摘要

1欧洲电力协会发布《2026力量晴雨表》，指出2025年欧盟风光发电占比首达30%，化石能源降至30%以下。

2尽管中东冲突推高油气价格，但清洁电力增强了欧洲能源韧性。

3报告强调电网拥堵、负电价及储能不足是当前挑战，预计2030年前需新增450GW可再生能源装机。

42025年欧盟电池储能翻倍至11.2GW，配电网投资年增12.5%。

5报告呼吁加快灵活性资源投资与监管改革，以支撑电气化与能源安全，未涉及具体个股评级或目标价。

力量

证明

力量气压计

2026

前言

2026年，欧洲再次被提醒，能源安全与经济竞争力密不可分。中东地区的新冲突导致油气价格急剧上涨，使该洲暴露在全球化石燃料市场的波动之下。然而，欧洲的电力价格在最初阶段证明比以往危机中更为坚挺，因为清洁电力和灵活性的持续扩张帮助减少了电力部门对进口化石燃料的敞口。

欧洲各地都有具体的实例，展示了更具灵活性和电气化的能源系统所能带来的效益。在保加利亚，快速部署的电池帮助将丰富的日间太阳能发电转移到需求更高的傍晚时段；而在芬兰，电锅炉越来越多地提供灵活的电力需求，能够应对不断变化的电网状况。

与此同时，2026年的夏天也表明重要脆弱性依然存在。一场严重的六月热浪，加上飙升的制冷需求、风力和水力发电量低以及核能可用性下降，给晚间电力价格带来了新的上涨压力。因此，欧洲的挑战正在演变：它已不再仅仅是生产更多清洁电力，而是要确保在需要的时候和需要的地点提供清洁电力。这需要加快对电网、储能、可靠容量以及供给侧和需求侧可用灵活性的投资，同时还要继续推动清洁发电的增长并加强电气化的激励措施。

《2026年力量晴雨表》通过最新的市场数据和发展趋势，捕捉了欧洲权力体系快速变化的这一动态。其研究发现，在充足的基础设施和灵活性的支持下，清洁电气化不仅成为脱碳的途径，更成为欧洲能源安全、韧性和长期竞争力的基石。

克里斯蒂安·拉比

欧洲电力联合会秘书长

关于

欧洲电力协会（Eurelectric）的《电力晴雨表》是其年度旗舰数据报告，旨在对欧洲电力行业及其与更广泛能源及气候转型之间的联系进行基于事实的评估。该报告追踪电力生产、市场、电网和电气化的发展，同时审视电力系统如何应对不断变化的经济、地缘政治和气候条件。

报告不仅探讨了电力行业本身，还深入研究了更广泛的问题，包括能源安全、竞争力和韧性。报告强调了清洁电力、电气化和灵活性如何减少欧洲对进口化石燃料的依赖，同时也指出了支持更具韧性的能源系统所需的基础设施和投资。

与基于固定指标集的报告不同，电力晴雨表每年都会演变，以反映欧洲能源格局中最相关的发展。这种方法结合了最新的市场和系统数据以及新兴趋势的分析，使报告与该行业面临挑战紧密保持一致。

2026能源晴雨表回顾了2025年和2026年的主要发展，特别关注了欧洲对地缘政治和化石燃料价格波动再加剧的应对。它探讨了清洁电气化、储能和需求侧灵活性的日益增长的作用，以及何时何地需要这些作用，突出了加快电网和灵活资源投资以确保电力供应的必要性。

主要作者：研究与分析：

阿比·阿夫塔布·奥利卡托迪团队负责人-市场情报欧洲电力

安德烈亚·朱塞佩·拉格诺自由分析师

欧盟机构层面的新进展标志着核能发展的转折点。正如欧盟委员会于2026年3月发布《小型模块化反应堆战略》，计划在2030年代初首批机组投入运行，委员会成员约根森（Jørgensen）表示：“核能在构建有韧性和更清洁的能源体系中发挥着作用。 ”

一旦恢复，到2025年核电发电量反弹至397太瓦时，法国成为欧洲最大的净电力出口国，平均现货价格降至大陆最低水平。

此外，欧盟委员会的核计划预计，欧盟大型反应堆的装机容量将从今天的960吉瓦增长到1090至1440吉瓦之间。

400

300

144

350

250

300

109

200

250

€/MWh

200

362 373

TWh

150

320

150

279

100

2050 (Optmistic scenario)

2025

2050（基准）

-15

case)

-50

2025

2024

2022 2023

法国净出口法国核电法国次日价格大型反应堆小型模块化反应堆

注释：

1) 数据来源为Elda。电力价格指每小时日前电力价格的年平均值。
2) 2025年数据来源为Elda，2050年数据来源为欧洲委员会第八期核能示范项目（PINC）。

目前，太阳能和风能已占欧盟电力供应的创纪录30%，再加上核电的低边际成本发电，正日益在电力调度中取代天然气。这反映了一种结构性转变，随着可变可再生能源（ VRE）部署的加速，这种转变正日益加剧，2026年上半年已可见一斑。然而，意大利、德国和波兰的情况则较为突出：意大利面临结构性疲软的工业需求，而德国和波兰则在用天然气衔接燃煤发电的退出。

54%

减少

26%

54%

26%

41%

17%

54%

32%

2021 2025

49%

38%

31%

20% 18%

38%

31%

45% 42%

11% 8%

增加

西班牙葡萄牙法国爱尔兰希腊立陶宛芬兰比利时匈牙利瑞典

73%

63%

清洁能源发电量占总发电量的比例，2025年

48%

33% 37%

30%

32%	45%	49%	50%	52%	59%	76%	77%	78%	81%	83%	95%	96%	99%

德国意大利波兰

注释：

1) 燃气发电的SRMC（社会责任价格区间）是指一个由下限和上限构成的范围。下限等于T 天然气期货价格（基于高热值，转换为低热值）除以下限低热值，该低热值由标准天然气低热值排放因子（0
2 吨C ₂/ ，效率为5 ）加上欧盟排放配额（E ）碳价乘以电力输出排放因子（0 吨C ₂/ ，效率为5 ）再除以5 效率计算得出。上限是下限的5 溢价。瑞典和意大利数据分别指瑞典3 区（瑞典）和意大利中北部竞标区（意大利）。

卡塔尔直接向欧洲供应的天然气仅12 bcm，这相当于2025年欧盟天然气进口总量不到4%。然而，当伊朗危机在2026年初扰乱了卡塔尔的液化天然气出口时，尽管欧洲与霍尔木兹海峡没有直接联系，TTF价格却在几天内飙升了70%以上。由于天然气现已成为全球定价，任何地区性的液化天然气供应紧张都会引发欧洲和亚洲之间对灵活货物的竞购战，从而推高所有人的价格。

欧洲与亚洲天然气基准，2025年 - 2026年4月 2

天然气如今已成为一种全球商品，这一点可通过荷兰与______之间的相关性得到证明。

TTF和LNG JKM指数在2025年达到了创纪录的0. 95（相较于2015年的0.15大幅增长），这得益于自2016年以来全球LNG贸易增长了70%，以及欧洲在2022年后从俄罗斯管道天然气转向灵活的现货LNG。区域价格不再孤立变动：任何地方的供应冲击都会波及全球。

美国欧洲

70 8,9%

0,2%

荷兰TTF [欧元/兆瓦时]

卡塔尔总出口额：

138 bcm

0 5 10 15 20 25

90,9% Asia

液化天然气日本/韩国指标 PLATTS [美元/百万英热单位]

备注：1）数据来源：卡塔尔开放数据平台。2）数据来源：investing.com。资料来源：investing.com，卡塔尔开放数据平台。

燃气发电正日益依赖于剩余负荷，使其成为电网未来将依赖的清洁灵活容量的过渡桥梁。

历史上的燃气电厂使用，欧盟1 残余负荷与燃气利用的相关性，欧盟1

2021年至2025年间，平均燃气发电容量利用率和高利用率成果均有所下降，表明燃气发电的整体使用频率降低，且达到峰值输出的情况也减少。

与2021年相比，2025年燃气利用对剩余负荷的更强响应表明，燃气发电正日益被部署为稀缺性和调峰资源，主要是在可再生能源输出较低的时期。

2024年至2025年的平均利用率增长，是由于天气状况不同以及风能和水电发电量较低。

-5%

-8%

2021 2022 2023 2024 2025

这种关系的加剧反映了天然气角色从中期发电向灵活性和稀缺性驱动功能的结构性转变。

天然气利用能力 [%]

2021 2025

2 3 4 5 6 7 8 9

日平均产能利用率 - 第90百分位年产能利用率每日剩余负荷 [TWh]

备注： 1) 数据来源：Elda。欧盟数据为所有欧盟成员国之间的简单平均值。数据来源：Elda，Eurostat。

自2015年以来，电力消费结构发生了重大变化。交通领域增长最为强劲，达到35% ，主要受电动汽车普及率提升的推动，而住宅领域则因热泵的更广泛使用而实现了 3%的温和增长。相反，工业领域减少了近80太瓦时——这既反映了能效的提高，也反映了欧盟工业的普遍停滞。

