如何看待欧洲电价？

在欧洲电价的构成中，能源供应支出（即批发电价）的变化相较于整体能源价格的波动更为平缓。这一现象与欧洲能源市场“去俄化”后，能源供应多元化所产生的成本代价密切相关。

在《欧洲天然气行业复盘：价格机制与国内启示》的报告中，我们提到自2021年起，欧洲便陷入多事之秋，能源供应体系遭受接连冲击，推高欧洲居民能源支出。 首先是极端天气纷至沓来，2021 年北半球夏季出现创纪录高温，制冷用电需求大幅上涨。欧洲部分国家的电力供应有一半依靠天然气发电，天然气的紧张直接导致这些国家遭遇电力危机。至 2021 年 12 月，德国、葡萄牙、西班牙等国的电价就已经达到 2020 年平均电价的 7 倍。 进入 2022 年夏季，欧洲遭遇百年难遇的干旱气候，莱茵河水位降至历史低位，拖累核电和水利发电量下滑，天然气发电需求被动增加。当年冬季，欧洲又迎来寒潮，欧洲取暖需求超季节性增加带动能源价格走高。

与此同时，2022 年 2 月俄乌冲突爆发并持续升级，原本就脆弱的欧洲能源供应格局进一步恶化。天然气价格飙升至世纪高位，电力价格也随之大幅上涨，部分国家电价短期内暴涨数倍。 能源价格的疯涨，直接导致欧洲居民能源支出大幅增加，至2022年10月，欧洲能源 CPI 升至 192.5，创下 1970 年以来的历史高点（2015 年=100为基期）。

随着欧洲开始调整能源结构布局，着力推进欧洲LNG 进口多元化与可再生能源发展，欧洲天然气价格也逐渐回落，近两年呈现低位震荡格局。至2025年6月，欧洲天然气价格较 2022 年高点跌幅已经达到了82%、油价跌幅40%，但欧盟居民电价、欧洲能源项 CPI 却仍在前高的位置徘徊。以德国为例，截至 2025 年 6 月，德国居民电价（含税）仍高达40.0欧分/千瓦时（按当期汇率约等于 3.31 元人民币/度）。据德国联邦环境部数据，当地普通四口之家年平均用电量约为 3500 千瓦时，按照6 月的电费计算，该家庭每年的纯电力成本为 1400 欧元，折合人民币约 11573 元。那么，为何欧洲能源项CPI与居民电价未能与能源价格呈现同等程度的回调呢？

首先，根据欧盟统计局定义，欧洲能源 CPI 是衡量欧洲地区家庭消费能源价格水平变动的重要经济指标。它反映了居民在日常生活中购买能源产品（如电力、天然气、燃油等）的价格变化情况。 以欧盟 27 国能源 CPI 为例，各分项权重差异明显，其中电力分项权重占有30%，燃气权重占比 16%，车用燃料和润滑油权重 41%（2025 年6 月数据）。鉴于我们要研究欧洲能源 CPI 的抗跌性，而电力在其中的占比相对突出，其价格波动对整体能源 CPI 的抗跌表现必然会产生重要影响。同时，结合上文提及的居民电价跌幅不及能源价格这一特点，及电力在能源CPI 中的权重占比，我们侧重聚焦于电价研究。

欧洲电价构成较为复杂，主要包括能源供应（即发电侧）、管网成本、税费、价值附加费用、可再生能源费用、产能费用、环境费用、核能费用及其他费用，部分国家还享有可再生能源补贴、产能补贴、环境补贴、核能补贴、其他补贴。通过拆解居民电费的组成部分，我们认为有五大要点支撑了欧洲当前电价处于历史高位：

要点一：欧洲能源“去俄化”代价。目前欧洲电价机制是基于能源供需关系（按出清价格支付，Pay as Clear）而设定，电价采取边际成本定价，发电商根据生产成本定价。市场机制决定电价受边际燃料发电（多为气电）主导。天然气作为欧盟电力市场的主要能源来源，欧洲电价目前主要由燃气发电厂设定，气电是平衡市场的定价者，所有中标机组都按其价格获得统一的系统清算价格。

