水力发电下滑、核电站关闭：瑞士32%电力依赖进口

核心要点

据瑞士联邦能源局数据，物理进口电量占国内消费的比例从2019年的约48%降至2024年的约42%，两年瑞士均为净出口国。联邦能源局记录的显著水文赤字主要集中在2021/2022水文年，可发电量约低于参考值17%。米尔贝格核电站关闭后，净装机容量减少约0.373吉瓦。2021年至2024年间，欧盟/欧洲经济区年均日前电价在经历2022年峰值后下降约20%，瑞士商业购电支出较2021—2022年价格冲击期间有所回落。高度依赖两种能源载体的小型经济体，容易因二者同时失效而陷入困境。2030—2035年的核心问题，是光伏、储能、需求侧灵活性等多元化举措能否在下一次冲击叠加到来之前恢复能源自主。

两根支柱曾共同撑起，而后同时动摇

瑞士电力系统曾令人称羡。六成电力来自河流和湖泊，其余来自核能。两种电源几乎不排放二氧化碳，基础设施摊销后边际成本极低，且在年内形成良好互补：核电持续输出，水电在春夏融雪期达到峰值。瑞士夏季出口电力，冬季少量进口，全年结余总体为正。

这一模式建立在几个从未被明确表述的前提之上：降水量需保持在历史正常范围内，核电需持续运行，欧洲市场需以合理价格保持开放。这三个条件维持了数十年。

各年情况存在差异：2021年和2022年出现净赤字，2019年、2020年、2023年和2024年均实现出口顺差。

干旱揭示结构性问题

瑞士水力发电依赖冬季积雪和春季融雪，气候变暖正在直接干扰这两个变量。联邦能源局记录的显著水文赤字主要发生在2021/2022水文年，可发电量约低于参考值17%。此类赤字出现的频率已明显上升。

瑞士水电系统中，径流式电站占相当大比重。这类电站无法蓄水，也无法通过动用储备来弥补发电缺口。格里姆瑟尔和大迪克桑斯等大型蓄水设施提供了一定灵活性，但容量有限，蓄水量同样取决于降水量和积雪深度。当春季干燥、夏季同样少雨时，水库消耗速度超过补给速度。

这与2022年热浪对法国核电所揭示的机制如出一辙：上世纪建造的低碳基础设施，是按照一种正在改变的气候模式设计的。瑞士在水电领域面临同样的现实：物理资产完好无损，但驱动它的天然”燃料”正变得越来越不可靠。

三点五吉瓦，不会再回来

如果核电装机保持完整，干旱问题本可控制。但事实并非如此。近期真正关闭的瑞士核反应堆只有一座：2019年关闭的米尔贝格。贝茨瑙的两台机组截至2024年仍在运行。近期核电退出使净装机容量减少约0.373吉瓦，而这部分电力原本可以全天候、不受天气影响地提供基荷发电。

福岛事故后的政策禁止新建核电站，但并未强制现有反应堆按期关闭。退役时间表早已明确。米尔贝格于2019年关闭，但从联邦能源局数据来看，这一关闭并未同步引发全国水文赤字，也未使年度电力平衡转为净进口。

据瑞士核安全检查局数据，米尔贝格装机容量为373兆瓦电功率。格斯根和莱布施塔特核电站目前仍在运行，但其运行寿命问题至今悬而未决。轨迹因此十分清晰：若运营商或安全监管机构不作出新决定，未来十五年内并无任何总体性法律义务要求压缩现有核电装机。

进口价格比从前贵了80%

如果欧洲市场价格保持稳定，转向欧洲市场本可是一个中性选项。但价格飙升了。2021年至2024年间，欧盟/欧洲经济区年均日前电价在2022年峰值后下降约20%，但仍远高于危机前水平。乌克兰战争、俄罗斯天然气出口减少以及化石燃料供应紧张，在2022年将现货价格推至历史高位，2023—2024年虽有部分回落，价格水平依然偏高。

2019年至2024年间，物理进口量有所下降，瑞士2024年仍为净出口国。与2019年相比，2024年商业购电支出在量上略有增加，在价值上显著提升，但较2021—2022年价格冲击期间有所回落。对消费者而言，影响是直接的：瑞士家庭电费上涨，重新引发了关于能源供应安全的政治讨论，而这一问题此前被认为在1970年代已得到彻底解决。