TWh

-4%

11.000

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

23,2% 23,5%

1.000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

其他天然气固体化石燃料石油产品

电

注释：

1) 数据来源：欧洲统计局。此处仅指能源使用量。
2) 数据指2023年，因2024年数据暂不可用。

-16

12 22

2.449

-79

TWh

2.393

（不包括道路）

2024

2015

(buildings)2

家庭（不包括）

行业

以及冷却

运输

空间供暖

其他行业

道路运输

公共服务

商业和

供暖和制冷

2025年电动汽车销量反弹，近300万辆新车登记，同比增长31%。

乘用车电动汽车的年销量及在欧盟新车总销量中的占比 1

BEV PHEV

电动汽车份额

+31%

+14%

27%

百万辆新欧盟汽车登记注册

18%

22%

21%

分享百分比

31%

0 0

2021

2026JanAug

2025

2022

2024

2023

截至2026年8月，欧盟电动汽车注册份额达到31%，较

2024年的24%和2025年的27%实现了显著增长，基本符合该年度的预期，但若转型能按计划进行，仍显示出进一步扩张的巨大空间。
2025年全年，欧盟共登记了188万辆新注册纯电动汽车，占其市场份额的17. 4%。增长势头最强劲的是欧盟四大纯电动汽车市场（合计占注册总数的62%），德国 (+43.2%)、荷兰 (+18.1%)、比利时 (+12.6%) 和法国 (+12.5%) 增长幅度最大。

即便如此，混合动力车型总体上仍然是消费者的首选，而插电式混合动力车型则持续巩固并稳定其在市场上的地位。

2024年，电动汽车的全球销量增长了25%，达到178 万辆，使其在轻型汽车市场的份额提升至19. 9%。

这一增长主要得益于中国市场的持续强劲以及插电式混合动力车需求的更快增长；预计到2025年，电动汽车将占所有轻型汽车销售的56.4%，其中仅插电式混合动力车就占42.3%。

注释：1) 数据来源：ACEA

来源：欧洲替代燃料观测站、ACEA、J.D. Power Autovista

欧盟热泵市场在经历急剧萎缩后趋于稳定，但反弹仍不均衡，持续的政策支持对维持势头至关重要。

截至13个欧盟国家的安装热泵库存 1

2024年欧洲热泵销量锐减23%，2025年则回升11%，因为市场在经历了2022-2023 年人为高需求引发的两年调整后已趋于稳定。

已安装热泵库存，选取欧盟国家1

法国仍然是最大的市场，但其结构性挑战凸显，因为其安装量从2023年的72万套逐年下降，到2025年仅为50多万套。另一方面，德国在2024年经历了最剧烈的下滑，但在2025年欧盟内实现了最强的反弹，销量达到34.5万套。

新一代与现有系统兼容的蓄热式热泵型号的同步推出，以及更具竞争力的电价共同降低了采用的技术和财务障碍，恢复了消费者信心。

百万

28,0

2,3

新销售

25,5

2,1

23,1

2,7

20,2

2,9

17,1

2,0

14,9

1,6

2023 2025

2024

2021

2022

2020

受气候寒冷需求、高电力网可靠性和数十年政策连续性的驱动，北欧地区继续在每户家庭销售方面保持强劲的领先地位。

百万

FR IT DE ES SE

2020 2021 2022 2023 2024 2025

注释：1) 数据来源自

EHPA

法国、意大利、德国、西班牙、瑞典、荷兰、比利时、芬兰、波兰、葡萄牙、奥地利、捷克共和国、丹麦。资料来源：EHPA。

短期波动仍然是一个系统性的挑战。例如，2025年初和2026年第二季度，风电出力下降，而太阳能发电激增，这表明了暴露于天气冲击的风险，以及需要通过电网强化、储能和灵活需求来整合日益增长的可变可再生能源，同时不损害供应安全。

备注：1）数据来源为Elda。来源：Elda，ENTSO-E。

自2010年以来，可变可再生能源电力成本已大幅下跌，目前价格已远低于每千瓦时10加元。

按技术划分的全球加权平均度电成本1

c$/kWh (real, 2024)

-90%

按技术划分的欧盟加权平均度电成本1

c$/kWh (real, 2024)

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

2022 2023 2024

陆上风海上风电太阳能光伏水力发电

注释：1) 数据来源：国际可再生能源署（IRENA）。来源：国际可再生能源署（IRENA）。

大规模的可再生能源和储能并网队列反映了投资者的浓厚兴趣，但必须简化审批流程，以实现及时并网。

各国可再生能源并网排队情况 1

在整个欧盟，等待并网的可变可再生能源项目数量已大幅增长，超过了现有的电网容量。意大利位居前列，目前排队项目总容量为348吉瓦（几乎是该国当前已安装的可变可再生能源容量的六倍），这部分反映了Terna的申报方法——该方法统计所有提交的申请，而不论其可行性如何。

各国电池储能并网排队情况 1,2

电池储能系统并网需求同样重要，德国记录了最大的排队容量，达480吉瓦——由其900家配电系统运营商（DSO）的大量配电网级请求驱动——其次是意大利在传输系统运营商（TSO）层面的277吉瓦。在大多数市场中，预计只有一小部分排队容量最终能够完成并网。

350

300

250

200

150

100

500

348

480

700% 太阳能

DSO TSO

陆上风海上风电

600%

400

Wind

500% 的比例队列

300

277

以及目前安装的

400%

300%

200

200%

100

100%

27 0

意大利西班牙希腊波兰法国德国意大利波兰荷兰西班牙希腊

图表： 1）图表包含所有等待并网条件的项目，无论其许可证阶段如何。未报告数据反映缺乏公开可访问性。德国数据来源：。意大利数据来源：Terna（截至2024年12月）。西班牙数据来源：REE（截至2026年5月）

和APPA（截至2025年3月）。荷兰数据来源：ESS（截至2025年9月）。波兰数据来源：PSE（截至2026年3月）。希腊数据来源：Balkan Green Energy News（截至2024年12月）和Energy Mag（截至2025年）。法国数据来源：SDES。除法国和希腊外，所有国家数据为2026年2月）。

能源转型资本转向灵活性，预计到2025年，储能系统（BESS）和虚拟电厂（FPA）交易量将从2024年增长近三倍，而长期购电协议（PPA）交易量则下降14%。

新PPA技术协议，欧洲1

可再生能源价格之间的竞争对PPA交易的量和数量都造成了压力。太阳能仍然占据主导地位，而IT部门尽管2025年需求普遍放缓，但仍继续引领企业采购。部分这种下降反映了许多大型企业比预期更早地完成了2025年的采购目标。

新的PPA和BESS交易，欧洲1

长期PPA（电力购买协议）规模的下降并不意味着能源转型资金减少。相反，由于电力市场环境充满挑战，新商业发电项目的资金投入放缓，但资本配置依然强劲，更多资金正投向灵活资产。这一点体现在BESS（电池储能系统）收购协议和灵活性购买协议（FPAs）的激增。

350

-14%

300

250

200

150

100

0 0

2020

2021 2022 2023 2024 2025

宣布的新交易数量

+29%

24,9

18,9 19,3

+195%

2023 2024 2025

其他海上风电陆上风太阳能交易

PPA FPA BESS

备注： 1) 数据来源为Pexapark。欧洲包括欧盟27国+挪威和英国。来源：Pexapark。

抽水蓄能是欧盟的核心储能技术——在平峰时段（中午）吸收高达13吉瓦的过剩电力，并在日落后将其重新注入电网，在高峰时段（傍晚）的用电需求中，其发电量占总发电量的4.6%；随着可变可再生能源（VRE）渗透率的提高和消纳风险的上升，对额外储能容量的需求将变得日益关键。

历年4月份平均每小时剩余负荷，德国2

德国正午的剩余负荷在不到十年间骤降了240吉瓦，这是由于太阳能发电在峰值辐照时段越来越多地替代了可调度的发电量；尽管傍晚的负荷爬升依然迅猛且需求驱动，但加速的“腹部”深度（指负荷低谷）表明，如果不进行相匹配的储能扩张，正午的消纳和负电价将结构性地成为不可避免。