在欧洲电价的构成中，能源供应支出（即批发电价）的变化相较于整体能源价格的波动更为平缓。这一现象与欧洲能源市场“去俄化”后，能源供应多元化所产生的成本代价密切相关。根据柏林报，2025Q1 欧洲进口美国液化天然气占欧盟所有液化天然气采购量的 48%，成为欧盟液化天然气的主要来源之一。然而，这种能源供应结构的转变伴随着悬殊的成本差异：据柏林报，2025Q1欧盟国家平均为美国 LNG 支付 1.08 欧元/m³，而购自俄罗斯LNG成本仅为0.51欧元/m³、俄管道气成本则是 0.32 欧元/m³。欧洲为摆脱对俄罗斯能源依赖，转向美国等其他供应来源，不得不承担更高的采购成本。

要点二：电网老化加剧，管网成本居高不下。在电价的各项构成中，管网成本（包含过网费、并网费）近年来呈现出上升趋势。过网费指电网用户为电力从生产端输送至使用端所支付的服务费用。过网费的主要目的之一是确保输配电网资产、智能电表等电网投资的成本回收，并覆盖系统服务和运行成本。并网费则是用于收回用户接入电网所需的新增或升级资产的成本。据欧洲电网，在大多数欧盟国家（19 国），电网费通过电价中的“输配电价”直接由消费者承担。 欧洲电网覆盖 40 多个国家，通过 400 余个互联节点实现同步运行，并由欧洲输电系统运营商联盟（ENTSO-E，包括 36 个国家的40 家输电系统运营商）统一协调管理。欧盟的电力网络大多建于 20 世纪 70-80 年代，根据人民网，欧洲40%的配电网运行年限已超过 40 年。 长期以来，欧洲电网忽视现代化升级的紧迫性，同时可再生能源转型又过于激进，电网系统在应对能格局变化时逐渐显露诸多问题。例如，为平衡可再生能源发电波动，电网对调频、调峰等辅助服务需求大增，电网阻塞问题愈发突出，导致电网再调度、备用机组和弃电补偿成本大幅增加。根据欧盟能源总司官网，2024-2040 年欧盟电力基础设施投资需求将超1.4万亿欧元。其中，配电行业需求 7300 亿欧元，占比约52%；输电行业需求4720亿欧元，占比约 34%；氢气基础设施投资需求 1700 亿欧元，占比约12%；二氧化碳运输与储存投资需求为 136-193 亿欧元。此外，欧盟各国电网监管规则存在差异（如英国 RIIO-2 模式、意大利准许回报率法等），跨境输电需额外的协调成本。

根据欧盟统计局的数据，欧盟居民电价中的管网成本由2019 年的6.01欧分/kWh 上涨至 2024 年的 7.91 欧分/kWh（折合成人民币为0.46 元/kWh上涨至0.61 元/kWh）。其中，德国网输费用由 2019 年的7.33 欧分/kWh上涨至2024年的 11.42 欧分/kWh（折合成人民币为 0.57 元/kWh 上涨至0.88元/kWh）。

作为对比，根据我们的统计，2025 年 7 月中国小型工商业用户输配电价区间处于 0.11-0.35 元/kWh 1，平均输配电价为 0.2 元/kWh。我国输配电价较低主要得益于国家西电东送工程等集中规划与统一大市场的规模效应，一是通过特高压技术降损降费，二是电力由全国统一调度，投资效率较高。

要点三：不断攀升的税费与政策成本。欧盟电价所涉税费及附加费包括税费、价值附加费用、可再生能源费用、产能费用、环境费用、核能费用及其他费用等，此类费用因各国政策不同而有一定的差异。 从欧盟整体来看，2024 年在能源成本下降时，欧盟居民电价中税费及附加费却逆势增长，较 2022 年 34.4%的占比增加了 4 个百分点，共3.08 欧分/kWh。欧洲电力税费居高不下，根源在于其税费结构设计、成本分担机制及政策执行中的矛盾。尽管欧洲风、光等低成本可再生能源的普及降低了部分批发电价，但家庭和企业的电费账单仍因高额税收与额外监管费用在高位徘徊。部分费用不应与用电量挂钩，而应纳入一般税种。

