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。
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%。
