主要挑战及解决方案

插座，宝贝，插上：解开欧洲电力市场 2025年3月11日 安联研究 内容 第五至八页欧洲电力市场：转型与竞争力的瓶颈？ 第9-10页推动进步：构建坚强电网的投资必要性 第11-17页不可靠电网的经济成本 第16-17页对电价的影响 第18-22页优化能源转型：通过智能解决方案降低成本 第23-26页 从紧张局势到解决方案：解决市场一体化中的价格差异问题 第27-28页明天的电网：融资选项和市场解决方案 执行摘要摘要 • 欧洲的电力基础设施和市场设计差异已成为绿色转型的重大障碍。电网开发延误导致超过800吉瓦的风能和太阳能发电容量积压待接入，几乎是当前供应量的一倍。与此同时，持续的电价高企正在削弱工业竞争力并加重消费者负担。如果没有紧急的电网投资和现代化改造，欧洲面临无法实现其2050年净零排放目标的风险，这一目标要求间歇性可再生能源为欧洲82%的电力供应提供支持。 Patrick Hoffmann 经济学家，ESG与AI patrick.hoffmann@allianz.com •缺乏电网灵活性加剧了日内价格波动，高峰需求期间电价高企，而在非高峰时段电价则出现负值。在德国单独，2024年的可再生能源补偿达到了20.9亿欧元。电网拥堵成本仍然较低（2019年为25亿欧元），但预计到2030年将激增至123亿欧元，到2040年将达到567亿欧元，除非进行升级。这些成本最终会影响电价，在业务照常（BAU）情景下，2030年可能上涨22%，到2040年可能高达103%。然而，经济影响不仅限于电价，威胁到GDP增长和行业竞争力。到2050年，德国可能面临16万亿欧元的GDP损失，其中公共服务业（损失5850亿欧元）、金融业（损失4950亿欧元）和零售及批发贸易（损失2660亿欧元）最受影响。 哈泽姆·克里琴尼高级经济学家，气候 哈泽姆·克里琴尼@allianz.com 马克斯·齐默尔 高级经济学家，ESG 马克斯·齐默尔@allianz.com •欧盟电力部门转型可在2035年降低最终价格11%，并在2040年降低30%。但是，到2050年，这需要2.3万亿欧元的电网基础设施投资，年资金平均为9080亿欧元。为了实现欧盟到2040年将排放量减少90%的目标，提前进行投资可能会使年度投资需求超过1000亿欧元。配电网络将吸收总投资的56%，到2030年需要2200亿欧元，德国、法国和意大利占支出的一半。与此同时，到2030年预计将扩大28%的输电基础设施，到2050年需要6940亿欧元。除了国内电网外，到2030年跨国连接器和储能能力必须翻倍，每年增加100亿欧元，但到2050年将带来230亿欧元的长期节省。 马蒂亚斯·米厄，ifo研究所经济学家 为了降低电网投资成本和提高效率，欧洲必须使需求更加灵活，利用行业耦合和电动汽车（EV）集成，并改善其市场设计。扩大智能电表的使用可以降低峰值负荷和储能需求，同时降低家庭能源消费2-10%。电力到X（Power-to-X）技术可以利用剩余的可再生能源为下游产业供电。仅以德国为例，2023年削减的10太瓦时（TWh）可再生能源本可以用于生产绿色氢气，满足全国12%的需求，而不需要额外发电。配备双向充电的电动汽车可以进一步增强电网稳定性，减少拥堵，并将欧盟排放量减少7%。最后，将电价区与电网条件相协调可以降低拥堵成本，提高可再生能源的集成，确保能源转型更加灵活和经济高效。 •虽然通过扩大互联容量进一步整合欧洲电力市场可以增强系统弹性和降低成本，但也引发了与能源自主性、市场竞争和区域价格差异相关的问题。拥有较低电价的国家的成本可能会上升，从而引发政治紧张，正如瑞典因当地价格担忧而取消汉萨电力桥的例子所示。在电力出口上实施附加费和补贴机制可以帮助确保收益的公平分配，同时缓解价格差异并支持互联项目的投资。我们对瑞典-德国互联项目的分析显示，实施0.7吉瓦的汉萨电力桥互联项目每年可以产生300亿欧元的节约，远远超过60亿欧元的投资成本。