欧洲电力市场深度报告：欧洲电力市场供需格局和电价分析

深度报告——欧洲电力市场和电价分析2023年5深度报告——欧洲电力市场和电价分析2023年5月25日金晓首席分析师(能源与碳中和)从业资格号：F3005393投资咨询号：Z0012069Tel:8621-63325888-2483Email:xiao.jin@联系人：魏林峻电力与新能源助理分析师从业资格号：F03111542Email:linjun.wei@★欧洲电力市场运行和交易机制体方面，电力交易所负责匹配供需，而输配调电分别由TSO、DSO、方式交易，主要区别在于标准化程度和匿名制度。★欧洲各能源发电现状和发展前景欧洲的发电和装机结构持续清洁化，煤电和核电发电量持续减少，划，但各国对待核电的态度存在差异。★欧洲电力供需格局演变大不列颠群岛接收来自北欧和西欧的输电；西欧是最大的电力成北欧与大陆间的电力转运站，西班牙则南电北送，电流从★欧洲电价分析期货会受到碳价波动、边际发电能源转换、可再生能源季节性出力和各国能源结构差异等因素的影响。能源危机下，意大利、法国和德国的电价涨幅靠前，而英国、西班牙和比利时因能接收未来欧洲电价的法国核电重启的速度以及德国弃核等因素的影响。变动；核电修复不及预期等。主力合约行情走势图(电力)重要事项：本报告版权归上海东证期货有限公司所有。未获得东证期货书面授权，任何人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。本报告的信息均来源于公开资料，我公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。我们已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，报告中的信息或意见并不构成交易建议，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。有关分析师承诺，见本报告最后部分。并请阅读报告最后一页的免责声明。【行业研究】【行业研究】深度报告2023-05-25 2.2、化石能源与俄脱钩，去煤计划依旧激进 15 2.4、水电建设趋于稳定，核电发展出现分化 22 4.3、能源危机期间的电价波动分析 454.4、后能源危机时代电价演绎及展望 502期货研究报告深度报告2023-05-25 图表2：欧洲互联电网及内部组织发展历程 8年欧洲区域电网能源发电量占比 8 图表7：西北欧日前耦合市场(NWE)交易时序 11：欧洲电力现货交易所(EPEXSPOT)交易时序 11图表9：EEX德国电力期货合约参数 13交易运行机制 13图表11：EU+UK可再生能源发电量持续上升 14图表12：EU+UK清洁能源装机量持续上升 14图表13：欧洲化石能源对外依赖度已在极高水平 15图表14：1980-2022年欧洲天然气和煤炭产量 15图表15：2021年欧盟27国化石能源进口量分布 15图表16：2H22欧盟27国化石能源进口量分布 15图表17：欧洲天然气发电量(除英国) 16图表18：2022年天然气发电量按国家分布 16图表19：俄罗斯对欧洲天然气运输线路流量 1720：欧洲月度天然气进口分地区来源 17图表21：2022年各国对俄罗斯天然气依赖度下降 17图表22：能源危机期间主要国家LNG进口量同比 17图表23：欧洲煤炭发电量(除英国) 18图表24：2022年煤炭发电量按国家分布 18图表25：1Q20-1Q23主要国家向欧洲港口煤炭运输量 19图表26：2022年风电发电量按国家分布 20图表27：2022年欧洲各国风电现有装机量 20图表28：2023-2027年主要欧洲国家风电预增装机 20图表29：欧洲风电发电量(除英国) 20图表30：2022年光电发电量按国家分布 21 3期货研究报告深度报告2023-05-25图表32：2022年欧盟新增光伏装机量维持高增速 21图表33：2022年欧洲新增光伏装机量按国家排名 21图表34：2022年欧洲水电发电量分布(除英国) 22图表35：2021年欧洲主要国家水电装机量排名 22图表36：欧洲水电发电量(除英国) 23图表37：2022年8月欧洲标准化降水指数(SPI) 23图表38：2022年欧洲核电发电量分布 24图表39：2022年欧洲核电装机量排名 24图表40：欧洲核电发电量(除英国) 24图表41：2020-2022年欧洲清洁能源发电小时数 24图表42：2023-2030年欧洲各能源装机量预测 25图表43：2030年欧洲各能源发电量占比预测 25图表44：2H22欧洲地区电力流向示意图 26图表45：2H22北欧地区电力流向示意图 2746：欧洲各地区电力受入量历史演变 27图表47：欧洲2022年能源危机前后六大区域电流方向示意图 27北欧各国电力净出口量历史演变 28图表49：挪威历史水流预期差与蓄水比例 28图表50：挪威电力净出口量历史趋势 29图表51：瑞典电力净出口量历史趋势 29图表52：挪威各能源历史发电量 29图表53：瑞典各能源历史发电量 29图表54：英国各能源历史发电量 30图表55：爱尔兰各能源历史发电量 30 1 1图表58：挪威向英国通过NSL历史输电量 31图表59：英国与邻国可再生能源历史LCOE对比 31图表60：德国各能源历史发电量 