今年上半年，可再生能源在欧洲的发展势头保持强劲，占到了发电量的40% ，甚至超过了化石能源。与此同时，欧洲各国的电力需求在三月份遭受疫情冲击大幅下滑，之后虽然缓缓回升，但目前仍然低于历史水平。7月28日，路孚特举办了’欧洲电力市场最新动向与全球碳市场’在线研讨会，详细分享了主要国家的电力供需和市场价格的发展趋势。
最新趋势之一 ： 电力需求受疫情冲击后恢复缓慢
从三月初疫情在欧洲普遍爆发以来，各国电力需求因封锁和停工措施而大幅下滑。意大利和西班牙受冲击最大，三四月份的每周平均电力负荷比正常值下降了近三分之一，如图1所示。德国法国等国的电力需求也比往年均值下降10%至15%。北欧国家因为工业占经济比重较低，受停工措施的影响较小，电力需求变化不大。德国BDEW能源行业协会的数据显示，今年上半年，德国的电力消费量比去年同期下降了5.7%。
图1： 3月中旬至5月初欧洲各国每周平均电力负荷相比历史均值下降幅度 (%)
来源 Refinitiv Eikon， ENTSO-E
而从近期的电网负荷数据来看，欧洲各国的电力需求仍然恢复缓慢。自5月初以来，欧洲各国陆续放松封禁措施，分阶段的复工复学。西欧南欧各国的电力需求虽然陆续有所回升，但仍然低于往年同期水平。图2显示，截止到7月底，大部分国家的周平均电力负荷都还在历史均值以下。
图2： 4月底至8月初欧洲各国每周平均电力负荷相比历史均值下降幅度 (%)
来源 Refinitiv Eikon， ENTSO-E
以第30周(7月20至26日)的数据为例，德国的周平均负荷仍低于历史均值9.7%，英国为-8.3%。法国奥地利荷兰等国则比历史均值要减少2%-3%。一个主要原因是第三产业在这些国家的经济结构中比例略高，而疫情后服务业旅游业等的恢复非常缓慢，拉低了电力消费。各大分析机构预测欧盟经济在今年因疫情将大幅衰退8-9%，这将继续压低能源需求。近几周内南欧比利时的病例反增，也引起了对’第二波疫情’的担忧，都将继续影响经济活动以及电力需求的复苏。
图3： 7月20至26日欧洲各国每周平均电力负荷相比历史均值下降幅度 (%)
来源 Refinitiv Eikon， ENTSO-E
最新趋势之二： 电力市场价格低于往年
不仅仅欧洲电力需求因为疫情冲击而走低，煤炭和天然气等燃料价格也在第二季度下降，这都压低了电力现货市场的价格。图4为欧洲各国近两年来的月平均电力价格，分为基本负荷和峰值负荷。可以看出，大多数国家的电价水平都在三四月份开始一路走低，西欧和英国的现货月均电价约为往年水平的50%，五月份的基本负荷电价平均只有15欧元/MWh。北欧电力价格更是一跌再跌至20年最低，目前在2.5欧元/兆瓦时。这主要因为挪威今年水力充沛和欧洲大陆进口电力需求下降，使得北欧电力市场电力供给充足。只有波兰的现货电价在近期随着欧洲碳市场配额价格的上涨而回升，但也还是略低于往年同期水平5至10欧元。以上价格为批发电价，居民和工业电价还包括其他税和费用。
图4： 欧洲各国近两年来的月均电力价格(基本负荷和峰值负荷， 欧元/兆瓦时)
来源： Refinitiv Eikon， 各电力交易所
最新趋势之三： 欧洲可再生能源发展势头保持强劲
压低电价的因素，除了用电量减少和燃料价格下降以外，也包括可再生能源发电的出力强劲。近年来欧盟实施多种政策手段鼓励清洁能源的发展，尤其推动了风力光伏的发展。在2019年，可再生能源发电占到了欧盟总发电量的35%。这一比例在今年上半年更是上升到了40%，超过了化石能源的占比。