350

	(4,6%)<br><br>+15吉瓦





	Hour<br><br>-13吉瓦

300

250

200

150

-15

-30

-45

0 6 12 18

可调发电虚拟现实环境生成

抽水蓄能发电电池生成

抽水蓄能消耗电池消耗

-24吉瓦

0 6 12 18

Load

2018
2019

Hour

2020
2021

2022
2023

2024
2025

2026

备注： 1) 数据来源：Energy-Charts。 2) 数据来源：Elda。资料来源：Energy-Charts、Elda、ENTSO-E。

到2025年，欧盟的运营型电网规模储能（BESS）将增长一倍以上，超过110吉瓦—

—波兰、德国和意大利预计在短期内将分别超过10吉瓦。

已安装电化学储能系统，欧盟27国 1 各国电化学储能电站装机容量1

欧盟27国在2024年至2025年间新增超过5吉瓦的电池储能容量，使总运营容量在 2026年初达到11. 2吉瓦。如果所有已宣布的项目都能落实，储能项目储备规模可能达到超过80吉瓦和230吉瓦时——这反映出向更长时储能的转变正在加剧。

波兰在预期电池储能系统（BESS）部署方面领先欧盟，2025年的补贴申请和容量市场拍卖合计在一年内提供了34. 5吉瓦时。

意大利在总吉瓦时（GWh）方面紧随其后，主要受MACSE的长期储能合同推动，预计该国装机容量将达到12吉瓦（GW）和47吉瓦时（GWh）。

81,6

42,0

20,0

+107%

8,4

11,2

5,4

5,8

2024

2025

在允许公告下总计建筑

与此同时，德国目前在可运营的储能系统（BESS）方面位居榜首，已有2. 9吉瓦投入运行，预计在短期内还将有超过10吉瓦并网。

18 60

GWh

PL DE IT

ES 瑞典 NL 荷兰 BE 比利时 IE 爱尔兰 GR 希腊 SE 瑞典 FI 芬兰 FR 法国 BG 保加利亚建设中运行中的

总容量

宣布允许

EU27

注释： 1) 数据源自JRC，并于2026年2月下旬获取。2024年数据于2024年4月获取。数据包含并网型FoM设施。来源：JRC、Wood Mackenzie。

欧盟无法建立一套包含27种不同规则手册的存储市场——灵活性是关键能力，而非临时考虑。

仓储双重征税

RED III 转置失败

对储能电力在储存时征税，并在其重新注入电网时再次征税，这种双重征税在任何仅发电的资产中都不存在。消除对税费和财政费用的这种双重征税，同时保持反映成本的电网电价，对于在多个成员国中释放商业储能经济性至关重要。

欧盟于2025年7月对27个成员国中的26个启动了侵权程序，原因是未能按时执行《可再生能源指令》（RED III）。针对储能的特定规定仍未落实。

01 02

世代资产许可无协调欧盟框架

06 03

监管碎片化

储能项目需遵循适用于大型发电厂的多年度许可程序。混合太阳能和储能项目面临双重许可 ——每个组成部分均单独处理。

目前欧盟范围内尚无统一的储能许可标准。西班牙、德国、意大利、罗马尼亚等国均实行不同的规则，这导致了监管套利现象，并阻碍了跨境投资。

连接队列不会奖励项目就绪

05 04

收入堆叠壁垒

传统能源排队规则延缓了对友好电网存储及其他友好电网项目的部署，并通过“高峰净需求”评估方式惩罚它们，夸大了其对电网的影响。电网套餐应作为通过“先备好先服务”模式解决此问题的第一步，该模式根据项目准备情况和电网效益优先考虑并网连接。

辅助服务市场分散在27个成员国。关于频率响应、容量市场和套利交易的同步叠加，规则各异，这阻碍了最优储能业务案例的实现。

注释：1) 信息来源自欧洲电力联盟，欧洲委员会，保罗·海斯廷斯，赛尼特斯，罗德尔，储能新闻

2024年，数据中心在欧洲的耗电量因计算方法不同而大致在65至130太瓦时之间。到 2030年，即便是假设高效率（例如国际能源署）的模型也预测将超过100太瓦时，而最高范围的预测则达到250太瓦时，相当于2025年西班牙的电力需求量。预测之间的巨大差异反映了真实的模型不确定性，这使得长期电网规划变得紧迫。

2024年，爱尔兰的数据中心消耗了其全国电力负荷的估计22%。像爱尔兰、荷兰和比利时这样依赖电力的经济体，相对于其规模而言面临着不成比例的电网压力，这迫使政策制定者将数据中心负荷视为关键基础设施，而不是工业附加，需要专门的容量规划。

TWh

20,0

25%

200

20%

150

15%

TWh

9,0

100

10%

7,0

6,0

5,1

4,0 3,9 3,2

1,6

1,8 1,6

0 0%

2022 2024 2030 JRC IEA ICIS S&P

DE FR IE ES NL IT BE PL FI

麦肯锡超越化石燃料功耗全国总消费的直流负载份额

注释：

1) 欧洲（Europe）指欧盟27国加上英国、挪威、瑞士和冰岛。数据来源包括JRC、IEA、麦肯锡、ICIS、Beyond Fossil Fuels、S&P全球451研究（2024年安装容量18.7吉瓦，2030年预测36吉瓦，基于80%负载率换算为太瓦时）。所有历史数据均为基于PUE、服务器利用率和负载率假设的模型估算；Direct运营公共数据中心仪表盘，根据重述的《能源效率指令》（EU）2023/1791第12条，测量在方法论上仍具挑战性。为此，欧盟（德国）、法国ADEME强制要求所有IT电力需求至少为500千瓦的数据中心运营商提交年度能源绩效KPI报告。

灵活性是可行的：数据中心可通过响应电网信号，到2040年将电力采购成本降低一半。

数据中心模拟柔性负载 1 数据中心灵活性对其电力采购成本的影响

数据中心可通过在电网压力下暂时减少非紧急电力需求，而非中断关键服务，来变得灵活。在实践中，这意味着推迟批量作业、放缓对延迟不敏感的计算、活动前进行预冷、在安全范围内略微放宽冷却负荷，或使用现场电池，以便在压力事件期间，设施从电网获取的电力更少。

使数据中心能够灵活运行，有可能将它们的能源需求转移到非高峰时段。据欧洲电力联盟（Eurelectric）估计，到2030年，数据中心可将高达10太瓦时的消耗转移到非高峰期，到2040年将增至20太瓦时——到同年，这将使欧盟的电力采购成本降低。

直流负载 [kW]

750

600

德国电网负荷[吉瓦]

450

-20,5%

300

150

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 1920212223

基线直流负载柔性直流负载 Flex信号电网负荷

刚性直流100%

100%

96% 95%

柔性直流电

2030 2040

注释：

1) 德国电网负荷数据来源于SMARD，分辨率为15分钟，数据日期为2025年1月14日。电网压力定义为当国家负荷超过当日85分位数的时间间隔，在此期间，采用受阿里巴巴启发的高度集群模型，暂停或减缓可推迟的批处理工作负载。基准直流电功率基于数据中心灵活性数据，通过一个映射到IT功率并按1.45 PUE缩放的风格化CPU利用率曲线表示，并在压力时段内应用保守的20%削减量，削减时长为30分钟。

欧洲的电力需求在交通和家庭领域激增，需要加大基础设施投资以维持电气化。

道路运输中的电力消耗 1,2

过去十年间，欧洲的公路运输电力消耗量总体呈增长趋势，各国增长幅度有所不同；其中中欧和西欧的增长最为显著，德国、法国、比荷卢国家以及瑞典在绝对数值上表现突出。这得益于电动汽车的推广普及，以及更完善的充电基础设施和政府政策的支持。

家庭用电消耗 1,2

过去十年间，欧洲几乎所有地区的居民用电量都有所增长，除了一些本已高度电气化的国家（例如瑞典和法国）。伊比利亚半岛的增长尤为显著，这得益于热浪天气以及空调的普及率激增；同时，在中东欧地区，随着经济的增长，家用电器得到大规模普及，并且越来越多地转向使用电力解决方案进行供暖（例如热泵）。

TWh

160

+5,8 +3,1 +2,6 +1,9

德国法国荷兰

瑞典比利时

2015 2024 20402

TWh

+5,1

+4,2

+4,6

+2,8 +2,3

西班牙奥地利波兰葡萄牙保加利亚

注释：

1) 数据来源：欧洲统计局（Eurostat）。所选国家代表这两个领域中增长最快的国家。
2) 预测数据来源：ENTSO-E 2024年TYNDP报告。数据来源：欧洲统计局、ENTSO-E。分布式能源情景

奥地利的政策组合，例如禁令、补贴，以及结构性的低电价

燃气价格比将政策意图转化为可衡量的家庭电气化

家庭用户电价和燃气价格，202 4年 1,2

奥地利的安装式热泵总装机容量1 按用途分，奥地利家庭用电量 1

奥地利结合了2020年至2023年的联合监管禁令、一项联邦锅炉更换补贴计划“告别油气”以及州级拨款，以加速居民供暖电气化。空气源热泵的年销量从2016年的3.8万台增长至2022年的6万台峰值，到2024年累计安装容量接近50万千瓦。此外，奥地利的定价环境积极鼓励电气化。电力成本比欧盟平均水平低6%；天然气成本则高出25%以上。低于2的电力对天然气价格比是欧洲对热泵最友好的之一，降低了其他地区因运行成本高而普及受阻的门槛。