32 西欧各国电力净出口量历史演变 33图表63：2012-2019年德法主要邻国电价 33图表64：2016-2022年德国各能源LCOE 34图表65：2014-2022年法国各能源LCOE 34 4 4期货研究报告深度报告2023-05-25图表68：意大利各能源历史发电量 35图表69：西班牙各能源历史发电量 35图表70：主要光电国家机组容量增长预期 36净出口历史趋势 36 图表73：能源危机期间意大利LNG进口增量来源 36图表74：英国1920-1990年电价演变趋势及主要基本面变量影响 37图表75：欧洲1991-2007年居民电价演变趋势及主要基本面变量影响(15国，年均3500千瓦时，排除税费) 38图表76：欧洲2007-2022年居民电价演变趋势及主要基本面变量影响(27国，2500-5000千瓦时，排除税费) 39图表77：2007-2021年欧洲39国平均居民电价组成(1-2.5MWh) 40图表78：2007-2021年欧洲39国平均工商业电价组成(2-20GWh) 40图表79：1H21欧洲各国居民电价与工商业电价比价关系统计 41图表80：1H22欧洲各国居民消费电价拆解 41图表81：2021-2023年碳价、气电和煤电短期边际成本与德国日前电价拟合趋势 42图表82：历史各时段德国电价(MA:7日)和气电、煤电SRMC拟合优度对比 43图表83：2023年5月15日德国发电成本曲线 43图表84：2015-2020年气煤短期发电边际成本与碳价 43 图表86：2021-2023年欧洲主要国家和地区现货电价历史演变 45 图表89：2016-2020年法国和西班牙电价价差 47图表90：2021-2023年法国和西班牙电价价差 47图表91：2016-2020年法国和英国电价价差 47图表92：2021-2023年法国和英国电价价差 47图表93：2022年7月-2023年1月欧洲主要LNG进口地区和进出口量统计 48图表94：2018-2020年德国、波兰和北欧电价及价差 49图表95：2021-2023年德国、波兰和北欧电价及价差 49图表96：2014-2022年欧洲主要国家气电LCOE 49图表97：2014-2022年欧洲主要国家煤电LCOE 49图表98：2018-2019年欧洲平均电力净进口情况(GWh) 50图表99：2022年欧洲各国电力净进口情况(GWh) 50图表100：欧洲整体发电量(除英国) 51101：GIE天然气库容利用率 51图表102：德国煤气点火价差利润对比 51 5期货研究报告深度报告2023-05-25图表104：2021年欧盟27国各部门用电量占比 53：法国核电在运营产能及预测值 53图表106：5-11月北欧近地面气温预测 53图表107：5-11月南欧近地面气温预测 53图表108：5-11月北欧降水面积预测 53图表109：5-11月南欧降水面积预测 536期货研究报告7期货研究报告深度报告2023-05-25欧洲各国资源分布不均，能源结构存在较大差异。风力资源主要集中在北海东西海岸及爱尔兰地区，水力资源集中于北欧地区，太阳能资源则主要分布于地中海沿岸。为提高能源利用效率，促进区域电力平衡，有必要建立跨国运输电网和电力交易市场。了电能生产和传输协调联盟(UCPTE)。UCPTE初创时恰好遭遇二战，组织在当时的首、最大化燃料经济性。但在后半20世纪，欧洲历经了数次能源危机和断电事件，UCTE随后更专注于输电网络的建设。该组织的成员国经历了数次扩充，互联对象包括中西欧和东欧地区的总计八个国家。1996年，为响应欧盟96/92指令，UCPTE分拆发输配电业务，并更名为电力传输协调联盟(UCTE)，至此欧洲区域电网已经初见雏形。2000年，欧洲电网传输系统的标准化达到一定水平。为继续提高能效、增强电力市场的竞争性和实现可再生能源发展目标，2008年，UCTE和各区域电力组织的TSO共同成立了欧洲输电系统运营商网络(ENTSO-E)，目前已有35个国家加入，该组织至今依旧负责欧洲电网管理和输配电事项。2022年，受俄乌战争影响，乌克兰退出了俄罗斯的“综合电力系统”，并加入了欧洲互联电网；波罗的海地区原先预计在2025年前实现电网“脱俄入欧”，为应对俄断电威胁，该计划或将加速。域概览图资料来源：ENTSO-E8期货研究报告深度报告2023-05-25图表2：欧洲互联电网及内部组织发展历程资料来源：ENTSO-E，《The50YearSuccessStoryEvolutionofaEuropeanInterconnectedGrid》，欧盟统计局，东证衍生品研究院图表3：2021年欧洲区域电网能源发电量占比核电煤电天然气燃油风电其他欧洲大陆电网11%29%17%18%0%13%12%北欧电网55%18%4%2%0%15%6%波罗的海电网31%0%4%25%0%18%23%英国电网2%19%2%41%0%22%14%爱尔兰电网4%0%17%25%14%40%0%资料来源：ENTSO-E，东证衍生品研究院于20世纪90年代，此时欧洲电网可主要分为欧洲大陆、北欧、波罗的海、英国和爱尔兰五大区域。为达成地区间交易的融合统一，欧洲七大电力交易所共同提出区域价格耦合项目(PCR)，不同国家和地区间的买卖双方可以进行无障碍。