能源危机中的欧洲电力（一）：欧洲电力系统面临哪些挑战，新能源能否破局？

中信期货研究|能源转型与碳中和专题报告 2022-12-09 · 能源危机中的欧洲电力（一）：欧洲电力系统面临哪些挑战，新能源能否破局？ 投资咨询业务资格：证监许可【20 报告要点 本文详细拆解了欧洲电力系统及市场体系，回顾了引发欧洲电价大幅上行的因素，并通过分析德国天气情况、历史负荷、发电机组出力等，模拟预测了德国取暖季电力供需情况。短期来看，欧洲取暖季依然面临较大电力负荷压力，电价易涨难跌。长期来看，欧洲供电平均出力系数持续下行，应对尖峰负荷能力持续下降，持续利好储能设备、智能化电网及新能源收益率。 能源转型与碳中和组 研究员：朱子悦 从业资格号F03090679 投资咨询号Z0016871 摘要： 欧洲统一电力系统市场包含35个国家，近10种市场成员。市场成员包括：发电商、输电公司、配电公司、计量服务提供商、电力交易商、电力交易机构、及平衡责任主体。欧洲电力市场交易存在期货交易、辅助服务市场、平衡市场、备用容量市场、及不平衡结算市场。 地缘冲突叠加极端气候助推电价大幅上行，电价短期与化石能源脱钩难。极端高温导致欧洲2022年1-8月水电、核电发电量同比减少25.5%及15.2%，因此需要煤炭及天然气弥补缺口。与此同时，欧洲电力市场采用边际定价模式，从新能源到化石能源依次上网，导致电价与最后上网的天然气挂钩。德国、法国、英国及北欧四国2022年的平均电价较2021年分别同比增长186%、213%、99%及140%。此外，根据2023年法国核电运行比例和水电恢复较悲观的预判，短期内欧洲电价依然难以摆脱天然气定价。 欧洲电网长期平均发电出力比例下降，在取暖季面临较大压力。新能源装机持续替代传统能源装机，有效出力比例长期下行。从2018年至今德国电力系统出力比例的趋势来看，出力比例从28%下行至23%。与此同时，电力负荷/气温敏感性分析和电力负荷预测模型显示，德国电力系统在今年冬季依然有较大概率出现电力供需不足的问题。 能源危机抬高传统能源价格中枢，新能源收益率或长期保持高位。2021年以前，德国离岸风电、岸上风电、以及光伏的平均捕获价格分别为33、31及36欧元/MWh；从2021年底取暖季起，新能源捕获价格持续接近200欧元/MWh。尽管2023年欧洲电价或重心回落，但仍将保持较高水平，因此未来新能源收益或将继续高于能源危机前。 高新能源比例的电力市场将继续推动发展储能及智能化电网。发电设备多元化的弊端包括电力系统不平衡频率增加、输电通道阻塞、备用调峰容量不足等问题，而基于智慧化电网及储能的电力市场辅助服务能较好解决上述长期问题。 风险因素：宏观衰退需求下行，地缘冲突缓和，碳中和信心不足 重要提示：本报告难以设置访问权限，若给您造成不便，敬请谅解。我司不会因为关注、收到或阅读本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。 目录 摘要：1 引言：4 一、欧洲统一电力市场概况4 （一）欧洲电力市场体系及参与成员5 （二）欧洲电力市场商品设计及交易流程5 二、电价全面上行，与化石能源脱钩难7 （一）欧洲电力批发、终端价格均大幅上涨7 （二）欧洲电力市场边际定价模式使电价与化石能源绑定10 （三）地缘危机叠加极端气候,助长能源危机11 （四）欧洲电价短期难以重回供需基本面12 三、欧洲电网压力逐年上升，电力负荷在取暖季面临压力14 （一）德国发电顶峰容量逐年下降，电力系统愈发脆弱14 （二）取暖季电力负荷与气温高度相关15 （三）电力负荷预测模型显示德国电力系统在取暖季面临压力17 四、新能源持续增长对电力市场带来机遇与挑战18 （一）新能源收益率在未来或长期保持高位18 （二）储能设备提高电力系统稳定性18 （三）电网智能化减少系统不平衡发生频率20 免责声明21 图目录 图1：欧洲电力系统五大同步电网4 图2：欧洲统一电网地图4 