GWth

+125%

水热地热空气热力学

2015

2016

2017

2019

2020

2021

2023

2024

2018

2022

0,30

0,25

€/MWh

0,20

0,15

0,10

0,05

0,00

+25%

-6%

+27%

TWhel

介绍 “告别石油和天然气”

2015

2016

2017

2019

2020

2021

2023

2024

2018

2022

奥地利欧盟其他烹饪电器热水器

空间冷却电空间供暖

Gas

注释：

1) 数据来源：Eurostat（多个数据产品）和BMLUK。 2) 含税收。数据来源：Eurostat、奥地利共和国联邦农业、林业、气候与环境保护部、区域与水资源管理司。

在整个欧洲，风电和太阳能电站正因两个截然不同的原因而日益受到限制：一是物理电网约束（即输电网络、互联设备和系统稳定性限制无法吸收新增容量），二是经济性限制，即频繁出现的零价或负价、燃煤必须运行发电的灵活性差以及补贴方案规则，导致发电企业在即使电网容量充足的情况下也自愿减少发电。

特别是，西班牙、希腊和爱尔兰的可再生能源削减份额增幅最为显著。希腊的削减量在2025年大约翻了一番，达到近2太瓦时的可再生能源削减量，爱尔兰的削减比例攀升至超过10%，而西班牙削减的可再生能源总量则翻了一番以上。

10,4%

TWh

8,0%

8,8%

6,1%

6,6%

10,5

9,8

9,4

3,4%

3,6%

2,5%

2,2%

3,9%

2,0%
2,1

4,7

3,5%

0,9% 0,6

3,0

1,9

1,8

1,7 1,6

1,3

1,2

0,9

0,0

西班牙德国法国希腊爱尔兰可再生能源消纳占比可再生能源被限制使用

| |

|---|

2023 2024 2025

注释：

1) 数据来源：Admie（多项报告）、Bundesnetzagentur（多项报告）、Eirgrid、Netztransparenz、REE、RTE。
2) 数据仅指技术性削减。对于西班牙，自2025年起的数据也受到TSO（系统操作者）在2025年4月停电后实施的“强化运行”措施的重大影响，该措施触发了同步发电（主要为天然气）的系统重新调度，并额外削减了可再生能源以维持系统惯量与稳定性；此运营因素未计入所示削减量，且可能反映了观察到的年度同比增幅的显著部分。
3) 此处，商业性削减（负电价削减）占总削减可再生能源的约97%。
4) 数据指调度下调量，即爱尔兰共和国削减与受限可再生能源的合计总量。2025年

重新调度和易货交易成本在2023年达到峰值，但仍然结构性偏高，这表明持续的电网拥堵问题依然存在。

总拥堵成本，欧盟1

2023年，包括重新调度和反向交易在内的拥堵管理成本在欧盟部分国家达到40亿欧元，随后在2024年和2025年下降。德国始终承担了这些成本的大部分，反映了其高可再生能源的北部地区与南部需求中心之间持续存在的结构性瓶颈。尽管近期有所下降令人鼓舞，但这主要反映了批发价格差缩小，而非物理电网约束的解决，这凸显了有针对性的网络投资和协调跨境拥堵管理框架的持续必要性。

百亿欧元

2,0

4,0

3,0

-6,5%

2,2

2,0

2021 2022 2023 2024 2025

DE HU AT FR ES

欧盟其余部分

注释：1) 数据来源：ENTSO-E。来源：ENTSO-E。

欧盟的危机高峰期成本已开始正常化，这为通过有针对性的市场设计和跨境协调锁定效率提升提供了战略机遇。

欧盟各国电网平衡总成本1

辅助成本在2022-2023年能源危机期间达到130亿欧元的高峰，但此后已恢复正常至90亿欧元，即同比增长6%的下降，这主要是由批发市场稳定和能源价格波动性降低所驱动。虽然这种正常化值得欢迎，但锁定持久性效率提升将需要有针对性的市场设计改革和更深层次的国际协调，因为导致系统成本过高的结构性驱动因素仍未解决。

百亿欧元

5,4

13,3

-6%

9,4

8,9

2021 - 2022 2022 - 2023 2023 - 2024 2024 - 2025

ES2 PL DE IT FR GR RO NL

欧盟其余部分

注释：

1) 数据反映TSO（Transmission System Operator，输电系统运营商）在辅助服务上的支出，根据ENTSO-E市场报告（多个报告）汇总得出。每个报告期涵盖前一年下半年至标示年份上半年。
2) 西班牙2024–2025年的数据反映因2025年4月伊比利亚半岛大面积停电后实施的强化系统运行措施而导致的TSO支出增加，与前期数据不完全可比。来源：ENTSO-E。

2025年，欧洲遭遇的高价事件比2024年更频繁，这一增长主要与天然气价格上涨、第一季度风电和水电发电量下降以及持续的输电限制（尤其是在夏季高峰期）有关，这进一步凸显了随着可再生能源的扩张，对系统灵活性、储能和跨境互联的更高需求。

17%

匈牙利电力价格曲线，2024年与2025年对比 2

匈牙利在2025年记录了最高价位小时数之一。然而，尽管这些事件比2024年更频繁，但最极端的价格飙升程度较轻：前1%小时价格阈值从每兆瓦时507欧元降至每兆瓦时300欧元，而前5%小时价格阈值在两年中均保持不变，为每兆瓦时20 2欧元。

这表明，最极端的价格异常值情况没有那么严重，这得益于匈牙利可再生能源的持续扩张。

2025 2024

1.000

800

600

400

€/MWh

200

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

-200

-400

备注：1) 数据来源为Elda。对于有多个竞价区的国家，使用负荷最高的竞价区。价格数据指日前市场。来源：Elda，ENTSO-E。

匈牙利电力价格异常高，主要有两个相互关联的原因：首先，在2025年热浪期间，傍晚时分电力需求依然很高，而太阳能发电在日落后减少，导致净负荷增加并加剧了国内供应紧张。其次，在欧盟基于流量市场的联合机制下，傍晚高峰时段有限的跨境输电能力阻止了更便宜的外部电力进入匈牙利和罗马尼亚，加剧了这些市场的价格压力。

123.8

供应更紧张匈牙利

120%

123.8 198.5

108.21

110%

100%

117.4 114.2

224.1

109.3

80%

183.7

70%

295.6

109.9

386.0

| |

|---|

537.2

410.5

50%

2025年7月25日，匈牙利傍晚的电力

471.3

40%的价格暴跌至386欧元/兆瓦时，以及奥地利-

30%

410.5

匈牙利迅速大幅蔓延。正价高价（>P90）

20%

匈牙利的晚间净负荷与...同时发生。跨境能力紧张，限制负价格极高价格（>P99）获得更便宜的爱尔兰电力

10%

410.5

-20% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

相对于可用调峰能力，剩余负荷，匈牙利 5 备注：1）数据来源：Elda。方法基于IEA分析，2025年。同样地，此处，可用调峰能力等于总装机调峰能力减去调峰单元的停机容量。负的剩余负荷-调峰能力比率表明风能和太阳能输出超过需求，产生可用于出口到邻近市场的过剩发电量。多个竞价区国家的平均加权，基于向匈牙利的输电能力，涵盖AT、SK、SI、HR、RO和RS，UA被排除。2）数据来源：Elda 第90个百分位数，即高于€172.3/MWh。4）价格高于第99个百分位数，即高于€300.2/MWh。5）包括可再生能源和核能。由各国平均值代表。3）价格高于第90个百分位数。电力仪表盘2026 46

核心地区的跨境能力进展是真实的，但不足。更严格的执行将有助于缓解中欧和东欧的价格飙升。

各成员国在核心区的平均最低每小时MACZT 1,2

在欧盟，每个TSO必须确保每个关键网络元件的至少70%在傍晚高峰时段集中绑定约束。

跨境电力交易的可用物理容量

2025年7月至9月，晚上19:00至21:00期间Core中的主动限制。2.3

夏季，重点说明产能限制最严重地影响了市场联动。

2025年，该要求实施进程进展广泛但参差不齐，核心成员国中多数成员国提升了其平均最低MACZT，但只有斯洛文尼亚、捷克、比利时和法国接近或达到70%。

达到70%的平均水平并不能消除强制性的事件——表现更好的TSO在特定紧急情况（CNECs）下，其关键网络元件在压力期间显示出低裕度和高拥堵成本。

2023 2024 2025

70%

法规

MACZT（Fmax的百分比）

平均MACZT（占Fmax的百分比）平均影子价格 [欧元/兆瓦]

0-20% 50-70% >70%

75 150 250

罗特（RO）荷兰（NL）德国（DE）波兰（PL）斯洛伐克（SK）匈牙利（HU）克罗地亚（HR）比利时（BE ）法国（FR）捷克（CZ）斯洛文尼亚（SI）20-50%