实施定制的定价机制和更好的市场协调将是最大化深度一体化效益同时解决分配关注问题的关键。 •在欧洲面临财政约束和军事开支上升的情况下，仅依靠公共融资来满足电网投资需求是不可行的。为弥合每年约300至500亿欧元的资金缺口，法规协调、私营部门动员以及新融资工具将是必不可少的。推进资本 Markets Union（CMU）和建立独立的系统运营商（ISO）等结构性改革将进一步改善资金流动、优化电网规划并增强跨境电力贸易。加强连接欧洲设施（CEF）和其他欧盟层面的资助机制也对于确保资本高效部署至关重要。扩大绿色债券、转型基金和调整资本要求能够帮助吸引机构投资者；而针对的财政激励措施，比如摊销账户和税收抵免，可以减轻财务压力。通过多元化融资来源和简化基础设施审批程序，欧洲可以加快其电网扩张，同时保持经济可持续性。 欧洲的电力市场：瓶颈是否影响转型和竞争力？ 仅仅在巴黎协定签署10年后和55%排放目标期限前的五年，欧洲在其脱碳努力中站在一个关键的转折点。实现低碳目标并在降低大陆能源成本方面取得突破，关键在于快速建设可再生能源产能并高效将其整合入该区域的电力系统中。在欧洲更新后的可再生能源指令（RED）框架下，这意味着最终从可再生能源中获得的一次能源消费将从2023年的24.5%提升至2030年的42.5%。这一发展趋势的主要动力是风能和太阳能产能的扩张。到2030年，风能产能必须增加52.9%，达到425吉瓦，而太阳能产能则需要看到更加陡峭的增长，约需在五年内增加262吉瓦，增加后的现有供应将超过75%。融资这一可再生能源的扩展将是挑战性的，预计从现在到2030年，风能和太阳能的年投资成本约为1010亿欧元。¹ 然而，欧洲面临的最大障碍可能并非资金，而是支持性基础设施的缺乏。 近年来，欧洲的电力基础设施和市场设计差异日益成为绿色转型和竞争力的障碍。电网发展延误导致大量积压，阻碍了新的可再生能源并网 。因此，超过800吉瓦的风能和太阳能发电能力——几乎是当前供应量的两倍——正在等待电网接入，而此时大陆正面临持续高电价的问题。² 这些挫折威胁到欧洲到2050年实现净零排放的雄心，该雄心要求间歇性能源到本世纪中叶为大陆提供82%的电力（图1）。通过增加电气化从化石燃料向电力的转变，以及数据中心对电力的需求增加，也将需要更大规模地扩展电网基础设施，以跟上不断增长的电力需求。在净零一致情景下，电力生产需要到2050年增长约+50%。然而，如果没有足够的电网基础设施来支持这种需求增长和可再生能源的扩张，欧盟将难以实现其气候目标。这种短缺不仅会影响能源部门，还会影响依赖电力脱碳以实现自身净零目标的后端产业。 与此同时，电网缺乏灵活性——无论是在可再生能源电力供应还是消费者需求方面——加剧了日内价格波动。因此，在需求高峰期——通常是晚上——消费者面临高电价，而白天价格则不断跌入负值区域。2024年，欧盟各国平均有308小时的电价为负，这反映了供需平衡的持续挑战。这种不匹配损害了生产商和消费者，需要由已经紧张的政府预算来资助。仅以德国为例，2024年政府对可再生能源生产（§19 EEG）的补偿——当市场价格低于保证率时对生产商进行赔偿——政府花费约209亿欧元。如果没有电网基础设施的扩大和需求侧灵活性的提高，也存在着进一步延迟转型风险。随着公司观察到更波动的价格，它们面临着更高的不确定性，这反过来又阻碍了可再生能源的长期投资。这一点在最近几个月的一些风力涡轮机招标中没有收到任何投标人的情况下得到了凸显。3 整合更多电网储能可以提高电力系统的灵活性，但这也伴随着其自身的挑战。在过去的10年间，锂离子电池价格下降了超过85%，预 计到2024年将达到每千瓦时110欧元，这使得对电网储能的投资变得大大降低。同时，间歇性能源的迅速扩张，加上欧洲远离俄罗斯天然气的转型，扩大了日内电价差异（图2）。这种日益增长的市场波动性加强了储能的商业案例，允许投资者利用更大的价格差异，从而提高了投资的总体回报率。