历史上，欧洲电力市场的耦合进程可大致分为三个阶段：1)规范市场运行，初期区域性试点90年代初，北欧五国的跨国电力交易日趋频繁，区域内初步实现能源的传输互补，北欧地区率先开展电力市场改革试点。1996年，挪威-瑞典联合电力交换(NordPoolASA)rdPoolEC配电业务必须分离。此时，欧洲电力市深度报告2023-05-25场的发电环节已放开，输电环节通过政企协商或管制的方式间接放开，售电商之间自由竞争。2000年，NordPool正式成立，欧洲首个区域性电力市场——北欧电力市场形成。2)扩大跨国互联，推进日前市场耦合2003年，欧盟颁布了2003/54/EC指令，要求输配电业务从电企垂直一体化的业务体系中彻底分离，建立跨国输配电业务的运作基础。2011年发布的“第三能源法案包”为市场交易提供了监管准则。2014年2月，西北欧价格耦合(NWE)上线，欧洲首次实现4家电力交易所与13家输电系统运营商进行日前市场联合交易，范围覆盖中西欧和北欧的总计15国，这是首个运用泛欧PCR解决方案的项目，此时日前电力市场基本建成。2014年至今，欧盟在容量分配、拥塞管理、风险防范等方面出台了更多辅助法案，期间场，英国于2021年1乎覆盖全欧洲的用电负荷。2018年，各国输电系统运营商联合提出投运日内耦合市场，初步实现现货市场的统一运行。图表4：欧洲电力市场化历史法律法规梳理重要法令和条例1990年颁布90/377/EEC指令和90/547/EEC指令，减轻企业成本，为市场化竞争铺设道路1996年颁布96/92/EC指令，开放电力市场，鼓励竞争和市场化定价，标志电力市场化改革开始2003年颁布2003/54/EC指令和1228/2003法规，将输配电业务从电企垂直一体化的业务体系中剥离，加大推进统一电力市场建设力度2005年欧洲电力和天然气监管机构(ERGEG)颁布关于输电收费和阻塞管理的导则；欧盟提出建立区域电力市场，将欧盟划分为七个区域管理2007年发布有关电力市场化改革的“第三议案”草案，明确实现彻底的产权分离2008年通过电力改革方案，引入独立输电运行机构的概念2009年通过“第三能源法案包”(ThirdEnergyPackage)，各国均同意开放本国能源市场2011年3月成立欧盟能源监管合作机构(ACER)，加强能源市场监管2015年7月颁布(EU)2015/1222条例，建立容量分配和拥塞管理的详细指南2016年9月颁布(EU)2016/1719条例(CACM)，规定远期市场跨区域容量分配的详细规则2019年6月颁布电力行业风险防范条例(EU)2019/941，要求成员国对潜在电力危机制定计划2020年1月颁布新的内部电力市场通用规则指令(EU)2019/944取代电力指令(2009/72/EC)，明确输配电运营商不得拥有或运营储能设施；新的电力内部市场法规(EU)2019/943取代电力指令(EC/714/2009)，提出关注短期市场，取消稀缺性定价的价格上限2023年3月发布欧盟电力市场改革提案，保护消费者免受能源价格波动的影响，提高能源成本的稳定性和预测性，促进对可再生能源的投资。资料来源：EUR-Lex，公开资料整理9期货研究报告深度报告2023-05-25五大电力同步区域参与国家同步区域TSO协会前身区域内参与国家欧洲大陆(ContinentalEurope)UCTE维那、保加利亚、捷克共和国、克罗地亚、丹麦(西部)、法国、前南斯拉夫马其顿共和国、德国、希文北欧地区(Nordic)NORDEL丹麦(东部)、芬兰、挪威和瑞典波罗的海(Baltic)BALTSO英国地区(UK)UKSOA国爱尔兰地区(Ireland)ATSOI资料来源：ENTSO-E从市场类型来看，欧洲电力市场可以分为电力批发市场和系统服务市场，批发市场主要交易电能量，而系统服务市场主要提供辅助平衡服务。批发市场还包括场内市场和场外前欧洲大部分电力交易通过场内交易达成。场互补完成电力出清。中长期市场以电力长协价作为商品，通过各地交易所的标准化产品或场外市场实现跨国双边交易，是当前电力交易的主要方式。根据欧洲能源交易所 (EEX)，2022年EEX中长期电力衍生品交易量已占到该交易所电力交易总量的84.4%。成完善的定价和交易模式。欧洲的日前市场通过一种名为Euphemia的算法实现出清，该算法能够同步所有电力交易所数据，匹配不同市场的供需。市场运营机构则能够通过PCR机制平衡区域内供需，并执行跨国输电容量的联合出清，形成次日细分至每个小时的各午分两次计算和验证出清情况，交易所会在下午1点发布交易结果。易，目前参与的主体仍在扩充。日内市场交易包括连续竞价和盘中拍卖两种方式，为用户提供补充和调整当日电力需求的机会。用户可以交易当日5分钟至1小时不等的产品。例如EPEXSPOT在盘中会提供一小时、半小时和15分钟的三类产品，北欧地区的交易时段为从前实时平衡市场的主要目的是消除电力交易的摩擦，市场提供的辅助服务产品是一种有功功率备用，能在不平衡事件发生后的30秒至数小时内维持系统频率。TSO会提供各类辅助服务产品，根据报价调整机组的出力。平衡市场从交割前一小时开始运行，直到平衡结束后的15分钟。在日内交易结束后，TSO也会根据交易结果发电或停机，以确保电力供需平衡。