以德国为例，下图显示自2010年以来其风电装机容量从20GW翻倍到目前近60GW，其中包括8GW海上风电。德国光伏装机则从不到10GW，上升到现在的超过50GW。即使是在今年受疫情影响之下，德国近期的可再生能源项目拍卖中，光伏项目依然跑赢纷纷中标。这主要因为各方对于能源安全更加关注，反而更青睐于可再生能源。
图5： 德国自2010年以来的风电和光伏装机容量发展趋势
来源： Refinitiv Eikon， 德国电网
可再生能源装机发展迅速，而今年上半年的天气状况又特别助力西北欧，进一步提高了风电光伏的出力功率。今年二三月份，德国风电的平均出力水平都高于历史正常值(下图左)，在2月份的月均出力高达30GW。而光伏的出力功率更是基本上都在历史正常值之上，在四月至七月份，周平均光伏发电多次高达10GW。
图6： 德国月均风电出力和周均光伏发电发展趋势 (MW)
来源： Refinitiv Eikon， 德国电网， EEX
最新趋势之四： ‘负电价’ 频繁发生
欧洲电力市场近期的发展趋势之中，还有一点就是’负电价’频发。今年上半年西欧各国的现货电力市场约有100-200小时价格为负值，这远远高于往年的小时数。而且多个国家包括挪威在内都是首次出现电价为负。造成这一现象频繁发生的主要原因是电力需求低迷叠加可再生能源出力强劲，而传统发电机组比如煤电核电缺乏启停灵活性，容易造成某些小时段的电力供给大于需求。因此电力交易市场会实施负电价，来激励灵活性的发电资产减少供给或者需求侧增加用电量，来保证平衡稳定电网。
在7月26日，西欧各国就出现了连续几个小时的负电价。如图7 左图，当日EPEX SPOT电力交易所价格显示，下午14时，丹麦德国荷兰比利时的现货电价均为负值，其中德国的最低，为负44.97欧元/兆瓦时。这在右图中各国7月25至26日的分时电价图中也能明显看出。
图7： 欧洲各国7月25-26日每小时现货电价 (欧元/兆瓦时)
来源： Refinitiv Eikon， EPEX SPOT，电力交易所
而如果详细来看26日德国的分时电力供需，也不难理解为什么会出现负电价。在当日14日，德国的风力光伏出力高峰期叠加，发电能力高达近40 GW，而26日为周日，电力需求本来就比工作日更低，仅为45.6 GW。这样一来，风电光伏再加上缺乏灵活性的核电煤电，以及气电和蓄能装机，总供给高达57GW，远远超过了那个时段的电力负荷，所以造成了电力交易市场的负44.97欧元电价。
图8： 德国每小时电源供需结构(7月17日至26日，GW)
来源： Refinitiv Eikon， EEX
无独有偶，英国也同样因为电力需求低迷以及风光出力强劲，而多次出现电价为负。比如在5月10日英国电网为了平衡电力系统供需，要协商暂时关停风电场和激励需求侧管理。同时还有报道英国电网也和法国电力公司EDF协商，付款将1.2 GW的Sizewell B 核电站运行容量减半，以免在夏季度假期间电力需求锐减，风光出力高峰时段会再次影响电网稳定。
欧洲电力市场最新动向总结
综上所述，今年欧洲各国电力需求因疫情影响而大幅下滑，又因经济前景萧条而恢复缓慢。相比之下，可再生能源近年来装机发展势头强劲，占发电量的比例日趋增高。疫情使得各方对能源安全更加重视，反而更加青睐于可再生能源。欧盟的绿色复苏计划中也包括了进一步推动清洁能源发展的政策手段。近期以来，欧洲负电价频繁发生，反映了电源灵活性对电力系统的重要性，这是各国电力系统在应对高比例可再生能源消纳的挑战时必须考虑的问题。