注释：

1) 2023年和2024年的数据来源于ACER。 2) 2025年的数据来源于Amun Analytics，基于JAO数据，仅考虑至少有5个实例的CNECs。

3) 活性绑定约束指在特定市场耦合时段内处于紧约束状态的CNECs，即它们限制市场结果并具有非零的影子价格。

近年来，欧洲的产消者数量急剧增长。平均而言，在2022年至2025年间，欧洲的分布式系统运营商（DSOs）产消者客户数量增长了四倍。这一趋势反映了屋顶光伏、电池和智能电表等技术的快速普及，从根本上改变了终端用户的角色，使其从被动消费者转变为配电网络的积极参与者。

2022年至2025年间，工业用户对配电自动化系统（DAoS）的连接请求也急剧增加，这反映出经济增长——尤其是在中欧和伊比利亚半岛——正日益依赖配电网以支持工业扩张。

百万

+144,8% IE

SI SE RO PT

6件

HU FI ES

3 个电子元件

CH BG CZ DE

2022 2025

数千

450

300

150

+332,9%

2022 2025

注释： 1）数据通过各国的国家电力监管机构（DSO）协会进行的调查收集。对于瑞士和斯洛文尼亚，由于2025年数据不可用，使用了2024年数据。捷克无2022年数据报告。罗马尼亚数据覆盖了全国客户的55%。

2）数据涵盖捷克、丹麦、爱沙尼亚、西班牙、匈牙利、芬兰、波兰、葡萄牙、罗马尼亚和斯洛文尼亚。工业的定义可能因国家而异。波兰、西班牙和芬兰包含数据中心请求的数据。捷克、波兰和西班牙的2022年数据不可用。丹麦数据包含传输系统运营商（TSO）的数据。

能量条形图 2026 49

DSO连接队列揭示了灵活性的迫切需求以及紧急的许可问题。

挑战 1

按技术划分的DSO连接队列，2022年至2025年间，部分欧盟国家在其他领域呈下降趋势。相比之下，储能则普遍增长，凸显了作为欧盟整体需求的电网灵活性。然而，储能部署可能难以跟上可变可再生能源连接的速度，且许可流程仍然是瓶颈，可能延误为满足这些需求而进行的规模化整合。

对分布式系统运营商（DSO）的可再生能源并网申请在欧盟成员国中呈现出不同趋势，一些国家的容量排队正在增长，而另一些国家则停滞不前或

1,2

0,8

0,4

0,0

可再生能源存储可再生能源存储

2022 2025

可再生能源存储可再生能源存储可再生能源存储

注释： 1) 数据通过在全国各国家数据统计局（DSO）协会进行的调查收集。丹麦数据包含TSO和DSO数据。罗马尼亚数据覆盖了全国客户的55%。来源：

欧洲电力指数 2026

配电网投资可能到2027年达到500亿欧元，随着配电运营商加速建设——但需要更快的许可和更符合实际用途的监管才能实现。

DSO投资趋势，欧盟+挪威第一

欧盟配电网络投资正以每年12. 5%的速度增长，预计到2024年将达到360亿欧元，并朝着480亿欧元（六年近乎翻倍）的目标发展，配电运营商正注入创纪录的资金以实现电气化和可再生能源整合。

投资雄心已然存在；交付条件必须迎头赶上。许可延误、成本回收缓慢、监管不确定性、供应链瓶颈以及技能短缺，这些风险可能延误欧洲电气化所需的基建项目。

十亿

€

+12,5% p.a.

2021 2024 2027

德国法国荷兰意大利波兰西班牙比利时奥地利挪威欧盟其他成员国

备注： 1）数据来源为ACER，其中包括客户数超过10万家的分销商（DSOs）。德国2027年的数据是通过在报告的2024-2028年累计总额（501亿欧元）基础上，求解线性年度增量得出的。丹麦和保加利亚没有2027

年的数据，因此均根据其2021-2024年的增长趋势进行了线性外推。

能量条形图 2026

1) 数据源自Transport & Environment，基于欧盟数据。 2) 油替代量估算采用与IEA相似的方法。欧盟乘用车的平均年行驶里程（根据ACEA数据为12346公里）等同于电动汽车的平均行驶里程，然后将其转换为等效燃油车行驶相同距离所需的燃油量，假设欧盟平均油耗为0.0562升/公里（参见Odyssee-Mure）。对于插电式混合动力车（PHEV），仅统计纯电行驶里程（参见Fraunhofer）；该方法假设同类替代且驾驶模式相似。

2025年，道路交通电力需求将与爱尔兰总需求持平，到2035年，其水平可能介于瑞典和波兰之间。

道路运输电力消耗与欧盟成员国2025年电力需求对比 1,2

场景	2035
当前法规	185.6 TWh

2020	2021	2022	2023	2024	2025e
3.5太瓦时	6.7太瓦时	10.6太瓦时	16.6太瓦时	22.6太瓦时	28.8太瓦时

≈

172.0 TWh

≈ ≈ ≈ ≈ ≈ ≈

波兰

164.8 TWh

佣金场景

≈

AT + CZ + SK

168.2 TWh

131.2 TWh

减弱

马耳他塞浦路斯爱沙尼亚斯洛文尼亚克罗地亚爱尔兰场景 3.2太瓦时 5.8太瓦时 89太瓦时 13.8太瓦时 19.8太瓦时

≈

30.9TWh

138.1 TWh

瑞典

注释：

1) 道路运输数据源自欧洲统计局能源平衡。估计值结合了历史需求比例和前一张幻灯片中显示的库存数据；对于2035年，它们根据未来效率提升下调了10%。
2) 各国负荷数据源自Elda。数据来源：欧洲统计局、欧洲电力协会、弗劳恩霍夫研究所、T&E。对于插电式混合动力汽车（PHEV），仅统计纯电模式行驶里程数（参见弗劳恩霍夫研究所）。

能量条形图 2026

欧洲已领先一步建设了基础设施，但如果电动汽车普及速度不够快，这项投资就有可能付诸东流。

每个AFIR舰队目标的总功率输出，欧盟1,2

各行业电动汽车充电桩用电量，欧盟3

尽管2025年电动汽车需求上升，公共充电桩的使用率仍维持在约3%的持平水平。基础设施建设已先于需求展开，这意味着当前的瓶颈在于电动汽车队的规模，而非充电桩的可用性。通过关税改革、消费者激励和车队电气化强制要求来加速电动汽车普及并刺激需求，是关键的下一步措施。

尽管在成员国之间的部署仍不均衡，但所有成员国均已达到2025年AFIR目标。欧洲的公共电动汽车充电站目前合计提供40吉瓦的输出功率。

10%

TWh

3% 3%

DE FR NL BE IT SE DK ES AT FI PT PL RO SK

2024 2025

目标总功率输出公共公司住宅的公共充电桩使用率

注释：

1) 数据来源：《替代燃料基础设施法规》（AFIR）。 2) AFIR要求各成员国为其在欧洲注册的每辆纯电动汽车（BEV）提供至少1.3千瓦的充电功率，每辆插电式混合动力汽车（PHEV）提供至少0.8千瓦。利用率计算为总道路运输电力消耗除以总公共充电设施安装容量。

得益于其相较于燃气锅炉更高的效率，热泵在新建造的房子里，无论在哪个国家，都能实现更低的运行成本，即使当地电价几乎是燃气价格的近三倍。这也与重新修订的《建筑能效指令》第3号保持一致，该指令将使零排放建筑成为2030年所有新建筑的标配，其中公共新建建筑将从2028年开始适用。由于热泵在欧盟各国的现有房子中已经比燃气锅炉具有更低的运行成本，因此其经济性已经与这一发展趋势相符，并支持现在就将热泵作为新建建筑的默认技术，而不仅仅是在2030年。

欧元数千

-36% -46%

3,5

电价与气价比

能源增值税资本性支出

3,0 能源成本

3.7

-5% -29%

2,5

2,0

1.2

1,5

1,0

0,5

0,0

燃气热燃气热燃气热燃气热泵炉泵炉泵炉泵炉

Rome 3

华沙巴黎斯德哥尔摩

注释：

1) 该分析基于DEA报告的CAPEX估算（以2025年实际欧元计）。总能源成本使用EHPA计算器得出，考虑了2025年家庭能源平均价格，并假设在一栋新建单户住宅中使用7千瓦锅炉和空气源热泵进行空间供暖和供水（假设每天使用2小时）。所假设的COP数据来自VaasaETT（含增值税），出水温度为40°C。所有数据均按20年使用寿命进行年化处理，资本成本采用5%的折现率，变动成本采用2%的折现率。

智能电表推广是热泵普及的驱动力，因为大多数实现电网数字化的国家在电采暖方面处于领先地位。

欧盟+中国智能电表推广，2024 1,3 热泵机组与智能电表推广，2024 1,2

超过80%智能电表普及率的国家始终显示出更高的热泵密度，而德国等落后国家（普及率低于10%）在这两个指标上则远远落后。数据明确指向一个政策杠杆：加速智能电表部署不仅是电网现代化的目标——它是让家庭大规模采用灵活、低碳供暖的前提条件。

