欧洲电力系统面临哪些挑战新能源能否破局.docx

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/Mwh 70060050040030020010020182019202020212022EUR/Mwh 700600500400300200100201820192020202120220D1D91D181D271D3610D1D91D181D271D361资料来源：Bloomberg 中信期货研究所资料来源：Bloomberg 中信期货研究所图 7： 英国日前电价图 8：北欧四国日前电价欧元/MWh 70060050040030020010020182019202020212022EUR/Mwh 40035030025020015010050201820192020202120220D1D91D181D271D3610D1D91D181D271D361资料来源：Bloomberg 中信期货研究所资料来源：Bloomberg 中信期货研究所电力批发价格带动欧洲多国终端电价大幅上行。欧洲终端用户电力账单构成中包含四个基本要素：能源采购、电网输送费用、各项税费、以及增值税。其中各项税费的收取标准及项目在不同的地区和国家有不同的政策。(下文会对德国电力账单做具体的拆解) 截止 10 月，EU27 国首都居民用电平均价格达到了35.85 欧分/kWh,约 2.67 人民币/kWh。具体到国家，罗马、柏林、斯德哥尔摩、伦敦等首都城市平均终端电价超过 EU27 平均水平，分别达到了 70、63、47、及 42 欧分/kWh。图 9： 欧洲部分国家首都 2022 年居民终端电费欧分/kWh能源费用电网费用税费增值税80706050403020100罗马柏林斯德哥尔摩伦敦马德里巴黎华沙EU27数据来源: 网络公开资料 中信期货研究所德国终端电价大幅上行，电力采购分销及电网成本占比快速提高。截至7 月，德国居民端电力账单中的能源采购及分销成本为 26.39 欧分/kWh，较 2022 年 1月上行 17.1，较 2021 年增长 67.8；工业端电力账单中能源采购及分销成本为37.33 欧分/kWh，较 2022 年 1 月上行 40.4，较 2021 年增长 203.5。从占比来看，2020 年以前，居民端电力采购分销费用占 24.1，电网费用占 24，合计约 48；工业端两者合计占 49.7。2022 年 1 月，居民端电力采购分销费用占 38.9，电网费用占 21.8，合计约 60；工业端两者合计占比高达 80。图 10： 德国居民端电费图 11： 德国工业端电费欧分/kWh 4030电力采购分销电网及计量费用增值税市政税EEG新能源税热电联产附加费独立电网分摊费离岸风电税可关闭负载附加费电力税欧分/kWh 50采购,电网，分销成本市政税EEG新能源税热电联产附加费独立电网分摊费离岸风电税可关闭负载附加费电力税40302020101002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 1月 7月02012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 1月 7月2022 2022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2022 2022德国各项电力税费历史趋势上行，能源危机后通过降税缓解压力。2012 年- 2020 年，德国居民端税费总额从 11.59 欧分/kWh 增长 42.8至 16.55 欧分/kWh。德国工业端税费总额从 3.81 欧分/kWh 增长 103至 7.75 欧分/kWh。不论消费是居民还是工业端，电力税、市政税没有发生变化，但 EEG 新能源税、热电联产附加费、独立电网附加费、离岸风电税均出现增长。增长的主要原因是对新能源发电的持续补贴。图 12： 德国电力账单中占比较高的主要税种EEG 新能源税可再生能源激励政策，推动可再生能源大规模发展，补贴可再生能源电价高于市场价的部分。原计划 2023 年取消，现提前至 2022 年 7 月。介绍税种热电联产附加费热电联产（CHP）工厂的运营商可以获得电力保证价格，保证价格与实际价格之间的差额由此附加费补足由于部分终端消费者（主要为电力密集型用户）可以从本地电力运营商获得较独立电网分摊费低的电价，因此输电系统运营商（TSO）必须补偿本地电力网络运营商因这些低费用而造成的损失。离岸风电税如果电网运营商未能及时连接海上风电场并销售其产生的电力，则必须支付赔偿金。运营商可以通过此征税将这些成本转嫁给消费者。