的主要原因。对电价来说，外部因素是电价的主要扰动，碳价的影响权重较小。2）边际发电能源的转换。欧洲采用边际成本出清的方式确定日前电价，在竞价时会按照不同电源的发电边际成本进行优先排序，直至最后一单位机组满足需求。在可再生能源发展初期，由于资金投入大、建设周期长、经济性较差，可再生能源的LCOE普遍高于煤炭、核电等传统能源。随着技术成熟和规模效应显现，近年来可再生能源的发电成本持续下降，与之相对应的是化石能源发电成本的高企。早期碳价对煤气发电成本的影响较小，一般认为按发电边际成本从低到高的电源排序依次为可再生能源、核电、煤电、气电和燃油发电。其中，燃气机组的调峰具有速度快、深度大、稳定性强等特点，被普遍认为是边际出清机组。3）风电和光电机组出力。目前欧洲的可再生能源中，水电能够依靠蓄水存储，而风电和光电依然存在储能消纳困境，机组出力显著受季节性因素和发电时段影响。从季节性来看，3至5月是欧洲的用电淡季，若风光电出力积极，将对高成本发电机组形成一定挤出效应。以2022年为例，2月和4月勃兰登堡机场最高的瞬时风速均有超过30英里/小时，相当于七级风力，导致德国多次出现负电价；随着5月用电需求的减弱，在更低的风速下也出现了负电价。6至9月是欧洲用电