10期货研究报告11期货研究报告深度报告2023-05-25类型分类图表7：西北欧日前耦合市场(NWE)交易时序资料来源：NWE，东证衍生品研究院图表8：欧洲电力现货交易所(EPEXSPOT)交易时序资料来源：EPEXSPOT，东证衍生品研究院12期货研究报告深度报告2023-05-25市场参与主体方面，欧洲拥有超20家电力交易所和多个地区性交易中心，包括北欧电力交易所(NordPool)、欧洲电力交易所(EPEXSPOT)、意大利电力交易所(GME)等。交易所一般采用多国联合的方式运营，向用户提供中长期和现货电力衍生品和实时平衡服务的交易。欧洲电力市场设立了三类运营机构，分别满足输电、配电、调电的需求。输电系统运营商(TSO)拥有输电资产的所有权，向电网输送电能量的同时维护和运营输电网络。TSO可以独立运营或从属于电力企业，但必须独立于企业的发、配、售电业务。TSO的股权分散，既可以是国有资产，也可以归私营资本所有或混合所有，甚至允许国外资本参股或控股。根据欧洲输电系统运营商合作协会(ENTSO-E)，截至2022年底，欧洲共有42家TSO机构负责耦合电力系统的运行。调电方面，在2011年发布的第三能源法案包中，欧盟理事会通过了独立输电运行机构 (ITO)方案。在原TSO模式基础上，进一步将电力调度运行职能拆分给ITO，使其负责协调管道与电网的接入，保障和调整输送网络规划，有效利用通道资源。ITO被允许与购电机构同属于一个母公司，但必须独立监管。配电业务归属于配电系统运营商(DSO)。各成员国应为配电系统指定DSO，负责某一地区内配电系统的运行和互联，并统一受到配电系统运营商联盟(EUDSOEntity)协2500家DSO。DSO股权结构较为复杂，国有资本、私企、外资均可参股控股。与TSO一样，DSO可以属于电企集团，但必须独立于其他业务。电力的交易分为场内交易和场外交易(OTC)。场外交易中，交易双方将直接进行一对一交易，交易价格和合同条约不对外公布。场外交易的供电时间与电力交易所的供电时间基本相似，但现货市场的合约多数以天或周度为单位，很少以小时为单位。一般场外交易会通过电话或者网络完成，交易的时间成本和资金成本会高于场内交易。交易者有两种方式参与场外交易，一是满足场外交易平台的准入条件，二是授权经纪公司间接参与交易。若直接在场外市场上交易，则交易者首先需要和TSO签订结算合同、与电网交易平台建立连接、并寻找到交易的对手方。若通过经纪人交易，则需向经纪人支付一定量的佣金，但好处是将享受到经纪人从撮合交易到执行清算的全套流程服务。场内交易的特点是标准化合约、标准化交割结算流程和匿名交易。EEX提供各国电力期货产品、电力现货产品、区域间价差产品和期限服务，产品合约拥有标准化的支付时间、供电地点、供电时间、负荷类型和清算条件等，目前在交易的电力期货总计超过200个。欧洲的电力期货大部分采用现金交割的方式结算，实物交割仅占较少部分，因此市场参与者的目的除了对冲价格风险，还有投机和套利。入门槛。以EEX为例，想要在EEX交易的参与者需要通过EEX和欧洲商品清算公司(ECC)的资质审核、提供管理人员的可靠性和专业资格证明、拥有至少50,000欧元的责任资产证明和与交易系统的连接通道等。此外，公司交易员还需通过交易所设置的交易资格考试，该考试仅对已获取准入的公司开放。欧洲地区最具流动性的合约是EEX的德国电力期货，包括基本负荷和峰值负荷合同，参考标的是德国未来交割期电力现货市场的平均价格，提供的到期时限包括日、周、深度报告2023-05-25图表9：EEX德国电力期货合约参数交易时间可交易期限交易单位最小变动单位交割方式交易所交易：上午8:00至下午6:00交易登记时间：上午8:00至下午6:00 (均为欧洲中部时间)来4周、当前月份和11个季度和未来10年1兆瓦每兆瓦时0.01现金结算/实物履行资料来源：EEX完整的场内交易流程如图10所示，首先用户和TSO将订单和可用容量提交至交易中心，交易中心将按照PCR机制计算后匹配供需，再将出清结果发布给各市场成员。DSO和ITO机构会根据出清结果进行配电和调电，最终由TSO将电能量传输到用户端。在交易过程中，跨国输电容量的分配方式成为关键的内在机制。目前欧洲电力市场的容量分配是通过TSO向用户拍卖输电权实现的，主要有以下两种方式：1)显性拍卖(ExplicitAuction)时序进行拍卖，排序后以边际电价出清。“显性拍卖”对电容量和电能量单独定价，可能导致购买容量与实际需求不符，且无法将容量价格信号有效传导至电能价格，因此“显性拍卖”更多被应用于中长期市场，已不再作为短期交易的主要手段。2)隐性拍卖(ImplicitAuction)在引入市场耦合前，跨境容量和电能量需要分开购买。这意味着用户必须先预留跨境电容，然后再用这些容量确定购买多少电力。耦合之后，交易改为使用“隐性拍卖”机制，TSO提交可用跨境电容至交易所，而交易所同时出清电能量与电容量交易，自动为跨国交易匹配所需的输电容量。该机制下的电价体现了电容和电能的双重价值，为市场提供更具指导性的价格信号，最大程度实现电能有效配置。场化电力交易运行机制13期货研究报告14期货研究报告深度报告2023-05-25欧洲发电能源结构正加速向清洁能源过渡，煤电和核电发电量持续减少，风光电成为主要的发电增量补充。未来煤电的去化速度或将提速，光电的装机量还将保持高速增长，但风电装机增速略显疲软，水电装机量增长缓慢，各国对待核电的态度纠结。欧洲全社会发电量稳定，核电发电量占比最大。