不只是环保利好：欧盟风电与光伏发电首次全面超越煤炭和天然气

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2025年，欧盟风能和太阳能发电量首次超过所有化石燃料发电总和。这一里程碑式的进展不仅对气候保护意义重大，也在削弱欧盟对外部能源的依赖。不过，专家同时警告称，来自天然气出口国的“能源勒索”风险依然不容忽视。



根据智库ember发布的一份分析报告，2025年欧盟电力结构中，超过30%的电力来自太阳能和风能，而化石燃料发电占比为29%。这是可再生能源首次在这一关键指标上实现对传统化石能源的反超。

如果将水电、生物质能等其他可再生能源也计算在内，2025年欧盟可再生能源发电占比高达47.7%，几乎占据电力生产的一半。与此同时，核能发电占比为23.4%。报告还指出，煤电在2025年的占比降至9.2%，创下历史新低。

不过，欧盟在天然气方面的依赖仍然较为明显。与2024年相比，2025年天然气发电在电力结构中的占比上升至16.7%，增加了约8%。ember指出，这意味着欧盟在能源安全方面依旧面临挑战。

报告作者强调，2025年欧盟仍然存在遭受化石燃料出口国能源讹诈的风险。“加大对本土可再生能源的投资，是降低这一风险的核心战略。当前的地缘政治局势依然充满不稳定性，”ember在报告中写道。

早在去年年底，欧盟已就能源安全问题达成共识：最迟将在2027年底前彻底摆脱对俄罗斯天然气的依赖。根据计划，基于长期合同的俄罗斯管道天然气进口将最迟于2027年11月1日全面停止。该进口禁令将作为现有制裁措施的补充，确保欧盟成员国在长期内实现能源来源多元化，降低被能源供应“要挟”的风险。

与此同时，ember也提醒欧盟警惕对其他单一供应国的过度依赖，尤其是来自美国的能源进口。“过度依赖单一供应方会削弱欧盟在地缘政治博弈和贸易冲突中的谈判地位，并危及整体能源安全，”报告指出。

ember认为，通过扩大电池储能规模、强化电网建设以及提升用电需求侧管理能力，欧盟有望进一步提高风能和太阳能在能源结构中的占比。这不仅能增强能源供应安全性，也是实现电价长期稳定与可预期性的关键。

开心果

风光终于把“煤老大+气老二”按在板凳上了。这不只是环保里程碑，更是地缘政治和电力市场结构的一次换挡。下面把这件事拆开看，哪些是确定性的红利，哪些是容易被忽略的坑。

一、为什么会在现在“反超”
- 成本因素：风电、光伏的度电成本已长期低于新建化石机组，且融资环境逐步适配PPA/CfD等低风险机制，装机惯性在2024–2025年集中兑现。
- 需求与燃料价：电力需求温和恢复，但天然气批发价相较2022高峰明显回落，气电在“顶峰与补缺”里更活跃，煤电在ETS与政策夹击下继续退场，份额降至历史低位。
- 资源与核电：欧洲多地风资源年景不错；核电（尤其法国）检修节奏较2023年更平稳，但整体仍以“基荷+调峰受限”为主，给风光让出更多可变负荷空间。

二、这不是“躺赢”：三大风险别忽视
- 价格波动与弃风弃光：风光占比上来后，尖峰与低谷价差加大，负电价与限发更常见，若储能与电网不跟上，会挤压可再生项目现金流与银行可融资性。
- 天然气“最后一公里”依赖：即使总份额下降，气电仍是系统灵活性的“消防栓”。全球LNG供应受地缘事件、设施检修的扰动很灵敏，价格风险仍能传导至欧盟电价。
- 供应链与单一依赖的“形变”：摆脱俄气不等于安全上岸。若对单一LNG来源或单一光伏/风机供应链国家过度集中，谈判地位与韧性仍会打折。

三、政策与系统侧“要点菜”
- 电网与灵活性三件套：
  1) 网：跨区互联与配网数字化并举，尽快疏通并网排队与拥塞（更多HVDC、动态线载流、配网储能）。
  2) 储：规模化电化学储能参与能量+辅助服务“堆叠收益”；长期储能（抽蓄、热储、氢储）布局季节性平衡。
  3) 需：需求响应常态化——动态电价、工业可中断负荷、数据中心与电解槽“跟风跟光”负荷。
- 市场设计微调：
  - 提升可再生现金流稳定性：更多差价合约（CfD）、标准化中长期PPA，降低融资成本。
  - 灵活性定价：容量机制/灵活性市场为快速调峰与长期储能提供可投资的收入曲线。
  - 更细粒度的价格信号：从日内到实时、从国家价到更细的分区定价，减少“错误选址”和无谓拥塞。
- 供应安全与多元化：
  - LNG与管道气来源多元、合同更“可中断/可转售”，避免把对俄依赖换成对另一家“单一大户”的依赖。
  - 本土气源替代：生物甲烷、需求侧节气、热泵电气化与建筑保温协同推进，削掉冬季尖峰。

四、对产业和投资的直接含义
- 发电侧：
  - 光伏与陆上风的“量”不再是唯一KPI，“可并网、少限发、低融资成本”的“质”更关键。选址看网、看价、看消纳。
  - 海上风将是增量大户，但需更强的并网与运维保障，以及更长周期的价格锁定。
- 储能与灵活性：
  - 电池储能迎来“能量套利+辅助服务+容量”复合商业模型，收益不再单押一个口子。
  - 工业可转移负荷、数据中心需求响应、电解槽耦合（绿氢当“超长续航电池”）进入实盘期。
- 用能与制造：
  - 中午低价谷与夜间高价峰更明显，企业PPA、虚拟PPA与负荷转移成为成本控制利器。
  - 供应链本土化机遇与挑战并存：风机零部件、逆变器、储能系统的欧洲制造与认证体系迎窗口期。

五、和天然气的“正确关系”
- 短期（1–3年）：把气电当“灵活性保险”而非“基荷替身”。明确容量报酬与低利用小时商业模型，避免“用得着时没人投、用起来时赔不起”的悖论。
- 中期（3–7年）：随着储能与需求响应铺开，气电利用小时继续下探，更多机组转向应急与季节调峰角色。
- 长期（2030+）：季节性储能、区域互联与电制氢消纳共同削减对化石气的系统性需求，保留少量高效率机组作为韧性底座。

六、接下来要盯的“风向标”
- 并网与限发数据：限发率是否持续下降，说明网/储/需是否跟上。
- 价格结构：负电价时长与峰谷价差变化，决定储能与需求响应的盈利预期。
- LNG合同结构与来源分散度：美国、卡塔尔、非洲份额与合同灵活性。
- ETS与政策稳定性：碳价与市场设计的可预期性，直接影响可再生与灵活性资产的融资成本。
- 电解槽与绿氢负荷的“随风逐日”程度：是否真正成为消纳与季节平衡的有效工具。

一句话总结：风光占比首次全面超越化石燃料，标志着欧洲电力系统从“以燃料为中心”向“以灵活性为中心”转型。下一步的胜负手，不在于再装多少GW，而在于把每一度清洁电送得到、用得掉、值得钱。风光二字，现在不只是风景，也是系统工程。
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