中东欧国家可再生能源投资机遇分析

气候变化与能源安全的双重挑战促使各国加快向清洁能源体系转型。中东欧国家具有优越的地理位置、相对完善的工业基础以及明确的能源转型政策导向。2024年以来，中东欧国家经济逐渐摆脱地缘冲突影响，电力需求呈现稳步回升的态势，为可再生能源投资提供了有利的市场条件。波兰与罗马尼亚作为中东欧国家的典型代表，不仅在经济规模、产业结构方面具有相似性，也在能源转型方面展现出积极的政策意愿。本文深入分析两国电力市场的供需动态、政策框架及价格机制，以期为“走出去”企业把握中东欧可再生能源投资机遇、规避海外风险提供参考。

电力需求端的变化

当前，电力需求作为经济运行的先行指标也已明显回暖。2024年，欧洲全境用电量已扭转下降趋势并同比增长1.4%，达到5067TWh，电力消费水平稳步回升。据国际能源署预测，2025—2027年欧洲电力需求年均复合增长率将维持在1.5%—2.0%，其中工业与制造业部门的需求回暖是核心驱动力。随着人工智能产业的蓬勃发展，数据中心的电力需求也呈现爆发式增长。国际能源署已上调欧洲的数据中心电力需求增长预期，预计到2030年数据中心电力需求将达到200TWh—250TWh，相当于为欧洲的电力需求增加0.7%—1.0%的额外年均增速。这种结构性变化也对电力供应提出了更高要求，从而为可再生能源发展创造了新的市场空间。

中东欧国家经济增长韧性较强，增速普遍高于欧洲平均水平。随着西欧制造业持续向东转移，中东欧国家也依托工业与制造业部门的快速复苏推动了电力需求的乐观预期。以波兰和罗马尼亚为例，两国的优势产业均以汽车、化工与金属冶炼等高耗能产业为主，2025年两国的固定资产投资与资本品需求增速均超过5%，制造业产出增速则达到10%以上。波兰《国家能源与气候计划》预测，到2030年，波兰全社会用电量将达到200TWh，2040年将进一步增至270TWh，年均复合增长率约为3.0%。罗马尼亚预计到2030年全社会用电量达到64TWh，年均复合增长率约为2.7%。以上两国电力需求的增速均高于欧洲的整体平均水平。

电力供给端的转型

近年来，欧洲逐步加速推动电力系统的绿色化改造，以实现2030年减排55%、2050年实现碳中和的“Fit for 55”目标，到2030年，欧洲光伏装机容量将达到600GW、风电装机容量将达到480GW以上。中东欧国家的绿色电力发展起步较晚，目前仍有较高比例的煤电，因此自2025年起，中东欧国家也普遍加快了绿色电力的发展步伐。

波兰作为欧洲最大的煤炭生产国和消费国，其能源结构转型路径的规划尤为重要。目前，波兰总电力装机容量约为66GW，其中可再生能源装机容量约为30GW。根据波兰政府规划，到2030年，波兰光伏装机容量将达到30GW，陆上风电装机容量将达到16GW，海上风电装机容量将达到6GW，可再生能源装机容量年均增速约为9%。为平抑可再生能源发电的不稳定性，波兰政府规划建造超2GW电池储能项目，以提高电网的灵活性。波兰计划在2030年以前增加约6GW的燃气轮机容量以作为过渡电源，同时将逐步淘汰煤电机组。预计到2030年，波兰国内的年均煤炭消耗量将不超过3000万吨，同时煤电装机将从目前的32GW下降至15GW—20GW。

罗马尼亚的能源结构与波兰存在一定差异，可再生能源发展基础相对较好。目前，罗马尼亚的总电力装机容量约为24GW，其中可再生能源装机容量为16GW，包含水电7GW、光伏4GW以及风电5GW。尽管可再生能源占比较高，但罗马尼亚的能源结构也面临一定的结构性问题。一是化石能源对外依存度过高，2022年罗马尼亚的原油进口依赖度超过75%，煤炭进口依赖度也超过了25%。二是在现有可再生能源装机中，水电占比较大，而风电、光伏等可再生能源开发不足。为此，罗马尼亚制定了较为积极的可再生能源转型目标：在2030年前新增4GW光伏以及4GW风电，到2050年光伏装机容量达到33GW、风电装机容量达到21GW，即可再生能源装机容量的年均增速约为8%。储能方面，罗马尼亚的电池储能容量目前仅有130MW左右，预计2030年达到1200MW、2035年达到2000MW。罗马尼亚的能源转型路径较为积极，计划在2030年前通过退役煤电机组将煤炭进口比例降至零，2050年将国内煤炭消费量降至接近零水平。为平抑可再生能源发电的不稳定性，罗马尼亚政府计划在2030年前新增2.6GW燃气轮机，使燃气总装机达到4.4GW，并计划在2036年前在燃料中使用50%以上的绿氢。