过去十年，欧盟和英国总发电量较为稳定，振幅在3%左右，核电在2022年前一直是发电占比最大的电源，占比约在四分之一，其余能源按发电量排名依次是气电、煤电、风电、水电和光电，燃油发电在大多数国家仅作为替代调峰能源使用，因此发电占比较小。2022年，欧盟和英国共发电3120.38TWh，同比下降2.09%，核电出力不及预期，气电取代核电成为最大的发电电源。欧洲发电和装机结构持续清洁化。2012年欧洲清洁能源发电量首次超过化石能源，此后剪刀差在十年内持续扩张。清洁能源装机量从2008年起快速增长，占比从48.5%提升至2022年的67%。然而可再生能源的出力“靠天吃饭”，外加每年都有新机组投产，实际可用容量仅约占装机量的30%，因此可再生能源实际发电量一直偏低。风电和光电为补缺化石燃料发电做出主要贡献。欧洲装机量的增加主要来自风电和光电机组。2008年至2022年，欧洲光伏装机量增加204GW，年复合增长率为24%，风能装机量增加169GW，年复合增长率为10%。2022年风电和光伏的发电量占比相较2008年上升了19.21个百分点，这部分的增量主要是从化石能源发电中攫取而得。图表11：EU+UK可再生能源发电量持续上升资料来源：全球能源智库Ember，东证衍生品研究院图表12：EU+UK清洁能源装机量持续上升资料来源：全球能源智库Ember，东证衍生品研究院深度报告2023-05-252.2、化石能源与俄脱钩，去煤计划依旧激进随着能源需求的增加，欧洲化石能源的储量和产量均持续下滑，被迫产生对外部进口的依赖。欧洲的能源进口依赖度(净进口量/总需求量)长期保持在较高水平(2021年56%)，2014年后，烟煤和天然气的进口依赖度陆续大幅上升。2021年欧洲煤炭、天然气、原油三类化石燃料的对外依赖度均已超过80%，无烟煤的进口比例甚至超过100%(超过100%部分为囤积库存)。在庞大的进口基数下，即便长协交易占绝大部分，欧洲仍然面临现货端短期波动的风险。图表13：欧洲化石能源对外依赖度已在极高水平图表15：2021年欧盟27国化石能源进口量分布r图表14：1980-2022年欧洲天然气和煤炭产量资料来源：BP能源统计年鉴图表16：2H22欧盟27国化石能源进口量分布r15期货研究报告16期货研究报告深度报告2023-05-25能源危机后，欧洲对俄罗斯的能源进口需求明显下降。2021年俄满足了欧盟约四分之一的能源需求，是向欧盟进口化石能源最多的国家。2021年，俄罗斯分别占欧洲天然气、煤炭和原油进口总量的44%、52%和28%，是三类能源最主要的进口国；2022年下半年，在欧洲能源禁令和管道气受阻的情况下，欧洲对俄三类能源的进口占比分别降低至9%、和中东国家瓜分。俄油进口占比虽然也有所下降，但由于发电量占比小，供需冲突主要在于天然气和煤炭。我们计算了2022年各国的对外能源依赖度，方法如下：进口依赖度=进口量/(本地生产+回收产品+进口-出口+库存变化)2022年，欧盟和英国的天然气发电总量为685.56TWh，约占总发电量的22%。全年发电处于历史较低水平，夏季发电略有回暖，主要是为了弥补水、核发电的空缺。发电量排西班牙和荷兰，以上五国占总气电发电量的兰(54%)由于长期的勘探开发以及资源耗竭，自2018年起也转变为天然气进口国。2022年全年，俄气对欧盟出口减少281亿立方米，同比下降32.3%。在俄欧的输气管道中，乌克兰VelkeKapusany管道因地缘冲突而削减供气，亚马尔-欧洲管道于2022年3月起逆向输气，2022年8月底北溪1号的运输完全中断，主要干线的输送量均已降至冰点。欧洲与俄能源脱钩的决心十分坚定，这使得俄气供应的部分将长期性消失，叠加水核出力低下和寒冬预期，气价和电价飙升。图表17：欧洲天然气发电量(除英国)资料来源：ENTSO-E图表18：2022年天然气发电量按国家分布资料来源：全球能源智库Ember，东证衍生品研究院17期货研究报告深度报告2023-05-25图表19：俄罗斯对欧洲天然气运输线路流量资料来源：Refinitiv20：欧洲月度天然气进口分地区来源资料来源：Refinitiv，东证衍生品研究院面对气供短缺，欧洲主要采取两种措施应对：1)转运LNG来替代PNG；2)强制压缩全社会用电需求10%，天然气使用量15%。在能源危机发生之后，欧洲天然气的供应发生了显著变化。俄气的缺口主要由英国和欧洲大陆的LNG增量弥补，洲外PNG的流量则变化不大。就结果来看，拥有LNG接收站的国家有效发挥转运作用：西班牙LNG进而法国、比利时和英国的主要来源是则是美国和中东地区。西班牙、法国和比利时的LNG进口量也明显上升，可见欧洲与俄脱钩并不彻底。西班牙和比利时等国在接收洲外LNG后，会将LNG输送至意大利和法国等缺气国家，成为欧洲内部的主要出口国。图表21：2022年各国对俄罗斯天然气依赖度下降 (%)进口依赖度挪威俄罗斯202020222020202220202022意大利044138英国E60756荷兰37253365西班牙7122德国24686945003949030图表22：能源危机期间主要国家LNG进口量同比资料来源：Refinitiv，东证衍生品研究院18期货研究报告深度报告2023-05-25煤电方面，产煤大国以德国和波兰为首，两国的煤炭发电量占欧洲煤电的68%，捷克、保加利亚和意大利位居之后。上个十年中，煤电的发电量持续下降，并在2020年达到历史底部，主要是由于欧洲各国持续的退煤，比利时和瑞典分别于2017年和2020年去1%。