电力税对电力消费征税（生态税）数据来源: 网络公开资料 中信期货研究所能源危机后新能源收益大幅上行，德国开始取消 EEG 新能源补贴。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；能源危机开始后，在 2021 年底取暖季及 2022 年 7-8 月 TTF 价格暴涨的时间范围内，出现过超过 180 欧元/MWh 的超额收益。因此，德国在 2021 年度下调 EEG 新能源税，在 2022 年 7 月取消 EEG 新能源税。图 13： 德国新能源“捕获价格”60欧0 元/MWh离岸风电岸上风电光伏50040030020010002017/1/1 2017/9/1 2018/5/1 2019/1/1 2019/9/1 2020/5/1 2021/1/1 2021/9/1 2022/5/1资料来源：路透 中信期货研究所图 14： 德国居民端电费税款构成走势图 15： 德国工业端电费税款构成走势欧分/kWh 20151050市政税EEG新能源税热电联产附加费独立电网分摊费离岸风电税可关闭负载附加费电力税增值税欧分/kWh9876543210市政税EEG新能源税热电联产附加费独立电网分摊费离岸风电税可关闭负载附加费2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 1月 7月2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 1月 7月2022 2022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2022 2022（二）欧洲电力市场边际定价模式使电价与化石能源绑定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。边际定价的上网的顺序主要考虑发电机组调峰能力。最后市场供需形成的电价主要取决于满足最后一兆瓦的发电机组。从调峰能力来进行排序，欧洲电力市场形成了按新能源、水电、核电、煤炭、及天然气的上网顺序。因此，欧洲电价被传统能源的价格绑定。对 2015 年至今的 TTF 现货价格与德国日前电力价格做回归分析，我们可以得到 R2 为 0.87 的拟合曲线。图 16：欧洲电力边际定价模式数据来源: 网络公开资料 中信期货研究所图 17： 德国日前电价 vsTTF 现货800EUR/MWh德国日前电价7日平均TTF现货价(右轴）35070030060025050020040015030020010010050002019/01 2019/06 2019/11 2020/04 2020/09 2021/02 2021/07 2021/12 2022/05 2022/10数据来源: Bloomberg 中信期货研究所（三）地缘危机叠加极端气候, 助长能源危机极端气候破环欧洲发电供给侧，迫使 2022 年夏季欧洲电价气价急剧上升。2022 年夏季北半球遭遇极端高温，欧洲多地气温突破历史记录。莱茵河等河流水位急速下降，导致水电及核电出力不及预期，均为近五年最低水平。图 18： 欧洲夏季极端高温数据来源: NOAA 中信期货研究所图 19： 欧洲核电高频发电量图 20： 欧洲水电高频发电量GWh20202021 20221800016000140001200010000800014000120001000080006000GWh20202021 20226000W1 W4 W7 W10 W13 W16 W19 W22 W25 W28 W31 W34 W37 W40 W43 W46 W49 W524000W1 W4 W7 W10 W13 W16 W19 W22 W25 W28 W31 W34 W37 W40 W43 W46 W49 W52资料来源：Bloomberg 中信期货研究所资料来源： Bloomberg 中信期货研究所为弥补核电及水电缺口，2022 年 5-8 月天然气发电量同比转正。2022 年 1-4 月天然气累计发电量同比下行 6.44，延续了 2021 年天然气高价下欧洲减少天然气发电量的趋势。在夏季水电及核电出力不佳的情况下，叠加煤炭重启装机量有限，天然气发电量在 5-8 月激增。EU27 天然气发电量 5-8 月累计同比增加 16，1-8 月累计同比增加 3.11。TTF 天然气价格也是在此情景下，在 2022 年 8月创下了 340 欧元/MWh 的历史之最。（四）欧洲电价短期难以重回供需基本面电价回归供需基本面仍需时日，预期 2023 年电价依旧跟随化石能源波动。参考“【中信期货能源转型与碳中和】能源危机退潮，但风险扰动犹存 2023 年度策略报告”中对 2023 年天然气及煤炭的供需平衡判断，海外煤炭及天然气价格重心或有所回落，但煤炭供应仍缺乏弹性，天然气供需继续紧平衡。