图3：欧洲电力市场框架及市场成员5 图4：欧洲电力市场交易6 图5：德国日前电价7 图6：法国日前电价7 图7：英国日前电价8 图8：北欧四国日前电价8 图9：欧洲部分国家首都2022年居民终端电费8 图10：德国居民端电费9 图11：德国工业端电费9 图12：德国电力账单中占比较高的主要税种9 图13：德国新能源“捕获价格”10 图14：德国居民端电费税款构成走势10 图15：德国工业端电费税款构成走势10 图16：欧洲电力边际定价模式11 图17：德国日前电价vsTTF现货11 图18：欧洲夏季极端高温12 图19：欧洲核电高频发电量12 图20：欧洲水电高频发电量12 图21：法国核电运行比例VS欧洲核电周度总发电量13 图22：欧洲及法国核能发电量对比13 图23：德国2023年水力发电预测13 图24：法国2023年水力发电预测13 图25：德国电价vs德国日度电力供需环比14 图26：德国近五年1-12月新能源出力比例15 图27：德国电力系统出力比例15 图28：德国2018-2022装机容量变化及取暖季不同月份实际发电出力15 图29：德国日间最高气温vs日度平均负荷16 图30：德国工作日用电负荷VS日间最高气温16 图31：德国气温与日度平均负荷分月份拟合16 图32：2019年德国气温与日均负荷分月相关性系数17 图33：德国未来半年工作日电力负荷预测17 图34：德国新能源历史“捕获价格”18 图35：德国新能源“捕获价格”预期18 图36：储能设备装机量19 图37：中国分布式光伏不同组件价格/业主自用率下的收益率20 图38：欧洲日内1h电力现货（2022年12月1日）20 引言： 2021年下半年以来，地缘危机与极端气候迫使欧洲电力价格数次突破历史记录，市场对未来欧洲电力系统、新能源及工业复苏该如何发展难以把握。 为了深入分析欧洲电价飞涨始末、电力系统优势与劣势、新能源电站效益测算以及欧洲工业复苏前景，我们推出能源危机中的欧洲电力系列专题，帮助市场厘清能源转型中对于海外电力新能源市场的分析框架和核心要素。 本系列专题将分为三个章节：1）以欧洲电力系统及市场为基础，分析欧洲电价上行原因，预测欧洲取暖季电力负荷，以及新能源发展对电力市场的机遇与挑战。2）在组件价格下行和后能源危机背景下，欧洲光伏电站收益率分析。3）能源价格回落情景下，欧洲工业复苏前景的分析与展望。 一、欧洲统一电力市场概况 欧洲电力系统整合统一历经20余年，共涉及35个欧洲国家。目前欧洲统一电力系统由五个同步电网组成，欧洲大陆电网、北欧电网、英国电网、波罗的海电网及爱尔兰电网。欧洲统一市场建立的共识及初衷在于它能提升欧洲电网运行效率、降低供电成本。当电力作为市场商品时，确定了统一的交易周期、交易类型、合约单位、和交易方式时，跨国输电配电才能发挥效率。一定程度上降低欧洲工业成本，不同能源结构的地区发挥结构互补性。欧洲模式统一电力市场提升了社会整体福利、扩大了可再生能源的消纳水平，但能源危机的对欧洲电力系统带来的问题同样值得警惕。 图1：欧洲电力系统五大同步电网图2：欧洲统一电网地图 资料来源：网络公开资料中信期货研究所资料来源：网络公开资料中信期货研究所 （一）欧洲电力市场体系及参与成员 欧洲电力市场可以大致分为三个层级：电力供需端、电力配送、电力市场交易。不同层级中有主要的参与主体，但部分市场成员会在不同层级中交叉，以实现欧洲电力市场交易及平衡市场的结算。其中电力供需端主要包含发电商及电力用户。发电商负责将各类型能源转化为电能，同时可以参与电力市场。电力用户拥有用电选择权，可以从电力市场批发电力或采用政府的用电目录价格。 电力配送端主要包含输电公司、配电公司及计量服务提供商。输电/配电公司负责输电/配电网的整体规划建设及运营。计量服务商负责电力数据的采集、核对及报告，为电力系统中各成员提供数据服务。 电力市场成员包含电力交易商、电力交易机构、及平衡责任主体。电力交易商负责电力批发市场交易，其本身不拥有发电机组，也不负责用电。