250

200

热泵存量的单位：每千人拥有量

150

100

IT PL NL

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

智能电表普及率 [%]

注释：

1) 大部分数据来源于欧洲电力行业联合会（Eurelectric）成员调查，其余数据来源于ACER/CEER。 2) 数据来源于EHPA。

3) 由于缺乏智能电表功能的法律定义，保加利亚智能电表推广所显示的百分比，系指支持智能计量功能的电表。

欧盟安装的热泵数量已超过2800万，但要在2030年前将车队规模翻倍，就需要在部署速度上实现质的飞跃。

截至13个欧盟国家的安装式热泵库存及电力需求估算 1

欧盟已安装的热泵数量超过2800万台，其中空气-空气和空气-水技术占据了安装基础的大部分。这相当于超过210吉瓦的热容量，每年预计产生850至1100太瓦时的电力需求。根据“REPowerEU”计划，欧盟已设定到2030年安装6000万台热泵的目标，将在五年内将当前的热泵车队数量翻了一番以上。

要实现这一目标，将需要约17%（复合年均增长率）的年度安装增长，这比过去五年记录的12%的复合年均增长率有了显著加速。弥合这一差距将要求果断且协调的政策行动。优先措施应包括：在所有成员国强制推行针对热泵的特定电价，以恢复其相对于天然气的成本竞争力；以及改革补贴机制，以确保消费者和供应链的稳定性和前瞻性可见度。

累计热泵库存功率需求估算

+17% p.a.

28

+12% p.a. +104%

24 26 2

250

200

150

100

el TWh

0 0

2024

2021 2022 2023 2025 2030

注释：

1) 股票数据来源于EHPA。需求预测基于作者分析，参考总装机容量217吉瓦、设备数量2800万台。当前设备的季节性COP模型为3.0，预计到2030年将提升至3.15，反映因逐步推广更高效型号带来的5%改进。在保守情景下，年满负荷运行小时数假设为1200小时；在基准情景下，假设为1500小时。2030年预测将所有参数按比例扩展至6000万台的目标设备规模。

欧洲电力联盟（Eurelectric）模型1基于高度电气化的2040情景显示，灵活工业需求可将消费转移到低价时段，当价格低于50欧元/兆瓦时增加消费，而当价格高于该水平时减少消费。这种灵活性每年可解锁9.39亿欧元的套利节省，并为每100 兆瓦的灵活工业负荷创造290万欧元的价值。

年工作小时占比

低于 50 欧元/兆瓦时50欧元/兆瓦时

54%

52%

48% 46%

战略负荷灵活性是一种强大的成本杠杆：一家瑞典工厂只需在每年运营时间的10% 以内避开高价时段，其平均电价就能降低近四分之一，从每兆瓦时46欧元降至35 欧元。

450

400

350

300

€/MWh

250

200

150

100

-50

当前 10% 的时间定价高于 103欧元/兆瓦时已排除，其余小时平均电价

of €36.6/MWh, representing a 23% €46/MWh

与全年平均值的减少

103.32

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

缺乏灵活性灵活地小时

注释：

1) 欧洲电力（Eurelectric）构建了两种2040情景模型（低需求灵活性和高需求灵活性），每种模型允许不同比例的工业负荷进行灵活运行，其中灵活负荷的百分比有所不同。数据来源于SE3竞价区（瑞典中部），该区域集中了高比例的电力消耗和工业需求，且不同行业间存在差异。
2) 数据来源：Elda，参考资料：欧洲电力（Eurelectric）、Elda、欧洲输电系统运营商联盟（ENTSO-E）。

以成熟技术为欧盟产业注入活力，或可增加620太瓦时的电力需求，并每年削减欧盟化石燃料进口额超300亿欧元。

工业能源消耗，欧盟1、2

TWh

800

700

600

500

400

300

200

100

剩余燃料需求电动化潜力

Electricity demand (2024)

金属 - 否

pulp

其他四

钢

食物和

铁和

矿物

纸和

饮料

石化产品

化学和

2024年欧盟工业化石燃料进口成本估算 5

十亿欧元

剩余化石燃料支出燃气减排节约原油减排节约煤炭减排节约

0 20 40 80 100

化学和其他非金属石化产品矿物

食物和铁和饮料钢

纸和

pulp

化石燃料需求 [百万吨]

注释：

1) 数据来源：Eurostat 能量平衡表 2024。不包括原料。
2) 请参见高级分析包中的附录中的假设。本分析基于 Fraunhofer ISI（2024）的方法论，并结合了 2025 年 Eurelectric、2025 年 Madeddu（ECCO 等人，2020 年）的见解。潜在电气化范围仅限于成熟技术。

加州独立系统操作机构（CAISO）展示了储能的双重价值：它提高了非高峰时段的价格，使可再生能源供应商受益，同时降低了高峰时段的价格，惠及消费者。

加州独立系统运营商（CAISO）价格曲线，2026年第一季度

加州独立系统运营商（CAISO）价格曲线，2025年第一季度

在CAISO，日前中午电价平均上涨约8美元/兆瓦时，而高峰时段电价在2025年1月至3月与2026年同期相比下跌了约16美元/兆瓦时。在同一时期内，平均电池充电量从5.4吉瓦上升到8.0吉瓦，放电量从4.4吉瓦上升到6.7吉瓦。实际上，更多的储能设施在白天吸收低价电能，并在系统紧张时释放。

随着CAISO计划增加其电池2，这表明的事情比单纯的电池相互蚕食更有利：储能规模扩大时，太阳能生产商可以提高其资产价值，而更平缓的批发价格曲线将减轻零售客户的压力。60 8


随着更多电池系统，价格极<br><br>因为减少了电池在...时<br><br>价格低，供应高价格时的权	被添加端<br><br>耗电<br><br>充足力	。

6,7

4,4

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 $/MWh

-5,4

-8,0

价格电池净发电量

9 10

0 18 19 20 21 22

0 1 2 3 4 5 6 7 8 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

1 23

-2

-4

-6

-8

-10

备注： 1) 现货市场日前小时平均价格数据来源于OASIS.CAISO。 2) 请参见附录，了解CAISO现有及规划中的储能系统汇总信息。数据来源：CAISO、EIA。

化石燃料正使电费不必要地居高不下：在天然气和煤炭仍常决定边际价格的那些国家，仅能源供应这一项就将家庭电费推高至每千瓦时30欧元以上。解决方案很明确：加快向清洁能源转型，法国和北欧国家便是例证，它们享受着更低的电费。

75%

挪威 0.5%

|芬兰5%|

|---|

残余费用和阶梯电价掩盖了清洁能源的真实效益：即使可再生能源发电推动能源成本下降，税收和网络费用在节省的费用到达家庭之前就吸收了大部分，这使得加速电气化和将这些固定成本分摊到更广泛、更清洁的消耗基础上变得更加紧迫。芬兰的电网以...

|瑞典2%|

|---|

|靠风、水以及

能源供应组件结构上低洼且使家庭免受...侵害油价波动|

|---|

|荷兰实施固定年度能源税减免，这

尽管名义税率很高，该账单在欧盟的税率已降至最低之一。

核，无论消费多少，均扣除，拉动国家净家庭|

|---|

爱尔兰 50%

荷兰 54%

36 35 33

31 31 30 29 28 28 27

德国40% 法国4%

25 25

23 22 21 21

|罗马尼亚 28%|

|---|

c€/kWh

19 19 17

15 13 12 11

意大利 43% 西班牙 27%

希腊 58%

-10

FI SK HR MTBGNOHU

谨此声明爱沙尼亚捷克奥地利比利时西班牙波兰拉脱维亚卢森堡葡萄牙法国希腊荷兰罗马尼亚瑞典立陶宛埃斯维约斯洛文尼亚能源供应网络成本税、费、摊派和收费（不含增值税）

VAT

注释：

1) 数据来源：欧洲统计局。数据为各家庭消费区间的加权平均值。
2) 西班牙2025年化石燃料占比反映了临时强化系统运行情况。该数据源于欧洲统计局、Elda，系黑灯事件后实施的措施所致，这些措施提高了燃气联合循环电站的调度量。