然而，欧洲的去煤计划依旧激进，多数用煤国家均计划在2030年前退煤。根据各国在划在2030年前去煤，捷克的去煤时限在2033年。欧洲主要的进口煤种是硬煤，进口依赖度普遍超过90%。在煤电占比较高的国家中，德国(100%)、意大利(105%)、丹麦(99%)和荷兰(96%)几乎已完全依赖进口。根据德国经济部长，德国约50%的进口煤炭来源于俄罗斯，而波兰则达75%左右，但由于波兰仍在生产硬煤，俄煤的缺口可以由本地开采填补。针对禁煤令，欧洲在短期内从各国大量进口煤炭。去年欧洲港口煤炭进口量同比增加洲的煤炭出口同比近乎翻倍，成为向欧洲运煤最多的国家。去年下半年，南非和印尼的煤炭进口迅速上升，但印煤的主要问题在于质量不及进口标准、运输成本较高，且还有禁止煤炭出口的先例。相对而言，澳大利亚和哥伦比亚的煤炭质量更高，进口或许可以长期维持在较高水平，未来还需持续关注欧洲与各国的长协签订。图表23：欧洲煤炭发电量(除英国)资料来源：ENTSO-E图表24：2022年煤炭发电量按国家分布资料来源：全球能源智库Ember，东证衍生品研究院19期货研究报告深度报告2023-05-25图表25：1Q20-1Q23主要国家向欧洲港口煤炭运输量资料来源：Refinitiv，东证衍生品研究院风电是欧洲发电量最多的可再生能源，占总发电量的16.05%。2022年欧盟27国风电装法国、瑞典。其中，德国拥有欧洲最大的风电市场，发电量和装机量均占总量的三分之一；英国拥有最多的海上风电机组，且近年来持续扩建海风项目。欧洲风电以陆上风电为主，海上风电装机不到一成。陆上风能受北冰洋和北大西洋海风影响，主要分布在丹麦沿海海域和格陵兰岛周边，风力受季节影响具有“冬大夏小”的、挪威海和巴伦支海等海域，但由于开发成本较高，装机量的占比还不到总量的一成。风电平均利用小时数较稳定，但仍受无风现象拖累。发电设备平均利用小时数是一种简易估计能源发电效率的方法，计算公式为：发电设备年平均利用小时数=年发电量/年平均装机容量。2021年和2022年，欧洲的风电发电小时数在2000小时左右，比2020年(2279小时)略有下降，主要是无风现象频发所致。去年电力危机时正值无风季节，风电未能供应，临近冬季后风电逐渐发力，才有效缓解了欧洲的缺电困境。风电装机发展或不及预期，未来增长点在海上风电。今年3月，欧盟成员国达成的统一可再生能源目标，计划海上风电机组将在2030年达111GW，此装机目标已超过REPowerEU原设目标，且与Fit-for-55标准相比近乎翻倍。但考虑到机组检修置换需求、项目过审速度较慢和部分国家财政状况不佳，这一目标的实现相对困难。根据WindEurope的预测，未来五年欧洲将扩建129.4GW的风电产能，平均每年增加25.8GW，但与建设目标相比还有差距。海上风电机组将增长34GW，这意味着2027年时欧洲海上风电的产能将翻倍。37%的海上风电新机组将分布于英国海域，这是由于英国积极发布配套政策、更新海上风电技术和大力推进海风建设，其海上风电的发电成本国等国也将新增数量可观的海上风电机组，海风或将成为风电的新增长点。深度报告2023-05-25图表26：2022年风电发电量按国家分布资料来源：全球能源智库Ember，东证衍生品研究院图表28：2023-2027年主要欧洲国家风电预增装机资料来源：WindEurope图表27：2022年欧洲各国风电现有装机量资料来源：WindEurope图表29：欧洲风电发电量(除英国)资料来源：ENTSO-E和南欧是主要的光伏发电地区，德国占光电发电量的27%，西班牙占15%，再后是意大利和法国。欧洲地区纬度相对较高，夏冬日照时间差距大，光电具有明显的“夏大冬小”出力特点，恰好与风电的季节特性互补。装机量加速增长，光电前景乐观。过去五年里，欧洲的光伏装机量一直保持较高的增速。2022年，欧盟预计拥有208.9GW的光伏装机量，新增41.4GW的光电装机，新增机组数20期货研究报告深度报告2023-05-25量的增速从2019年的19%快速增加至47%。新增机组集中在西欧和南欧国家，德国安在一般情景下，2030年欧盟将拥有920GW的装机容量，远超REPowerEU的目标，这意味着2022年至2030年期间装机量还将以20.36%的年复合增长率高速增长。但值得注年前后曾经历过一轮光伏机组的建设投产，早期逆变器、光伏板等设备的寿命在15年左右，使用年限过后组件功率将有所衰减，未来几年光电设备或面临检修和更替的压力。图表30：2022年光电发电量按国家分布资料来源：全球能源智库Ember，东证衍生品研究院图表32：2022年欧盟新增光伏装机量维持高增速资料来源：SolarPowerEurope，东证衍生品研究院图表31：欧洲光电发电量(除英国)资料来源：ENTSO-E图表33：2022年欧洲新增光伏装机量按国家排名资料来源：SolarPowerEurope，东证衍生品研究院21期货研究报告22期货研究报告深度报告2023-05-25水电装机增速缓慢，建设趋于稳定。欧洲水力资源主要分布于北欧的斯堪的那维亚山脉与西南欧地区的比利牛斯山脉和阿尔卑斯山脉。挪威是拥有水电机组最多的国家，其次欧洲水电机组共255GW，新增1.09GW，同比增长仅0.43%。新增的水电机组主要来自挪威和奥地利，但数量很少，装机格局难有较大改变。