引入电力交易商的主要目的是增加电力市场的流动性和竞争性，降低市场集中度。电力交易机构包含电力交易中心及电力调度中心。电力交易负责电力市场交易及结算，调度中心负责实时平衡市场的运营和不平衡电量结算。平衡责任主体由一个或多个市场成员组成，可以优先在内部进行不平衡电力结算，一定程度上减少外溢至实时电力市场中的偏差。 图3：欧洲电力市场框架及市场成员 资料来源：中信期货研究所 （二）欧洲电力市场商品设计及交易流程 欧洲电力市场交易存在期货交易、辅助服务市场、平衡市场、备用容量市 场、及不平衡结算市场。期货交易市场包括长期交易、日前交易及日内交易。长期市场可进行场外交易，供电商与用户签订长期合同。日前交易开展次日24h的电力交易，主要采用分时段报价模式。各市场成员可以通过发用电量预测、成本、供需平衡、输电能力等信息，在电力交易中心进行交易。交易完成后，电力交易机构统一出清各市场成员的中标电量及中标价格，用以确定次日发电机组的启停与运行时间。日内市场主要采用连续竞价模式，但相对于长期与日前的交易量较少，主要用于优化平衡日内发生的供需波动。 按时间顺序排序，电力市场交易存在三个交易时间段。远期市场、实时市场及不平衡结算市场。假设交易12月1日的电力，远期市场发生在12月1日之前。远期市场结束后称之为关闸，关闸指电力交易中心停止电力交易，电力系统进入实时市场状态，因此实时市场发生在12月1日当日。实时市场结束后进入不平衡结算市场。 图4：欧洲电力市场交易 数据来源:网络公开资料中信期货研究所 平衡市场主要服务于关闸后的实时市场。在该状态下，输电系统运营商负责确保电力供需平衡。在关闸后，电力用户及电力供应商可以向输电系统运营商提交上调或下调报价。假设一个电网控制区内在关闸时收到的发用电计划为负，即用电超出发电计划，输电系统运营商则以低价优先的规则接受相应数量的增加出力报价。若发电计划超出用电，输电系统运营商则优先调整高价机组的出力，用最小购电成本保持系统平衡。 辅助服务市场相当于电力平衡中的保险机制，为实时电力出清提供备用容量。由于电力不易保存，需要及时消耗。那么在实时市场中发生的诸如天气、机组意外检修等波动会导致电力出现负平衡。部分电力用户考虑到自身生产的稳定性，会向输电系统运营机构选择辅助服务。提供辅助服务的发电商需要保证不在电力市场中出售其申报的备用容量，并向购买了辅助服务的电力用户提供调频服务。 不平衡结算市场通常在当日电力系统运营结束后进行结算。在实时市场运行结束之后，输电系统运营机构会统计市场成员计划发用电和实际发用电的偏差，并计算不平衡电量的结算价格。超发电量将按结算价格卖给输电系统运营机构，超用电量电力用户则需要购买相应的替代电量。 二、电价全面上行，与化石能源脱钩难 （一）欧洲电力批发、终端价格均大幅上涨 欧洲2022年电价屡创历史新高，高位回落后开始进入取暖季上行通道。欧洲各国电价绝对值不同，但走势基本保持一致。法国、德国、英国及北欧四国的电价最高值均出现在8月底部，与TTF天然气的价格走势保持同步。从绝对值来看，德国、法国、英国及北欧四国2022年的平均基荷电价分别为234、278、238、125欧元/MWh。从同比涨幅来看，德国、法国、英国及北欧四国2022年的平均电价较2021年分别同比增长186%、213%、99%及140%。 目前欧洲天气或已进入传统取暖季，电价预期上行。尽管2022年10月及11月前半月欧洲出现了超出常值的季节性气温，大幅推迟欧洲取暖季的到来，但11月下旬的小寒潮推动欧洲用电用气。电价及气价均走出磨底阶段，出现价格 上行。从未来三个月的气温预测来看，德国及法国在2022年12月初便会经历更为强烈的寒潮，预期届时电价正式进入取暖季上行通道。 图5：德国日前电价图6：法国日前电价 EUR/Mwh700 600 500 400 300 200 100 20182019202020212022 EUR/Mwh700 600 500 400