以下文本为2026年4月17日发表于CRU Online的见解的编辑版本。完整版请用 联系我们。
欧洲电价远低于2022年危机峰值，但欧盟电力市场尚未恢复到危机前的结构。对于工业买家来说，仅仅看年均价已不够。关键风险现体现在市场压力下的行为——可再生能源激增期间负价格与满足需求需求时稀缺性激增之间的差距扩大。
在这一领域中导航需要管理三项同时存在的风险：
-
在
- 可再生能源无法满足需求期间，天然气对价格的持续影响 可
- 再生能源产能增长带来的波动性超过了系统的灵活性， 还有一种交付
- 成本叠加，网络费用和征费即使批发市场走软，账单依然很高。
危机后市场呈现出新的格局
到2025年，平均电价较2022年危机大幅下降。在德国，平均每日预售价格从2022年的约235欧元/兆瓦时降至2025年的约89欧元/兆瓦时。仅从平均值来看，人们可能会得出危机已经结束的结论。
然而，这些价格的分布却讲述了不同的故事。2025年德国价格在第5至95百分位之间仍约为每兆瓦时162欧元，而2019年仅为48欧元。我们在西班牙也看到了同样的趋势，2025年的价格区间几乎是2019年的四倍。这一更广泛的分散伴随着整个大陆负价格小时数的急剧上升，凸显了市场动态的根本转变。
可再生能源减少了燃料依赖，但增加了波动性
风能和太阳能发电的增长是实现这一新现实的关键。更高的可再生能源输出减少了热电发电所需的工时，从而在较长时间内削弱了天然气价格的传递效果。在德国，风能和太阳能负荷份额从2019年的约33%上升到2025年的约44%，西班牙和法国也有类似的增长。
这些变化意义重大，也解释了为何电价现在可以与天然气更长时间 脱钩。然而，更高的可再生能源渗透率也会产生更多工时，但价格极低，有时甚至出现负价，当供应充足且需求不够灵活时。这正是我们在2025年看到的情况——负价格小时数上升到德国约6.6%，荷兰6.7%，西班牙6.3%，法国5.9%。
这并不是可再生能源失败的迹象，而是市场现在更加依赖灵活性。由于储能、需求响应和电网容量不足，市场在过剩与稀缺之间摇摆。当可再生能源产量强劲时，价格可能会降至零或以下。当系统疲软时，仍需热能发电，价格可能与天然气和碳成本紧密相连。
各国层面的风险正在分化
2026年的霍尔木兹气体冲击与海峡近期的扰动有关，说明同一事件如今却产生了截然不同的结果。这次冲击推高了欧洲TTF天然气价格，但对电价的影响并不均匀。
意大利，由于对天然气价格高度敏感，预计一天的电价几乎因天然气迁移而上涨。相比之下，德国、西班牙和法国2026年3月和4月初的平均电价实际上低于前两个月，尽管天然气价格较高。这是因为有利的可再生能源和负荷条件减少了对燃气发电的需求。天然气价格冲击确实存在，但只在电力系统需要的边缘部分受到了严重冲击。
这种差异同样适用于电费的全部交付成本。在捷克、德国和斯洛伐克等市场，非能源成本，如网络费用和征费，占最终账单的大部分且不断增长的份额。这形成了结构性较高的成本下限，即使批发价格较低，这些国家的工业用户也可能面临比批发价格波动较大但监管费用较低市场更高的全投资成本。
对于工业买家来说，管理电力采购已不仅仅是批发天然气暴露的问题。关键在于理解现货价格波动性、系统灵活性与账单中持续偏高的非能源成分之间的复杂相互作用。
对于希望管理这一不断变化的风险格局的企业来说， CRU的能源转型与脱碳服务 可以帮助评估风险暴露、识别结构性成本压力，并为欧盟电力市场持续演变的业务战略提供指导。联系我们了解更多。