从费用用途看，电力账单中，大量监管费用被用于资助旨在实现经济脱碳、保障供应和提高能源效率的措施，但这些成本由电力消费者单独承受，导致税费负担集中化。 更突出的是，资源分配存在明显失衡：自 2019 年12 月欧盟《绿色协议》签订以来，为保障能源转型过渡期间的电力供应稳定，欧洲在2020-2023年期间已为化石燃料提供 3638.6 欧元补贴，这些资金本可以更公平地由所有能源用户或纳税人共同分担，并用于保障能源安全领域。税费豁免的复杂性也加重了电力税费压力。高耗能行业虽能通过豁免降低监管费用和电网成本，但豁免程序的复杂性往往削弱了实际收益；某些正推进电气化的行业甚至面临远高于前者的监管费用。

当前《欧盟能源征税指令》规定，对电力征收最低税额（消费税），并允许成员国在合法情况下，对高耗能产业、家庭及所有使用可再生能源发电的产业，可将税率降至零。这一调整既通过最低税额底线维护了欧盟能源税收体系的统一性，又为成员国根据实际需求优化税收结构留出空间。2025 年2 月欧盟委员会的《可负担能源行动计划》提出，未来将吸纳 2022 年欧盟部分国家在减税领域的实践经验，针对性下调部分税费，并有望在2025 年第四季度形成更多相关意见。

要点四：可再生能源补贴机制托举终端电价。欧洲多国实行 Feed-in Tariff 补贴政策或差额合约CfD 补贴，目的用于鼓励投资者对新能源如风能、太阳能、潮汐能等领域的投资。政府承诺按高于市价的电价回购风电/光伏，高于市场价的差额部分，作为可再生能源附加费或补贴成本，附加在终端销售电价中。而补贴的 CfD 的费用，由所有电力用户共同承担。因此，即使 2024 年燃料价格下降，补贴额度仍刚性存在。目前西欧整体进入“削光补储”阶段，一是压缩传统光伏补贴、取消净计量，二是通过收入保障和家庭补贴快速放大储能需求。 但在补贴退坡初期，电力成本构成或存在结构性变化。以往占比较大的可再生能源补贴部分下降，但可能会引起其他附加费、成本的结构调整。例如，为保障电网稳定运行，应对可再生能源间歇性问题，对电网升级改造的投入增加，可能使得与电网运行的相关成本上升。因此，尽管可再生能源补贴附加费逐步削减，但电力附加费整体短期内较难显著下降，输配电价调整、系统运行费分摊等结构性补偿机制仍将维持部分用户费用刚性。

要点五：碳排放成本居高不下，构成显性电力成本（环境费用）。2005 年，欧盟碳市场 EU-ETS 正式启动。EU-ETS 采用“基于总量”的调控方式，强调先通过控制在一级市场发行的配额总量来调节温室气体排放的总体水平，再让被纳入碳排放监管的各行业主体通过在二级市场买卖配额，以实现对碳配额的市场定价，运用市场机制推动主体履行减排义务实现减排目标。

自 2013 年 EU ETS 进入第三阶段以来，超过一半的碳排放配额通过拍卖方式分配，尤其是在电力行业，拍卖已成为默认的配额分配机制（电力行业100%的配额通过拍卖分配，工业部门初期仍获得部分免费配额，但比例逐年递减，从2013年的 80%降至 2020 年的 30%）。因此，碳排放成本被直接计入发电企业的边际发电成本（MCP）。 2023-2025 年 EU ETS 二期加强，因“免费配额减少+边境碳调整机制CBAM”，碳价一度飙升至近 90 欧元。假设气电每 MWh 排放0.43 吨CO2，按2025年6月的碳价计算，仅碳成本一项即贡献了约 31.5 欧元/MWh 的发电成本（约等于0.26 元人民币/kWh）。 因此，即便能源价格下跌，终端电价仍因多重因素制约而难以下调。能源转型带来的气价高替代成本与税费向下刚性构成基础约束，高碳价、可再生能源补贴及电网改造投入则形成支撑电价的结构性成本，构筑长期价格底部；极端天气倒逼电力系统维持冗余发电与强化应急调度，进一步推高峰时电价，加剧整体压力。归结来看，欧洲能源主权缺失与转型，叠加成本转嫁交织下，终端电价在高位韧性十足。