灵活性是使价格波动转化为家庭储蓄的一种方式——通过提供奖励灵活性的零售优惠，并保留消费者的选择权。

比利时电力价格及需求概况，2025年4月11日 1 灵活用电的示范性节约

零售合同可以通过将灵活消费转移给家庭来奖励家庭。

140

120

（动态定价或分时定价），但消费者在风险承受能力上存在差异。

€/MWh

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 18 19 20 21 22 23

-20

0,6

0,5

€

0,4

kWh

0,3

|对低价时段的消费年度成本|

|---|

智能需求响应可转移0. 2至360。

0,1

电价基础消费弹性消费

0,0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 17 18 19 20 21 22 23

低价时段，同时允许消费者选择其偏好的价格确定性水平。可以通过零售合同来鼓励灵活性（例如知识和灵活性潜力），而有些人可能仍然偏爱固定价格合同的确定性。

-10%

440

430

420

410

400

390

380

370

350

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

灵活性等级

注释：

1) 当日价格数据来源于Elda，用电负荷曲线数据来源于Synergrid。基于Nico Schoutteet的代码，实现了具有灵活性的负荷曲线。年用电量假设为3,500 kWh。灵活性被建模为25%的用电量在每日6小时内进行转移。

芬兰表明，将电力和供热系统相结合，可以将可再生能源的波动性转化为一种灵活性来源。

芬兰电力价格与电锅炉消耗量，2025年1月快速的风电装机扩张加剧了价格波动性，降低了平均批发价格，从而降低了风电运营商收益的可预测性。

250

200

价格下降锅炉升温

芬兰的方法强调市场驱动的灵活性，而非监管或补贴。除了建立新的辅助服务市场以激励备用容量增长，并在软件投资上优化调度决策外，该战略还依赖于部署与区域供热网络集成的电锅炉。

150

€/MWh

100

截至2025年底，已安装的电锅炉装机容量达到约30万千瓦——相当于芬兰峰值负荷的四分之一。电锅炉作为价格响应型需求运行，在电价较低时段消耗多余电力，而在电价上涨时则停运，从而允许燃气和生物质锅炉恢复运行。

价格会

1.000

800

需求水滴

600

400

200

这种运行模式在不依赖复杂的控制系统或补贴的情况下，创造了自然的需求侧灵活性。重要的是，它展示了电锅炉的部署如何与现有的区域供热基础设施相结合，为电网灵活性提供了一种低资本投入的途径。

21Nov

24Nov

27Nov

30Nov

18Nov

电锅炉平均每小时需求量

高电子锅炉需求低电子锅炉需求电价

Elda

注释：1) 翌日平均小时电价数据来源自从e锅炉处获取的平均每小时需求量芬格瑞德来源：Elda, Fingrid

欧盟电力的税收负担至少是天然气的两倍，这惩罚了电气化而继续使用化石燃料。

大型工业用户电力价格，欧盟1

欧盟27国大型工业消费者除市场价外，平均还需承担超过4欧元/千瓦时的税收负担，约为免税前电价的约35%。波兰尤为突出，其消费者（包括大型工业）承担着欧盟最高强制费用之一（这种负担并非源于财政设计，而是基于结构性的煤炭依赖附加费）。相反，爱尔兰和荷兰设计了纾困方案，使实际净费用远低于欧盟标准。这种差异扭曲了单一市场，并引发了关于高耗能产业公平性的质疑。

大型工业用户天然气价格，欧盟1

工业气体用户在2022年至2025年间始终面临1. 4-1.8欧元/千瓦时的税率（远低于2 欧元/千瓦时的水平），且不受商品价格周期的影响。这种在税收待遇上天然气优于电力的结构优势，为工业流程电气化持续制造了障碍：从天然气转向电力不仅面临更高的商品成本，还承担着显著更高的税收壁垒。直到税率不对称问题得到纠正之前，税收制度都在积极阻碍重工业的脱碳进程。

-0,3

c€/kWh

0,0

+0,1

4,0 2025

1,8 2025

2022 2023 2024

电价电价（不含税和附加费）税收和规费天然气价格天然气价格（不含税费）税收和规费

备注：

1) 数据来源：欧洲统计局。该数据为欧盟国家在电力消耗区间IF（70,000–149,999兆瓦时）和天然气消耗区间I4（100,000–999,999吉焦）的加权平均值。来源：欧洲统计局。

欧盟碳排放交易体系对于欧盟的能源转型至关重要，因为它是一种能够激励脱碳且成本有效的政策。

2013年至2025年由欧盟碳排放交易体系筹集的收入

百亿欧元

韧性与复苏设施社会气候基金

15 13

创新基金

欧洲应坚持其碳排放交易体系（ETS），同时对其进行更新，以保持其可预测性、竞争力和社会公平性。

2013年至2025年底，欧盟排放交易体系拍卖收入累计超过2580亿欧元。 2025年，收入总额超过430亿欧元，其中约240亿欧元直接惠及欧盟成员国。

现代化基金

自2005年以来，ETS部门排放量下降了约50%，而欧盟经济增长了近30%。这表明该系统在有效减少排放的同时，也支持了经济增长。

198

国家预算

对于能源密集型消费者而言，平均而言，欧盟电力零售价格中，ETS（碳排放交易体系）约占9. 6%。然而，在电力脱碳程度较低的国家，ETS（碳排放交易体系）的敞口可能较高。

一个强大、基于市场的欧盟碳排放交易体系（EU ETS ）仍然是实现成本效益脱碳和投资净零电力部门的关键。

注释： 1) 数据来源：欧洲委员会。数据来源：欧洲委员会、欧洲电力协会。

清洁能源正在降低发电成本；如今，加速电网现代化和重新调整电力税收必须为消费者完成这项工作。

|2023 2024 2025

11 10

-13% p.a.

德国法国立陶宛

能源和供应组件1|

|---|

欧元/千瓦时

2023 2024 2025

德国波兰荷兰

电力网络收费组件1|

|---|

欧元/千瓦时

-0.3

电力与天然气税收，2025年2月

电价税收占比与燃气价格税收占比的比率|

|---|

|清洁能源发电激增

记录了可再生能源装机容量的扩张，以及法国核电站的恢复，极大地提高了欧盟电力结构中低成本电力的比例。随着电力变得更清洁，昂贵的燃气发电量减少，并推动批发价格下降。清洁能源的持续增长意味着，预计大多数成员国家庭的能源和供应成本将持续下降。|

|---|

|欧盟的陈旧电力系统需要升级改造，以整合可再生能源、分布式能源、电动汽车、热泵，并实现消费电气化——这些投资通过受监管的网络电价转嫁给消费者。但随着电气化程度加深和灵活性减少高峰时段压力，相同的基础设施服务于更大规模，将网络成本分摊到更广泛的用户基础，并逐步降低每千瓦时的电价。

电网升级以实现过渡|

|---|

|对电力的不公平税收

在七个成员国中，最终零售电价中的税收份额，对于家庭和能源密集型产业而言，仍然比天然气高出1. 3至4倍。与其他能源载体相比，更公平的电力税收有助于电气化和降低账单。|

|---|

注释：

1) 数据来源：欧洲统计局。数据为各户家庭电力消耗区间的加权平均值。
2) 数据来源：欧洲统计局。数据涵盖家庭电力用户（消耗量：2,500–4,999 kWh）及家庭燃气用户（消耗量：20–199 GJ）的增值税及相关税费、规费。波兰采用加权平均消耗数据。

能量条形图 2026 71

1) 数据来源：国际能源署（IEA）。 2) 欧盟以及阿尔巴尼亚、白俄罗斯、波斯尼亚和黑塞哥维那、北马其顿、直布罗陀、冰岛、以色列、科索沃、黑山、挪威、塞尔维亚、瑞士、摩尔多瓦共和国、土耳其、乌克兰和大不列颠及北爱尔兰联合王国。

欧洲
北美洲
欧亚大陆2
南美洲
非洲
中东
Asia
大洋洲

摘要

证明

前言

关于

安德烈亚·朱塞佩·拉格 诺 自由分析师

目录

I.

2025年，太阳能增长抵消了煤炭的下降；2026年至今，太阳能和风能正引领进一步 的增长。

电力结构同比变化，欧盟1

Gas

到2025年，风能和太阳能发电量占欧盟总发电量的30%，使化石能源发电量低于 30%，并推动电力行业排放量创下历史新低。

按技术划分的年度发电量份额，欧盟1

选定部门减排，欧盟2

作为欧盟最大的单一电力技术提供者，核能仍然是欧洲电力系统的重要组成部分。

法国核电与电力价格对比 1

核能能力储备，欧盟2

目录

I.

与2022年不同，今天的能源压力集中在天然气市场，而电网则得益于可再生能源的大规 模建设，比4年前要坚韧得多。

欧盟电力与TTF天然气价格季度对比 1

持续加大对清洁能源、储能和灵活性的投资，将是进 一步限制天然气价格冲击向电价传导的关键。

可再生能源可使德国电力价格下降80%以上，当可再生能源满足至少73%的负荷需 求时，平均价格将低于30欧元/兆瓦时。

按小时平均电力价格 第一四分位数 中位数 第三四分位数 可再生能源渗透率

从定价者到备选方案：天然气正在退居其次，但完成这一转变需要灵活性 和存储能力

清洁能源发电量占总发电量的比例，2025年

目录

I.