根据欧洲核电出力模型及路透水力发电预测模型，2023 年核电及水电将持续低于常值。法国核电运行比例与欧洲核电发电量的回归分析证明法国核电与欧洲核能出力情况呈高度相关，R2 高达 0.89。因此通过法国核电的预期检修计划可推算出法国核电运行比例及欧洲核电发电情况。根据法国电力夏季出具的检修计划推算，法国核电在 11 月应恢复至 83左右，但持续推迟的检修计划和罢工活动拖慢了修复进程。此外，根据路透的预测模型，2023 年德国与法国水电全年平均发电量将分别低于常值 14.6和 9.3。图 21： 法国核电运行比例 VS 欧洲核电周度总发电量 图 22： 欧洲及法国核能发电量对比R² = 0.8909GWh 1600015000140001300012000110001000090008000700060003545556575欧洲核电发电量(周度）法国核电发电量（周度） 法国核电运行比例（右轴）法国核电发电量占比（右轴）GWh16000140001200010000800060004000200002021/102022/012022/042022/072022/109080706050403020100资料来源：路透 Bloomberg 中信期货研究所资料来源：路透 Bloomberg 中信期货研究所图 23： 德国 2023 年水力发电预测图 24：法国 2023 年水力发电预测GWh/周 42010-9025-75 常值预测值GWh/周 300010-9025-75 常值预测值37025003202000270150022010001705001202022/112023/12023/32023/52023/72023/902022/112023/12023/32023/52023/72023/9数据来源：路透 中信期货研究所数据来源: 路透 中信期货研究所从历史上来看，在天然气价格和气候较为平稳的年份，欧洲电价的波动通常由电力负荷与机组出力之间的平衡来决定。以 2017 德国为例，电价的上行与下降与德国电力供需差的边际变化来决定，当电力供需差（出力-负荷）环比上行时，电价通常会下降；当电力供需差环比下行时，电价上涨。与此同时，电价与负荷变动也呈现出一定周期性，交替出现上涨与下降。图 25： 德国电价 vs 德国日度电力供需环比2017年德国日度供需差环比变化（7日平均）602017年德国电力价格（右轴）EUR/MWh8040602040020-20-400D1D91D181D271D361资料来源：Bloomberg 中信期货研究所三、欧洲电网压力逐年上升，电力负荷在取暖季面临压力（一）德国发电顶峰容量逐年下降，电力系统愈发脆弱新能源装机出力波动高，传统能源仍是调峰主力。从电力平衡的角度来讲，光伏及风电不利于整体电网运行。不论是季节性的出力比例还是日间的出力状 况都有较大的波动性。综合 2018-2022 年的出力情况来看，光伏发电在 6 月出力 比例最高，12 月出力情况最低，分别为 18.16及 2.03；风力发电在 2 月出力比例最高，6 月出力情况最低，分别为 34.13及 13.18。电力系统出力比例逐年下降，取暖季或极端气候时期电力平衡具有挑战。从德国各类型发电装机数量来看，2018 年-2022 年，火电装机下降 8936MW，核电装机下降 5460MW，风电合计装机增加 6800MW，太阳能装机增加 15230MW，总装机量增加 7872MW。装机结构上呈现出新能源替代传统能源的趋势，由此也产生了电力系统面对尖峰负荷时出力困难的情况。欧洲大陆的取暖季在本文中的计算区间为 10 月至次年 3 月底，实际取暖周期或因气候因素向前或向后延申。从 2018 年德国电力系统出力比例的趋势来看，排除冬夏的季节性因素，整体出力比例下行。图 26： 德国近五年 1-12 月新能源出力比例图 27：德国电力系统出力比例40%35%30%25%20%15%10%5%0%光伏风电1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月40德国发电容量/总装机容量35302520151050数据来源：Bloomberg 中信期货研究所数据来源: Bloomberg 中信期货研究所图 28：德国 2018-2022 装机容量变化（柱状图）及取暖季不同月份实际发电出力（折线图右轴）单位：MW300000750002500007000020000065000150000600001000005500050000020182019202020212022核电水电煤炭天然气生物质光伏风电其他12月实际出力容量 1月实际出力容量 2月实际出力容量 3月实际出力容量取暖季平均实际出力容量50000资料来源：Bloomberg 中信期货研究所（二）取暖季电力负荷与气温高度相关电力负荷与气温季节性负相关交替。