1.1、欧洲电价有多高？
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？
1.2、欧洲能源 CPI“抗跌性”本质：能源主权缺失&转型成本转嫁
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。
随着欧洲可再生能源的推进，其风光发电占比正在持续攀升。至2025年6月，欧洲风光发电量占比提升至 26.9%；德国在这场能源转型的浪潮中表现尤为突出，2025 年 4 月风光发电占比高达 45%。随着中游组件价格竞争白热化，风光发电成本在技术革新与规模化的推动下不断降低，在欧洲部分光照、风力资源优质区域，其发电成本已远低于传统能源发电成本。
与风光发电占比提升、成本下降相伴，负电价现象频繁上演，2024年欧洲多个国家累计负电价小时数创下新高。根据欧洲电力交易所，2024 年德国负电价时间累计长达 468 小时，同比增加 60%；英国负电价时间累计长达179小时，同比增加 69%；法国负电价则翻倍至 356 小时；西班牙首次出现负电价，全年累计 247 小时。这一现象的根源在于风光发电自身固有的波动性与间歇性，以及可再生能源发电峰/谷期与用电市场峰/谷期在时间维度上的错配。一面是风光发电成本的持续递减，另一面是负电价的频繁出现，从这两个维度来看，欧洲居民似乎理应享受到更低的电费价格，但现实却是居民电价依旧高企不下。 我们认为造成这一现象的核心原因是：欧洲电力市场机制存在短板，批发与零售市场脱节。 欧洲电力市场由批发、零售市场与系统服务市场组成。在批发市场上，拥有发电机组的发电企业与供应商（从批发市场按小时或远期合约购电）进行交易，随后供应商经由零售市场，将电力输送至家庭和企业。我们将通过这三个市场逐一剖析欧洲电力定价机制： 首先来看批发市场，这是负电价的产生层。 从交易周期划分，电力批发市场可细分为中长期市场、日前市场、日内市场和实时平衡市场。由于电力具有低储能性这一特殊属性，批发市场必须以小时为基本单位运作：供需需时刻保持实时平衡，任何失衡都可能引发电网频率紊乱。欧洲电力市场的短期平衡市场与日内市场发展成熟，主要涵盖日内拍卖和日内连续交易两种，用以化解实际需求与合同电量之间的偏差。其中，日内市场是虚拟电厂聚合可再生能源和储能参与短期电能量交易的关键渠道。当前欧洲电力现货市场平衡机制采用的是基于边际定价的“按清算价格支付（pay as clear）”。在该机制下，发电机组依据边际成本参与市场投标，电力交易所按发电成本从低到高排序出清，风光边际成本近零优先出清，排序靠后的气电承担满足边际电力需求的角色，成为市场定价的“边际定价者”。所有中标的机组都按其价格获得统一的系统清算价格。
这种定价逻辑导致一个显著结果：即便某国电力供应以清洁能源为主，其电价仍高度取决于煤炭或天然气的成本——欧洲电力现货市场平衡机制的出清电价通常由煤炭或天然气发电成本确定。这在一定程度上解释了为何德国风光发电占比高达 45%，电价却仍稳居欧洲前列。 当清洁能源发电过剩，电力系统出现供过于求时，传统电源（如气电）需付费让电网消纳其无法调节的电力，负电价现象由此产生。其次是系统服务市场。欧洲电网系统调节能力的不足，是制约风光等可再生能源电力有效传导至终端的关键，也是负电价出现的深层原因。欧洲电网调节能力的不足从三个维度共同制约着风光等可再生能源电力向终端的有效传导： ①电网容量扩张不足。欧洲电网建设相对可再生能源发展速度滞后，现有电网多为集中式火电设计，输电线路容量难以适配分布式风光发电的快速发展。根据欧洲风能行业协会，截至 2024 年底，欧洲范围内等待电网接入评估和电网许可的风电项目总装机量超过 500GW，但排队接入电网却遥遥无期。②储能设施发展缓慢。储能作为平衡风光发电波动的关键手段，从装机容量看，当前欧洲储能装机远不能满足需求。2024 年欧洲新增21.9GWh电池储能，同比增长 15%，累计容量达 61.1GWh。根据 Mission Solar 2040 研究，为了全面支持可再生能源系统，到 2030 年欧盟 27 国需要780GWh。但中性情境下，欧洲储能协会预计到 2029 年欧盟 27 国仅能实现累计装机334GWh，欧洲仍然面对着较大的灵活性缺口。③跨国协调与统一调度存在困难。在辅助服务市场层面，由于欧洲不同国家的能源结构与资源禀赋并不相同，不同国家的辅助服务市场差异较大。同时各国电网标准存在差异，跨境输电需复杂转换适配，增加损耗与风险，使风光过剩时难以通过跨国调配优化资源配置。截至 2025 年，西班牙与法国仅通过4条线路互联，总容量 2.8GW，不足装机容量的 3%；即便2030 年海湾新联络线投运，容量也仅升至 5GW，约 5%，远低于欧盟 2030 年15%的目标，大量风光电力滞留在产地形成拥堵和弃电。