2025年，欧盟化石燃料进口总量下降，而由于天气变冷，天然气进口和需求均 略有反弹。

欧盟以外化石燃料额外进口的价值与数量 1 天然气消耗，欧盟3

价值 体积

随着俄罗斯天然气逐步被淘汰，欧盟对美国的液化天然气（LNG）依赖日益加深 ，如今其液化天然气进口量已占其天然气进口总量的近四分之一。

欧盟各国天然气进口量

+5%

尽管卡塔尔直接向欧盟出口的天然气很少，但由于天然气在全球一体化市场交易，与 世界各地的价格相互关联，因此欧洲的价格仍然居高不下。

卡塔尔液化天然气及其他液化气体按地区出口，2025年1月

欧洲与亚洲天然气基准，2025年 - 2026年4月 2

燃气发电正日益依赖于剩余负荷，使其成为电网未来将依赖的清洁灵活容量的过 渡桥梁。

目录

I.

交通运输和居民用电的电气化程度上升，部分抵消了工业衰退的影响，使得过去十 年欧盟整体电力消费保持停滞。

按燃料分项的最终能源消费量，欧盟27国1 各行业最终电力消费量，欧盟27国1

2025年电动汽车销量反弹，近300万辆新车登记，同比增长31%。

乘用车电动汽车的年销量及在欧盟新车总销量中的占比 1

欧盟热泵市场在经历急剧萎缩后趋于稳定，但反弹仍不均衡，持续的政策支持 对维持势头至关重要。

截至13个欧盟国家的安装热泵库存 1

目录

I.

到2030年，欧盟需要新增超过450吉瓦的可再生能源装机容量，以实现 委员会和NECPs的目标。

到2030年，欧盟成员国可再生能源发电的占比预计平均将提高15个百分点。

2025年实际发电量与2030年计划发电量之间技术占比的变化 1,2

目录

I.

2025年和2026年，风能和太阳能加速了欧洲的能源转型，到6月份，可变可再生 能源已接近欧盟总发电量的40%。

+65%

自2010年以来，可变可再生能源电力成本已大幅下跌，目前价格已远低于每千瓦 时10加元。

-90%

大规模的可再生能源和储能并网队列反映了投资者的浓厚兴趣，但必须简化审 批流程，以实现及时并网。

各国可再生能源并网排队情况 1

各国电池储能并网排队情况 1,2

能源转型资本转向灵活性，预计到2025年，储能系统（BESS）和虚拟电厂（FPA）交易 量将从2024年增长近三倍，而长期购电协议（PPA）交易量则下降14%。

新的PPA和BESS交易，欧洲1

-14%

目录

I.

抽水蓄能证明储能有效——但欧洲的储能项目必须扩大规模以适应灵活、清洁 的电力系统

历年4月份平均每小时剩余负荷，德国2

-24吉瓦

到2025年，欧盟的运营型电网规模储能（BESS）将增长一倍以上，超过110吉瓦—

—波兰、德国和意大利预计在短期内将分别超过10吉瓦。

已安装电化学储能系统，欧盟27国 1 各国电化学储能电站装机容量1

+107%

欧盟无法建立一套包含27种不同规则手册的存储市场——灵活性是关键能力，而非 临时考虑。

目录

I.

欧洲的数据中心正驱动经济和能源增长，但电网规划必须迎接挑战。

数据中心预计耗电量，欧洲1 数据中心预计耗电量，2024年2月

灵活性是可行的：数据中心可通过响应电网信号，到2040年将电力采购成本降低 一半。

-20,5%

欧洲的电力需求在交通和家庭领域激增，需要加大基础设施投资以维持电 气化。

道路运输中的电力消耗 1,2

安德烈亚·朱塞佩·拉格诺自由分析师

2025年，太阳能增长抵消了煤炭的下降；2026年至今，太阳能和风能正引领进一步的增长。

与2022年不同，今天的能源压力集中在天然气市场，而电网则得益于可再生能源的大规模建设，比4年前要坚韧得多。

持续加大对清洁能源、储能和灵活性的投资，将是进一步限制天然气价格冲击向电价传导的关键。

可再生能源可使德国电力价格下降80%以上，当可再生能源满足至少73%的负荷需求时，平均价格将低于30欧元/兆瓦时。

按小时平均电力价格第一四分位数中位数第三四分位数可再生能源渗透率

从定价者到备选方案：天然气正在退居其次，但完成这一转变需要灵活性和存储能力

2025年，欧盟化石燃料进口总量下降，而由于天气变冷，天然气进口和需求均略有反弹。

价值体积

随着俄罗斯天然气逐步被淘汰，欧盟对美国的液化天然气（LNG）依赖日益加深，如今其液化天然气进口量已占其天然气进口总量的近四分之一。

尽管卡塔尔直接向欧盟出口的天然气很少，但由于天然气在全球一体化市场交易，与世界各地的价格相互关联，因此欧洲的价格仍然居高不下。

燃气发电正日益依赖于剩余负荷，使其成为电网未来将依赖的清洁灵活容量的过渡桥梁。

交通运输和居民用电的电气化程度上升，部分抵消了工业衰退的影响，使得过去十年欧盟整体电力消费保持停滞。

欧盟热泵市场在经历急剧萎缩后趋于稳定，但反弹仍不均衡，持续的政策支持对维持势头至关重要。

到2030年，欧盟需要新增超过450吉瓦的可再生能源装机容量，以实现委员会和NECPs的目标。

2025年和2026年，风能和太阳能加速了欧洲的能源转型，到6月份，可变可再生能源已接近欧盟总发电量的40%。

自2010年以来，可变可再生能源电力成本已大幅下跌，目前价格已远低于每千瓦时10加元。

大规模的可再生能源和储能并网队列反映了投资者的浓厚兴趣，但必须简化审批流程，以实现及时并网。

能源转型资本转向灵活性，预计到2025年，储能系统（BESS）和虚拟电厂（FPA）交易量将从2024年增长近三倍，而长期购电协议（PPA）交易量则下降14%。

抽水蓄能证明储能有效——但欧洲的储能项目必须扩大规模以适应灵活、清洁的电力系统

欧盟无法建立一套包含27种不同规则手册的存储市场——灵活性是关键能力，而非临时考虑。

灵活性是可行的：数据中心可通过响应电网信号，到2040年将电力采购成本降低一半。

欧洲的电力需求在交通和家庭领域激增，需要加大基础设施投资以维持电气化。

可变可再生能源在整个欧盟面临日益增长的消纳问题，这既是由电网拥堵引起的，也是由某些抑制发电的市场条件驱动的。

重新调度和易货交易成本在2023年达到峰值，但仍然结构性偏高，这表明持续的电网拥堵问题依然存在。

欧盟的危机高峰期成本已开始正常化，这为通过有针对性的市场设计和跨境协调锁定效率提升提供了战略机遇。

2025年，欧洲的价格波动变得不那么极端，但频率更高，这表明随着可再生能源的规模化发展，系统的灵活性和互联性正变得日益关键。

东欧市场面临最大的价格压力——灵活的产能、更强的互联性和在压力事件中更好地运用电网规则是优先的应对措施。

核心地区的跨境能力进展是真实的，但不足。更严格的执行将有助于缓解中欧和东欧的价格飙升。

达到70%的平均水平并不能消除强制性的事件——表现更好的TSO在特定紧急情况（CNECs）下，其关键网络元件在压力期间显示出低裕度和高拥堵成本。

生产者与消费者融合（Prosumer）的兴起以及工业需求的激增，凸显了配电网在欧洲能源转型中的核心作用。

配电网投资可能到2027年达到500亿欧元，随着配电运营商加速建设——但需要更快的许可和更符合实际用途的监管才能实现。

欧盟配电网络投资正以每年12. 5%的速度增长，预计到2024年将达到360亿欧元，并朝着480亿欧元（六年近乎翻倍）的目标发展，配电运营商正注入创纪录的资金以实现电气化和可再生能源整合。

降低电动汽车标准可能使欧盟到2035年每天损失25万桶石油，即占2025年石油进口量的2%。

第二个场景符合行业进一步的需求——到2030年新销售的二氧化碳减排量为80%，到2035年为70% 。

2025年，道路交通电力需求将与爱尔兰总需求持平，到2035年，其水平可能介于瑞典和波兰之间。

欧洲已领先一步建设了基础设施，但如果电动汽车普及速度不够快，这项投资就有可能付诸东流。

热泵在欧洲新建和翻修的房屋中都具有成本效益，即使在电力价格高达燃气价格三倍的地方也是如此。

智能电表推广是热泵普及的驱动力，因为大多数实现电网数字化的国家在电采暖方面处于领先地位。

欧盟安装的热泵数量已超过2800万，但要在2030年前将车队规模翻倍，就需要在部署速度上实现质的飞跃。

截至2024年，欧盟工业用电量减少了9%，因为那些在2022年危机中受创最严重的能源密集型行业尚未恢复到危机前的生产水平。