与我国发电负荷季节性相反，德国及欧洲的发电负荷高峰通常出现在冬季。在每年 10 月份之后，日度平均负荷会从 55000MW 逐步在次年 2 月左右上升至接近 70000MW，之后震荡回落。夏季 6-8 月份，日度平均负荷基本维持震荡，无大幅上行或下行趋势。此外，由于节假日及周末的电力负荷通常偏低，因此与气温的相关性较低。在剔除出节假日及周末后，我们对日间最高气温与日间平均气温进行拟合后，得出 R2=0.84 的曲线。观察曲线，可以发现工作日用电负荷在 25 摄氏度以下呈现负相关属性，且敏感度较高，在 25 摄氏度以上呈现正相关属性，但敏感度相对偏低。图 29： 德国日间最高气温 vs 日度平均负荷图 30：德国工作日用电负荷 VS 日间最高气温40摄氏度35302520151050-5-10日度最高气温日度平均负荷MW 7500070000650006000055000500004500040000MW7500070000650006000055000500004500040000R² = 0.843摄氏度2017/012018/012019/012020/012021/012022/010.05.010.015.020.025.030.035.040.0数据来源：Bloomberg 路透 中信期货研究所数据来源: Bloomberg 路透 中信期货研究所图 31： 德国气温与日度平均负荷分月份拟合月份温度区间线性回归方程敏感度（MW/)R2相关性1-3 月-6.2 , 21.4y=-433.97x+67663-4330.64-0.84-6 月3.5 , 32.4y=-164.3x+61873-1640.21-0.467-9 月11.1 , 35.5y=-58.47x+58771-580.03-0.1510-12 月0.6 , 23.9y=-350.38x+66311-3500.48-0.69数据来源: Bloomberg 路透 中信期货研究所电力负荷与气温敏感度最高的月份是 10 月-3 月，4-9 月相关性差敏感度低。将一年分成均等的 4 个周期，并分别进行拟合及相关性分析可得出上表中的季节性敏感度。整体来看，1-3 月电力负荷与日间最高气温的相关性最高，达到-0.8；气温每降低 1 摄氏度，电力负荷增加 433MW。10-12 月电力负荷与日间最高气温也有不错的相关性，达到-0.69，敏感度度为-350MW/。而 4-9 月的相关性表现较差，敏感度也相应降低。冬季使用日间最高气温拟合效果更好，夏季使用平均温度拟合相关性更高。为了更加细化不同月份电力负荷与气温之间的关系，我们对具体月份及当日最 高、最低、平均气温进行相关性分析。从下表中可以发现，气温与电力负荷相 关度最高的月份为 2 月、12 月、6 月、8 月。在 2 月，使用最高气温进行预判效 果好于使用平均或最低气温，而在 6 月及 8 月平均气温相对有更好的模拟效果。图 32：2019 年德国气温与日均负荷分月相关性系数2019 年最高气温平均气温最低气温1 月-0.47-0.47-0.452 月-0.90-0.85-0.553 月-0.54-0.45-0.104 月-0.55-0.56-0.535 月-0.39-0.27-0.136 月0.620.670.657 月0.340.280.178 月0.630.690.679 月-0.260.070.3610 月-0.24-0.130.1111 月-0.35-0.28-0.2112 月-0.75-0.77-0.78数据来源: Bloomberg 路透 中信期货研究所（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未来 5 个月即 2022 年 12 月-2023 年 4 月，德国依然面临较大的电力负荷压力。根据气温与电力负荷的关系，结合模型预测结果与历史真实数据的平均偏离度，我们生成了德国未来 5 个月的电力供需情况。短期来看，受到寒潮影响2022 年 12 月 10 日之后的工作日电力供需偏紧，电价预期上行。长期来看，德国 2022-2023 年取暖季的电力供需缺口依然较大。（注：12 月气温使用路透天气预测数据，2023 年 1-4 月采用 2012-2022 年历史同期日间最高气温平均值）图 33： 德国未来半年工作日电力负荷预测MW0预测值浮动范围预测供需差 电力负荷预测历史供需差（右轴）2022年电力负荷000000800015000700010000600050005000040003000-50002000-10000数据来源: Bloomberg 路透 中信期货研究所四、新能源持续增长对电力市场带来机遇与挑战尽管能源危机引发市场对于碳中和目标的疑虑和对现实的部分妥协，但碳中和依然是各国长期的发展目标。