另外，由于环保政策的施压，部分国家河道内部的水坝可能计划被拆除，水电机组建设的预期或许仍需下调。根据多国发布的建设计划，下一阶段欧洲可能会着重将发展还处于建设初期的抽水蓄能上。去年高温干旱严重影响欧洲水电出力。2022年夏季，欧洲降水量达历史低位，各国径流水位和水库蓄水量大幅降低，全年欧洲水电发电量同比下降16.89%，水电发电小时数也从2020年的1869小时降至1552小时。挪威和瑞典贡献了欧洲将近50%的水电资源，去年水电发电量分别下降9.4%和8.5%。根据挪威水资源和能源局，7月底挪威水库平均蓄水率仅为67.9%，比过去10年夏季的平均水平低10个百分点。由于蓄水量持续不足，挪威一度考虑限制电力出口。南欧干旱更甚，法国和意大利水电发电量分别同比下降22.9%和34.7%，水库发电同比骤降四成，水电情况的恶化还影响了核电机组冷却和其他能源的航运输送，导致电力危机加剧。2023年前三个月，水电发电量整体有所回暖，但依旧低于平均水平。值得注意的是，根据路透社，一季度阿尔卑斯山脉的水力发电比2022年同期低20.6%，相较于2015至2020年的平均水平低38%，在经历长期的干旱后，欧洲亟需降水来补充水力资源。图表34：2022年欧洲水电发电量分布(除英国)资料来源：ENTSO-E，东证衍生品研究院图表35：2021年欧洲主要国家水电装机量排名23期货研究报告深度报告2023-05-25图表36：欧洲水电发电量(除英国)资料来源：ENTSO-E图表37：2022年8月欧洲标准化降水指数(SPI)2022年欧洲核电发电大幅下降。核电在历史上长期是欧洲发电量占比最大的电源，2022年核电发电占比达21.18%。45%的核电来源于法国，其后是西班牙、瑞典、英国、德国和捷克。2022年欧洲核电共发电660.92TWh，同比下降117.67TWh，其中法国减少了82TWh，德国减少了33TWh，几乎占据核电下降的所有份额。法国由于近几年核电站轮番故障，大量机组处于检修或待补充燃料状态，叠加水温过高和冷却水不足，大型核反应堆发电量跌至十年来的历史最低点。2022年，法国核电发电量同比下降21.66%，这导致法国的电力供应出现约15%的缺口，法国也开始被迫从周边国家进口电力。此外，德国和比利时的核电发电量也分别同比下降50%和13%，前者是由于其激进的弃核政策，后者是因为机组停机检修。各国对待核电的态度相当分化。2022年以前，主要核电国家秉持逐步弃核的发展路径，曾经宣布将在2035年前关闭14座核反应堆，德国也称将在2022年底关闭境内所有核电站。但电力危机后，许多国家不得不延期弃核，也有更多国家开始关注核电建设。2023年4月，德国已经关闭境内最后三座核电站，实现全面脱核；法国的弃核告一段落，未来计划将再向核能领域投资10亿欧元，用于建设更多的小型环保核反应堆；瑞典政府拟议废除兰投的修复速度不及预期。为修复腐蚀和进行日常维护，去年法国有32个核反应堆停摆。尽管法国电力集团(EDF)声明会尽快重启所有故障反应堆，2023年1-2月法国在运营的核电产能也确实有所回升，但核电发电量并未反弹，一季度仍然处于过去五年的最低水平。由于持续性的罢工，EDF56座核反应堆中有14座的维护计划受到延误，占总可用容量的8.3%，核电的修复前景依然堪忧。深度报告2023-05-25图表38：2022年欧洲核电发电量分布资料来源：全球能源智库Ember，东证衍生品研究院图表40：欧洲核电发电量(除英国)资料来源：ENTSO-E图表39：2022年欧洲核电装机量排名界核协会，东证衍生品研究院图表41：2020-2022年欧洲清洁能源发电小时数资料来源：ENTSO-E，SolarPowerEurope，WindEurope，国际水电协会，全球能源智库Ember，世界核协会，东证衍生品研究院对比各口径欧洲能源的发展目标，目前最为激进的是2023年3月正式达成的统一可再生能源目标，包括42.5%的可再生能源比例以及2.5%的指示性目标，高于REPowerEU和Fitfor55提案。同时由于部分各能源行业协会预测的装机目标普遍与原目标存在差24期货研究报告25期货研究报告深度报告2023-05-25异，我们参考各能源协会的增长预测，针对各能源的发展难题建立假设，对2030年欧盟的能源结构做出简要预测，并按平均发电小时数估算发电量占比结构。煤电：假设各国的去煤进程是持续性的，且去煤计划均能按照日程顺利达成，我们对退出速度做平均化处理，结果显示到2030年煤电发电量占比将减少至1.6%。风电：WindEurope给出持续到2027年的中性预测，认为风电很难达成REPowerEU所设440GW的目标。若按中性预测的增速，并在2028年后每年给予其5%因技术成本下降的额外增速，2030年欧盟的风电装机量将达到389GW，但依旧不及预设目标。光电：根据SolarPowerEurope，在一般情景下，2030年欧盟的光伏装机量预计将达到920GW，比REPowerEU战略目标高24%。由于中性目标已经将政策条件的改善和技术成本的下降纳入考虑，我们认为一般情景的预测可以作为参考标准。水电：根据国际能源署的预测，2021年到2030年欧洲水电的装机容量将增长18GW左右，除去土耳其和英国，欧盟水电机组的预期增长为8.3GW，年复合增长率为0.78%。