最后是零售市场，合同机制与成本刚性支撑终端电价高企。自 2007 年开放竞争以来，欧洲电力零售市场主要提供两类服务：①是市场化供应，由供应商自主制定可浮动的价格；二是受监管销售电价（TRV），由政府设定固定价格。 以德国为例，德国零售端交易以长期合同为主导（即居民用户与电力公司签署了长期供电合同），使得居民电价与现货市场价格变动形成一定程度的脱钩。即使批发市场短期负电价，零售端仍按签约价结算。正如前文所述，零售电价对批发现货价格的敏感度因成本结构而异——输配电费、税费等非能源成本占比较高，缓冲了现货价格波动的影响。 欧洲居民电价中，2019-2024 年固定税费和电网费用约占总价的53%-75%。因此，即便批发市场出现负电价，居民仍要支付较高的电费账单。综上，平价风光或负电价未能惠及民众，根源在于电力批发市场的边际定价机制使电价受高成本传统能源主导、电网调节能力不足导致风光电力难以有效传导至终端，且零售市场长期合约与高占比固定税费形成的刚性成本，让批发端价格波动难以反映在居民电费中。
欧洲非居民电价相比居民电价有明显的回落，但2024 年年末的非居民电价仍比2019 年年末高出76.7%，给欧洲制造业带来了沉重负担。
影响一：直接冲击高耗能大宗商品的价格和生产活动
电价高企对大宗商品的影响主要通过生产成本传导、供给调整、区域竞争力分化等路径展开；不同类型大宗商品因能源依赖度差异，因此受影响程度也存在差异化。 从直接成本看，能源密集型大宗商品受冲击最显著，或引发大宗商品产能收缩或区域转移。电解铝、钢铁（电弧炉工艺）、氯碱化工（烧碱、PVC）等品种的生产过程高度依赖电力。 根据 SMM 和中国化工报，2023 年电解铝电力成本占比约30%-40%，氯碱电力成本占比约 60%以上。电价高企直接推高其单位生产成本，若企业无法通过技术升级消化成本，将被迫通过提价转嫁压力；若成本难以转嫁，企业在面临高额亏损时，往往会选择减产以稳定经营。 2021-2022 年欧洲电价大幅上涨期间，当地电解铝企业因成本倒挂陆续减产，截止目前仍远未回到 2021 年以前水平；同时，当地化肥企业（氮肥生产依赖天然气和电力）大面积停产，全球氮肥供给缺口扩大，价格创历史新高。低能耗大宗商品受影响相对有限。农产品（除温室种植、灌溉密集型品种）、部分非金属矿（如石灰石）等生产对电力依赖度较低，电价高企对其直接成本影响较小，更多通过物流运输成本等间接渠道产生边际影响。其中，相较直接的电价，农产品价格更多受油价、气价所带来的化肥、柴油价格变化所带来的间接影响。
影响二：制造业竞争力削弱
欧洲制造业的竞争力被严重削弱，中国在相关领域份额不断增加。除了钢铁、水泥、玻璃等大宗商品相关的制造业，以汽车为首的下游制造业在电费成本上也差距明显。此外，大宗价格的高企也在一定程度上推高了海外原材料的成本。
显著的能源成本差距，直接削弱了欧洲高耗能制造业的价格竞争力。但替代并非绝对的“此消彼长”，而是伴随着技术迭代与产业升级的动态调整。欧洲企业正通过聚焦高附加值环节、研发低碳生产技术以维持竞争力，而中国制造业则在承接转移的同时，加速向绿色化、智能化转型。两者在全球产业链中的分工边界正被重新定义。
欧洲能源 CPI“抗跌”，源于电力在其构成中的高占比。而欧洲电价之所以居高不下，主要受能源“去俄化”代价、电网老化、高税费、可再生能源补贴、高碳排放成本共同支撑。2024 年，欧洲电价中能源成本、管网成本、税费及附加、碳税分别贡献了约 14.02 欧分/kWh、7.91 欧分/kWh、12.50 欧分/kWh、1.36欧分/kWh（分别相当于人民币 1.08 元/kWh、0.61 元/kWh、0.97 元/kWh、0.11元/kWh）2。作为国内电价的对比，中国平均居民电价约为0.53 元/kWh，其中输配电价成本约为 0.16 元/kWh。综合前文分析，我们判断欧洲能源项CPI 在短期内仍将维持高位震荡格局。
尽管欧洲风光发电占比持续提升，部分区域发电成本已低于传统能源，且2024年多国负电价小时数创下新高，但民众并未从中受益。这是因为批发市场边际定价受传统能源主导、电网调节能力不足阻碍风光电力传导，且零售市场长期合约与高占比固定税费形成的刚性成本，使批发端价格波动难以反映在居民电费中。欧洲非居民电价虽有回落，但仍远高于 2019 年水平，给制造业带来重压。高电价冲击高耗能大宗商品生产，致其产能收缩或转移，而低能耗品类受影响较小。同时，显著能源成本差距削弱欧洲制造业竞争力，中国制造业在承接转移中加速转型，重塑全球产业链分工。
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