因此，在以新能源为主的能源转型道路上，如何使新能源缓和的融入电力系统是未来市场的发展方向。统一电力系统通过欧洲范围内的能源互补，促进了欧洲新能源的装机消纳，减少了欧洲电力基础设施的成本，降低了用户的用电成本。因此欧洲统一电力 市场可以一定程度上为建设我国统一电力市场提供参考，但近年来新能源装机 高增对能源安全带来的派生问题也同样值得警惕。（一）新能源收益率在未来或长期保持高位能源危机抬高传统能源价格中枢，新能源收益率长期收益。光伏、风电等新能源边际成本基本趋近于零，而收益会随着上网电价上行或下降。由于新能源在欧洲采取优先上网的模式，新能源的实际收益价格通常低于当日电网中的电力基荷价格， 因此新能源从电网中获得的实际收益被称为“ 捕获价格（Captured Price）”。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。参考“【中信期货能源转型与碳中和】能源危机退潮，但风险扰动犹存2023 年度策略报告”，2023 年气价、电价重心相对 2022 年回落，但将依然保持高位。于此同时，从路透对未来三年新能源“捕获价格”的预期，未来新能源收益或将持续高位。有关欧洲光伏收益率在能源危机中的表现和未来光伏收益率的分析，请敬请期待下一篇专题报告。图 34： 德国新能源历史“捕获价格”图 35：德国新能源“捕获价格”预期欧元/MWh 600离岸风电岸上风电光伏 180欧元限价欧元/MWh 600离岸风电岸上风电光伏500500400400300300200 20010010002017/1/1 2017/12/1 2018/11/1 2019/10/1 2020/9/1 2021/8/1 2022/7/102022/12/12023/7/12024/2/12024/9/12025/4/12025/11/1数据来源：路透 中信期货研究所数据来源: 路透 中信期货研究所（二）储能设备提高电力系统稳定性储能设备有助于应对电网临时负荷，起到削峰填谷的作用。从上文第三章逐年下降的德国发电顶峰容量可以看出，高新能源发电比例导致电网应对超预期负荷的能力已经开始下降。2018-2022 年，德国的电力平均出力比例已经从 28下降至 23左右。因此不论是平衡日间电力供需，或是应对极端气候的扰动，都需要从供给侧、电网侧、需求侧发展储能。供给侧储能提高发电灵活性，提高新能源消纳率。2021 年中国及世界的储 能装机量分别为 46 和 209GW，增速分别为 29及 9.6。不论是中国还是世界，目前的储能装机量及装机增速均低于新能源的装机增速，从而造成了电力出力 比例下降的问题。一方面，储能可以作为电力系统中的备用容量参与辅助市场，提供一次二次三次调频服务。另一方面，储能设备比传统能源及新能源具有更 快的调频响应速度，能够在短时间内响应电力系统中的负荷。图 36： 储能设备装机量GW 250中国储能装机全球储能装机全球储能装机增速中国储能装机增速352001503025201001510505002015201620172018201920202021数据来源: CNESA 中信期货研究所电网侧储能促进电力的可调度水平，降低区域间电力系统波动。电力的再调度和新能源限电是欧洲输电系统管理电网不平衡的常用手段。当电力系统中的某节点遇到阻塞时，输电运营商需要在阻塞的一侧提高发电量，另一侧降低发电量。过去通常输电网需要调配两侧的传统发电厂（>10MW）进行阻塞平衡，但配置分布式储能和新能源发电端可以缩短供电端与过载点的距离，因此能够更细化的处理电力供需不平衡。欧洲新能源限电与电力再调度类似，主要目的是保护电网运行的安全性， 输电网有权利要求小于 25kW 的光伏系统在功率高于 70时被限电。尽管电网运营商需要向电厂支付赔偿，但最终的成本依然由终端消费承担。电网侧储能在 面临上述问题时，由于暂存电力及快速响应的功能，可以减少新能源限电频率，提高消除阻塞效率，降低电网系统整体运行风险及成本。用户侧储能可以从提高新能源自用率、日间价差套利。以分布式光伏为例，配套储能时能够提高业主自用率，从而抬高光伏整体收益率。假设光伏组件为1.9 元/W，当业主自用率从 50提高至 90时，分布式光伏的平均收益率从 9.29提升至 14.61。（光伏收益率详见“【中信期货研究】大宗商品视角下的光伏产业系列专题之下游篇：光伏电站收益率”）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IRR