可再生能源投资经济性分析

中东欧国家的电价相对欧洲其他地区通常保持在较高的水平，这一现象主要受总体需求、能源结构、互联成本以及外部冲击等多方面因素影响。随着中东欧国家的制造业复苏以及对西欧产业转移的承接，其电力需求将会持续增长。同时，供给侧绿色电力的改造也增加了电网和发电企业的压力，从而在供需两端共同支撑了中东欧国家的电价保持在较高水平。较高的电价将为可再生能源项目投资提供基本的收益保障，是评估中东欧可再生能源投资可行性的关键因素。

理论上，欧洲的电网互联可缓解区域供需矛盾，如西欧、南欧和北欧等欧洲其他地区电力均价较低，欧洲也通过一体化电网向中东欧国家输送了一定电力以保障电力供给，但仍无法充分满足中东欧国家日益增长的电力需求。如需满足中东欧国家的电力输送需求，则需在2030年以前在现有的规划和建设阶段互联线路上新增超过1/3的线路。技术层面看，跨国互联线路的建设成本较高、建设周期较长，通常需要10年以上的时间。政治社会层面看，电力的跨境输送通常会拉高送出国的本地电价，引发本国居民与企业的不满，形成政治阻力。这些因素共同导致中东欧国家外部电力供应约束长期存在，一方面推动中东欧国家加强国内可再生能源发电设施建设，以实现能源自主；另一方面也使得当地电价维持在相对较高水平。

随着中东欧国家能源结构转型，电力的边际定价体系也将出现较大改变。传统煤电时代，边际成本相对稳定的煤电机组主导边际电价的形成；能源转型过程中，由于煤电的碳成本通常较高，因此燃气轮机会进一步主导边际定价；随着可再生能源占比的逐渐提升，低价零边际成本的可再生能源将在更多时段成为边际机组，整体电价水平呈下行趋势，波动性也逐渐增强。这种市场特性在一定程度上增加了可再生能源发电的收益不确定性，但也为储能等灵活性资源提供了市场空间。

俄乌冲突前，受贸易限制和能源危机的影响，俄罗斯出口的天然气价格长期保持较低水平，基本维持在5欧元—6欧元/百万英热，该价格也通常被视为俄罗斯天然气的利润平衡点。俄乌冲突爆发后，天然气供给短缺导致欧洲天然气价格和电力价格飙升，峰值价格一度达到70欧元/百万英热，但随着北美、中东等地区气源的进一步丰富以及欧洲可再生能源装机的快速增长，欧洲天然气价格已大幅回落至8欧元/百万英热。但是，目前仍需关注地缘政治变化带来的天然气价格波动风险。假设未来中东欧国家逐步恢复进口俄罗斯天然气，则气价可能降低20%—30%。通常情况下，气价变动对电价的传导系数约为0.4—0.7。在极限情况下，若气价回落至俄乌冲突前的水平，则市场电价可能下降约20%。在此情景下，考虑到中东欧国家的基础电价显著高于欧洲均值，预计中东欧国家的可再生能源项目仍能保持良好的经济性。

基于以上分析可知，中东欧可再生能源发电项目可实现良好的项目经济性。由于可再生能源占比的快速提升，电力系统灵活性需求也会快速提升，日内的电力峰谷价差持续扩大。通常情况下，在可再生能源占比较低时，每提升1%的可再生能源占比，以标准差衡量的电价波动性便会增加约0.6%。随着可再生能源占比的进一步提升，电价波动性的变化则会呈现非线性的加速增长，从而导致日内的电力峰谷价差加速扩大。根据国家规划，到2030年波兰的可再生能源装机占比将提升13%，罗马尼亚将提升16%，对应日内电力峰谷价差可分别增加7.8%和9.6%。若按照罗马尼亚2050年的可再生能源装机规划，其可再生能源装机占比将会提升超过40%，日内电力峰谷价差将会进一步加速扩大。这种市场趋势显著提升了储能项目的经济性，也在中东欧国家创造了广阔的市场空间。

投资建议

第一，优先布局风光储一体化项目，通过多能互补对冲电价波动以实现收入的保障性和稳定性。

第二，积极寻求与当地政府及能源企业建立长期战略合作关系以防范地缘政治风险。

第三，合理运用政策性出口信用保险等金融工具，以加强汇率风险与宏观风险管理。通过科学论证，实现对风险评估与管控的审慎决策。

（作者单位：中国能源建设集团投资有限公司）