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发布：2026-05-20 · 事件：2026-05-20

欧洲零售电价由能源供应成本、网络成本、税费三部分组成。能源危机前三部分所占比例大致接近，2022年以来为抵消能源供应成本增长，税费占比有所下降。 批发电价格局总体呈现“东高西低、北高南低”的特点。受俄乌冲突影响，芬兰、瑞典和丹麦等与俄罗斯邻近的国家天然气供应压力大、价格较高；法国、荷兰和西班牙等国家接收LNG便捷、价格较低。 德国零售电价处于欧洲较高水平，核心因素是可再生能源电量占比高（56%）及与之关联的可再生能源税高。

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欧洲零售电价由能源供应成本、网络成本、税费三部分组成。能源危机前三部分所占比例大致接近，2022年以来为抵消能源供应成本增长，税费占比有所下降。 批发电价格局总体呈现“东高西低、北高南低”的特点。受俄乌冲突影响，芬兰、瑞典和丹麦等与俄罗斯邻近的国家天然气供应压力大、价格较高；法国、荷兰和西班牙等国家接收LNG便捷、价格较低。 德国零售电价处于欧洲较高水平，核心因素是可再生能源电量占比高（56%）及与之关联的可再生能源税高。2024年为410欧元/兆瓦时，其中税费占比高达45%；2026年1月回落至384欧元/兆瓦时，主要源于政府补贴带来的网络成本降低。 意大利零售电价同样位居欧洲前列，2025年上半年一度攀升至370欧元/兆瓦时。尽管可再生能源发电量占比为40%（低于欧盟平均水平），但高进口天然气依赖度使得国际气价波动对电价影响更为突出。 法国零售电价历史水平相对较低，2022年以前长期维持在260欧元/兆瓦时以下，这主要得益于核电发电量占比高（62%）以及温和的税费结构（占比35%）。近三年来，受核电机组大规模检修和建设延期以及政府为缓解财政压力上调核电税等因素影响，电价显著上涨，2024年为332欧元/兆瓦时，2025年上半年为301欧元/兆瓦时，维持高位。 本研究基于历史数据，构建了批发电价线性回归模型和零售电价深度学习模型，系统量化各因素对电价的影响机制。 天然气价格从2021年初的20欧元/兆瓦时以下至2022年8月一度逼近340欧元/兆瓦时。2023年以后，随着欧洲LNG进口能力扩张和暖冬因素，气价趋稳后稍有回落，但仍显著高于危机前水平。2025年3月以来，天然气价格维持在25~40欧元/兆瓦时的区间，处于新的价格平台。 欧洲电力批发市场采用边际成本定价，多数时段燃气轮机作为调峰机组处于边际位置，燃料成本直接决定市场出清价格。气价涨幅几乎完全传导至批发电价，从而推高零售电价。 批发电价与天然气价格相关度超过99%。天然气价格对批发电价变化的贡献度在上涨期（2015~2022年）为87.99%，在下降期（2022~2025年）为97.93%。2021~2025年，对居民零售电价变化的贡献度为57.43%，对非居民电价变化的贡献度为66.39%。非居民电价因市场化程度较高，与批发电价的联动性更强，对天然气价格的弹性系数显著高于居民电价。 2007~2019年：税费总体呈上升趋势，平均居民税从55.1欧元/兆瓦时升至92.8欧元/兆瓦时，主要受可再生能源补贴增加驱动。 2020~2022年：能源危机期间德国、法国、意大利等国临时降低税费以减缓对居民冲击，平均居民税从89.2欧元/兆瓦时降至41.4欧元/兆瓦时，但对工商业的税费调整有限。 2023~2025年：临时减税逐步退出，为支撑REPowerEU计划与弥补燃油税收入损失，电力税费再度结构性上调，尤其是非居民侧，以强化“污染者付费”原则和为碳边境调节机制（CBAM）筹集资金，但仍低于危机前水平。 税费往往起到稳定居民电价的缓冲作用，因而对非居民电价的弹性系数更大。2021~2025年，居民减税政策抵消了10.16%的电价增长，发挥了重要的价格稳定作用。 电网投资对电价呈现显著的正向影响，这一影响通过网络成本传导机制实现。电网投资包括输电网扩建、配电网升级、数字化改造等多个方面，这些投资通过折旧和融资成本计入输配电价。 欧洲电网投资从2007年的250亿欧元左右增长至2025年的约700亿欧元，增幅达180%。随着电网投资规模扩大，网络成本在终端电价中的占比持续上升。 电网投资的增长对居民电价影响更显著。从2007年到2025年，电网投资对居民电价变化的贡献度在29%左右，对非居民电价变化的贡献度不足12%。居民电价由政府核定，需要承担更高比例的长期网络成本，因而对电网投资的弹性系数更高。 2025年6月，欧盟发布《前瞻性电网投资指导意见》，致力于实现2040年前1.4万亿欧元的电网投资目标（输电网4770亿欧元、配电网7300亿欧元），年均投资近1000亿欧元。长期来看，电网投资增长对零售电价的抬升将持续。 欧盟风电装机规模从2007年的53.4吉瓦增长至2025年的241吉瓦，增幅超过350%。发电量占比从2007年的3.39%增长至2025年的16.94%。 风电发电量占比的增长对电价变化呈现“双刃剑”作用。一方面，风电具有零边际发电成本的优势，其发电量占比提升可降低批发电价；另一方面，风电波动性和不可调度性带来额外网络成本，包括平衡成本、备用容量成本和电网升级成本等。总体来看，风电发电量占比提升推高了零售电价水平。 风电发电量占比对非居民电价的影响更为显著。这主要是因为额外成本主要由非居民电价承担，且近年来这一分化现象日趋明显，非居民电价对风电发电量的弹性系数达到居民电价的两倍。