地缘政治层面，伯尔尼对此保持高度关注。自2021年框架协议谈判破裂后，瑞士与欧盟的关系持续复杂。进入欧洲内部电力市场的法律保障，目前取决于2026年3月2日签署、尚在议会程序中的瑞士-欧盟协议能否生效；该协议将使瑞士更顺畅地参与电力贸易和电网平衡机制。由于缺席欧洲内部电力市场的若干机制，瑞士在电力商业谈判中的回旋余地十分有限。

双载体模式的局限

瑞士能源模式揭示了能源战略家所说的”风险相关性”问题。核电和水电都依赖水——前者用于冷却，后者用于驱动水轮机。当政策决定削减其中一种，同时气候冲击打击另一种，结果是一种累积性风险暴露，而既有的稳健性规划从未将其纳入考量。

能源载体多元化是应对这种相关性风险的现实回应。一个包含光伏、风电、热电联产和分布式储能的电力组合，将风险分散到相关性较低的多种随机因素上。无风的一天可能与阴天同时出现，但未必与旱年和电站关闭同时发生。载体增多，降低了所有来源同时失效的概率。

瑞士长期无需这种多元化，因为两大支柱运转良好，外部条件也允许如此。那些较早引入可变可再生能源的小型经济体——丹麦依靠风电，奥地利依靠水电与光伏更为均衡的组合——提供了一个值得参考的对照：它们对单一气候冲击的暴露程度更低，尽管间歇性管理也带来了另一些挑战。

瑞士必须在2030年前作出的决定

联邦政府并非没有底牌。瑞士光伏潜力可观——阿尔卑斯山区日照资源丰富——但建筑屋顶和外立面的利用率仍极低。《2050能源战略》及《2050+能源展望》均规划了光伏的大幅提速，目标是在2035年前显著扩大装机容量。若这一节奏得以维持，光伏有望覆盖越来越多的夏季用电需求，并在日照最强的季节减轻对水库的压力。

然而，光伏面临的问题恰好与水电相反：它在夏季发电，冬季产出有限。瑞士的供电缺口恰恰集中在冬季——河流水位低、白昼短、供暖需求攀升。在不大量依赖进口或燃气的前提下填补这一冬季缺口，需要季节性储能，而目前的电池技术和现有的抽水蓄能设施，均无法单独在2030年前解决这一问题。

目前有两个互补方向正在讨论中。第一是需求侧灵活性：将部分工业和商业用电需求转移到供电充裕的时段或季节，这需要动态定价和可中断合同，瑞士电网在这方面才刚刚起步。第二是核电问题——这一议题在被视为已然关闭之后，又重回政治桌面。2024年，联邦委员会提议放宽新建核反应堆的禁令，但议会当年尚未通过。这些选项的工业周期——新建反应堆需要2035年之后——使其对2025—2035年这一窗口期毫无实质帮助，但是否启动这些程序的决定必须现在作出，才能在下一个十年发挥效果。

摆在瑞士面前的问题，实际上是每一个投身能源转型的欧洲小型经济体都必须解答的：能源载体多元化到何种程度，才能在干旱、可调度容量关闭和进口市场中断同时发生时，不再陷入化石燃料依赖或地缘政治依赖？各国答案不尽相同，但答案都需要三个条件，而瑞士目前尚未全部具备：多元化的能源组合、季节性储能能力或等效的灵活性，以及与邻国之间稳固的互联互通协议。在最后这一点上，与布鲁塞尔的僵局仍是最不具技术性、却最难以处理的风险。

瑞士案例值得更广泛的关注。押注于一两种低碳载体并认为互补性已足够的经济体——挪威依赖水电、法国依赖核电——同样存在结构性漏洞。2019年至2024年间瑞士经历的水文和市场波动，展示了气候失调与地缘政治不稳定叠加在能源多元化不足的系统上所能产生的风险。一个能源战略的稳健性，如今取决于当多项基本假设同时失效时，它能否依然成立。

来源

• 瑞士联邦能源局，电力统计及年度报告
• Swissgrid，《2025年系统充裕性报告》（Swissgrid SA，阿劳）
• 国际能源署，《瑞士2025年能源审查》（国际能源署，巴黎）
• 瑞士联邦能源局，《能源战略指导方针（2050+能源展望）》