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天然气行业深度研究报告：为何油气价格大幅回落，欧洲能源CPI仍居高不下？本篇报告尝试探究以下核心问题：1、在能源价格大幅下行的背景下，为何欧洲能源 CPI 仍居高不下？2、平价风光或负电价为何并未惠及民众？3、电价高企，对大宗商品有何影响？

欧洲能源 CPI 长时间高企，居民电价亦在高位盘桓。自2021年起，极端天气与地缘冲突接连冲击欧洲能源体系，2022年夏季创纪录高温推高用电需求，干旱与寒潮加剧能源紧张，俄乌冲突更令天然气价格飙升。至 2022 年 9 月，欧洲能源CPI 升至192.5，创下1970年来峰值。尽管近两年天然气、油价分别较2022 年高点下跌82%、40%（截至 2025 年 6 月），但能源项CPI 与居民电价仍未明显回落。以 2025 年 6 月的德国为例，居民含税电价达40.0 欧分/千瓦时，普通四口之家年电费折合人民币近万元，能源支出压力未见缓解。

聚焦电价研究，我们发现了欧洲能源CPI“抗跌性”本质，即欧洲能源主权缺失叠加转型成本向用户转嫁。电力占能源CPI 权重占30%，对研究整体指标抗跌性较为重要。电价高企由五重因素支撑：一是“去俄化”后，欧洲转向美国LNG，能源采购成本翻倍。2025年 Q1 欧盟购美气价达 1.08 欧元/立方米，远超俄气成本。二是电网建设滞后，迭代升级需要用电户承担更多成本。欧洲40%配电网超40 年，2024 年欧盟管网成本较2019 年上涨31.6%，德国涨幅更达55.8%。三是税费攀升，核心症结在税费结构设计失衡、成本分担机制固化。2024 年税费及附加费占比升至38.4%，政策成本集中由电力消费者承担。四是可再生能源补贴刚性仍存。可再生能源补贴政策使补贴成本附加于终端电价，虽然目前西欧整体进入“削光补储”阶段，但在补贴退坡初期，电力附加费等结构调整使得短期内成本较难显著下降。五是碳排放成本高企，构成显性电力成本。2023年 EU-ETS 碳价一度近 90 欧元，提供电价刚性支撑。

欧洲市场机制协同性不足使风光红利难在短期内惠及居民。欧洲风光发电占比持续提升，2025 年6 月达21%，德国更是高达45%。在风光度电成本因技术迭代与规模效应显著下降的同时，负电价现象却愈演愈烈。然而居民电价并未因此走低，根源在于电力市场机制存在短板：批发市场边际定价由高成本气电主导，即便风光过剩仍难压低电价；电网容量不足、储能滞后、跨国调度困难，制约风光电力向终端传导；零售市场以1-2 年固定合约为主，60%-70%的固定税费与电网成本，阻断了批发端价格波动向居民电费的传递。