这一发展的后果是电池储能项目的开发大幅增加。仅以德国为例，项目开发商已申请向电网增加令人咋舌的226吉瓦大规模储能。然而，该国预计到2045年的储存系统需求仅为56吉瓦。考虑到显著的供过于求，电网运营商必须评估哪些项目可以有效集成到系统中，确保稳定性和效率。尽管储存能力不足会导致价格波动加剧和系统成本上升，但过度供给和储存分配不当可能会给网络基础设施造成压力，可能导致高昂的交通拥堵。 国家风电和太阳能发电占比高的国家——如德国、西班牙和荷兰，其中可再生能源占比超过能源组合的30%——也面临着最高的拥堵成本（图4）。特别是德国，承受着最大的压力，每年支出超过25亿欧元，约占欧盟总拥堵管理成本的60%。除了可再生能源容量增长外，该国的网络成本飙升还源于多个结构性问题。电网扩建严重延误——目前比计划落后七年——限制了高效传输电力的能力。此外，缺乏需求侧灵活性和储能基础设施进一步加剧了系统压力。另一个主要挑战是能源生产中心（主要位于北方）与主要需求中心（位于南方）之间的地理不匹配。尽管目前削减和重新调度成本已经相当显著，但如果在继续扩大可再生能源容量的同时未能解决拥堵问题，到2040年，欧盟范围内的电力成本可能会比现在增加20多倍，给消费者带来压力。⁴ 来自间歇性可再生能源的更波动性发电以及缺乏网络基础设施增加了电网拥堵的风险。当区域性能源生产达到高点时，传输限制可能会阻止电力到达需求中心而不过载电网。为此，电网运营商要么减少总体发电（削减发电量），要么通过在拥挤区域降低产出并增加高需求区域的生产来调整产量（再调度）。虽然这是标准网络管理工具箱的一部分，但在欧洲，进行这些电网干预的需求大大增加，管理成本在2018年至2023年间上升了55%，达到42亿欧元（见图3）。这些成本源于对电网运营商因再调度调整和削减电量而进行的补偿付款，以及电网平衡的更高运营费用和投资短期灵活性措施的投入。这一趋势主要是由间歇性可再生能源的快速扩张推动的，过去十年中，欧洲最大经济体中的间歇性能源产量翻了一番多。 驱动进步：投资于弹性电网的必要性 欧盟电力市场转型将需要平均每年投资908亿欧元，到2050年总计约需投资2.3万亿欧元（见表1）。与当前的约600亿欧元年度投资相比，到2030年所需资金必须至少增加30%（每年180亿欧元）。2030年后，假设投资趋势线性，2030年至2050年间的年度投资平均将达到940亿欧元。然而，为了实现欧盟到2040年将排放量减少90%的目标，在下一个十年初期加快可再生能源的扩张是至关重要的。这意味着电网投资需要提前准备。因此，电网总投资需求可能超过每年1000亿欧元。 截至2040年。配电网络将需要这笔投资中最大的一部分，至少需要占总资金的56%——到2030年预计为2200亿欧元。最高的投资需求集中在德国、法国和意大利，这三个国家共同占到了总配电网络投资的约50%。同时，预计到2030年将增长28%的输电网络也将需要大量资金，到2050年预计在4760亿至9110亿欧元之间。 互连和存储能力不仅将增强系统灵活性，还能将国家备用容量的依赖性降低15-19%，从而降低成本和CO2排放。⁶跨境贸易已在危机中证明其价值，如在2022年的欧洲能源危机和法国核电故障中，通过平衡供应短缺和稳定电价。展望未来，“管理过渡情景”，即扩大互连并在最佳位置部署可再生能源，从长远来看可能将批发电价降低40%。⁷相反，“受挫的过渡情景”，即国家政府将国内能源政策置于欧洲合作之上，将导致成本更高、效率低下和波动性增加。欧洲委员会估计，更深入的融合每年可能产生160-430亿欧元的年度福利收益，强化了更加互联互通市场的经济理由。然而，要释放这些效益，需要克服关键挑战。保持一定程度的能源自主性、确保成本分配公平以及支持面临竞争加剧的生产商将至关重要。地区间的价格差异也可能导致政策紧张，正如瑞典取消汉莎能源桥，担心当地电价上升所看到的。要充分发挥融合的优势，扩建互