这与过去十年欧盟水电装机量的平均增速(0.7%)十分相近，我们认为该增速较为合理。核电：根据世界核协会，截止2023年4月，欧盟在建的核电机组容量为2.1GW，计划建设的装机量为7.2GW，另有9个国家拟议新建核电机组。由于核电站的建设周期往往在10年以上，假设目前在建的核电站都能顺利完工、40%的计划建设机组能在2030年前竣工，则核电机组增减基本抵消，我们认为核电装机量将维持在98GW左右的水平。气电：欧洲拥有淘汰化石能源发电的长期目标，但根据各国计划，未来煤电的退出速度将较前十年显著提高，考虑到风电装机可能无法达成目标，而水核电几乎无法提供增量，单靠光伏很难补上发电缺口，因此我们认为到2030年前，欧洲气电装机还将小幅增长。图表42：2023-2030年欧洲各能源装机量预测资料来源：SolarPowerEurope，WindEurope，国际水电协会，全球能源智库Ember，世界核协会，东证衍生品研究院图表43：2030年欧洲各能源发电量占比预测资料来源：SolarPowerEurope，WindEurope，国际水电协会，全球能源智库Ember，世界核协会，东证衍生品研究院26期货研究报告深度报告2023-05-25和北欧水电基地，并跨洲受入北非和亚洲清洁电力的供电格局。能源危机前，欧洲整体呈北电南送的输电格局，北欧通过西欧地区向大不列颠和南欧输电。北欧水力和风力资源丰富，能够向欧洲大陆输出清洁电能；大不列颠群岛是电力受入地区，接收来自北欧和西欧的输电；西欧地区是电力负荷中心，发、用电和净出口量均是欧洲之最，此时西欧的发电成本相比周边国家有明显优势，能够输送电力至大不列颠群岛、伊比利亚半岛和东南欧区域，并依靠密集的电网调控地区间的电力平衡；南欧地区是最大的电力受入区域，也是北电南送的最后一站。能源危机后，电力供需格局发生剧变，西欧需从英国和西班牙进口电力。北欧出口增大，为最大的电力出口地区，但法国在电力紧缺下转变为净进口国，需反向从邻国购电，导致周边区域的供需格局发生变化。大不列颠群岛转变成为北欧和大陆间的电力转运南向法国集中，东欧和南欧仍然是电力受入区域，欧洲的电力供应格局得到重塑。图表44：2H22欧洲地区电力流向示意图资料来源：Bloomberg，东证衍生品研究院27期货研究报告深度报告2023-05-25图表45：2H22北欧地区电力流向示意图资料来源：Bloomberg，东证衍生品研究院46：欧洲各地区电力受入量历史演变资料来源：ENTSO-E，东证衍生品研究院*大不列颠群岛2S22后系估算，以虚线形式表示图表47：欧洲2022年能源危机前后六大区域电流方向示意图资料来源：Bloomberg，英国政府，东证衍生品研究院28期货研究报告深度报告2023-05-25北欧地区蕴藏着丰富的海底石油和天然气，是能源危机期间欧洲最大的天然气供应地。北欧的水力和风力资源丰富。斯堪的那维亚山脉两侧河网稠密、落差大，拥有充沛的水力资源；北海、挪威海和波罗的海常年盛行西风，巴伦支海受大西洋暖气旋和北冰洋冷反气旋的影响经常出现风暴天气，四大海域为北欧提供了大量风力资源。挪威和瑞典年均对欧洲大陆出口138.17TWh的电力，这相当于波罗的海地区国家的年均发电量总和。挪威电力出口与本地蓄水密切相关。挪威南部的海底电缆直通英国、荷兰、丹麦和德国，每年向以上国家大量出口电力。从电价来看，挪威九成的电力来自水电，由于水电的边际成本较低，相比邻国大比例的传统发电更有优势。过去十年，挪威年均出口电力134.66TWh，输向瑞典和欧洲大陆的电量对半，这是因为瑞典与挪威的电网运行频率相同，贸易成本更低。从历史趋势来看，当蓄水量处于高位时，挪威的电力出口相对强劲；在2013年和2019年，挪威曾两次出现过蓄水量不足、且水力流入与预期差值也同样位于低位的情况，在双重因素的叠加作用下，挪威的水电出力明显下降，且电力出口量大幅减少，甚至可能反向从瑞典和丹麦进口电力。瑞典调控北欧地区电力自平衡，同时向欧洲大陆输送电能。瑞典的发电量里有四成来自水电，三成来自核电，风力发电比例正在逐渐增加。从数据形态看，瑞典和挪威的净出口近似对称，瑞典通常状态下会接收挪威的电力，也会在挪威发电不及预期时逆向供电，能够调节地区内的电力自平衡。此外，瑞典东面芬兰，南向欧洲大陆，拥有比挪威更为广阔的输电路径。过去十年里，瑞典年均出口电力达168.27TWh，芬兰是瑞典最大的电48：北欧各国电力净出口量历史演变资料来源：ENTSO-E，东证衍生品研究院图表49：挪威历史水流预期差与蓄水比例资料来源：Wattsight，东证衍生品研究院深度报告2023-05-25图表50：挪威电力净出口量历史趋势资料来源：Fingrid，NordPool图表52：挪威各能源历史发电量资料来源：全球能源智库Ember，东证衍生品研究院图表51：瑞典电力净出口量历史趋势资料来源：Fingrid，NordPool图表53：瑞典各能源历史发电量资料来源：全球能源智库Ember，东证衍生品研究院29期货研究报告30期货研究报告深度报告2023-05-25不列颠群岛位于欧洲大陆西北侧，岛上地势平缓，水力发电效果不理想，但陆上风电因此受益，风能也成为利用效率最高的电源。从电力运输来看，群岛东北侧通过NorthSeankNSL兰、比利时和法国等国通电，实现与西欧的电网互联；群岛西侧，英国正计划与格陵兰-冰岛共同建设Icelink电力管道工程，目的是更好地利用格