欧洲碳中和大考

燃烧木柴似乎从来都不应该是欧洲绿色能源战略的基石。但是在越来越急迫的能源供应危机面前，一切都不再重要。

（来源：微信公众号“ 能源新媒” 作者：武魏楠）

匈牙利政府上个月放弃了对原始森林的保护政策，允许增加森林的开采面积。在欧洲议会即将投票立法规定“只有锯末等木材废料才能获得可再生能源补贴”的时候，部分北欧和中欧国家还在努力维持木材补贴。

这一切都是因为欧洲对天然气供给不稳定的担忧。

从2021年年末开始，欧洲天然气供给短缺的问题就开始暴露。随着俄乌冲突在2022年2月爆发、欧洲对俄制裁、俄罗斯以天然气供给为手段进行反制……一系列地缘政治事件严重动摇了市场，欧洲的天然气供给彻底陷入了短缺的恐慌之中。

9月2日，俄罗斯天然气股份公司（俄气）宣布，因为设备故障，“北溪1号”天然气管道将完全停止输气，并且没有给出恢复供气的时间。欧洲被俄罗斯彻底“断气”。

9月5日，荷兰TTF天然气价格开盘暴涨31%，一度飙升至281欧元/兆瓦时。而过去1年的时间里，欧洲天然气价格已经被推高了近400%。

欧盟5年能源价格变化

除了严重干扰欧洲社会经济发展的各个方面，天然气短缺无疑严重打击了欧洲的碳中和进程。砍伐森林、使用木柴只是欧洲增加碳排放的冰山一角，以德国为代表的部分欧洲国家重新启用原本已经关闭的煤电机组，似乎更加让人担忧欧洲的碳中和开倒车。

在原本欧洲的计划中，天然气将会是从减煤到完全依赖可再生能源之间的过渡能源类型。天然气有着低碳排放且使用广泛、灵活等一系列优点，但对于欧洲来说，天然气的最大缺点就是依赖进口。

在欧洲与俄罗斯关系较好，且有施罗德、默克尔等实用主义国家领导人的情况下，依赖俄罗斯天然气对欧洲来说似乎并不是问题。但随着俄罗斯与西方世界冲突加剧，无法摆脱政治属性的能源自然成为了双方手中的武器。

毫无疑问，原本激进的欧洲碳中和进程正遭遇着前所未有的重大考验。欧洲当下的能源危机到底进展到了怎样的程度？今年冬天会是结束危机的最后一击么？在危机之下，到底是转型促成了危机，还会是危机加快转型？我们都需要更理性的面对。

依赖后遗症

在家里囤积木柴对于欧洲人来说其实已经不算稀奇的事情了。2000年之后，俄罗斯与乌克兰之间多次“斗气”，导致欧洲天然气供给受到影响。每次“斗气”的时候，欧洲人民都会不自觉的开始准备燃烧木柴度过冬天。

然而最近10年左右的时间里，欧洲人民已经很少感受到“断气”的苦恼。随着“北溪1号”管道的建成投产，俄罗斯输往欧洲的天然气已经不再依赖通过乌克兰的管道。只要欧洲和俄罗斯之间保持着良好的关系，欧洲人就没有断气之忧。

欧洲的能源对俄罗斯有多依赖？2020年，欧盟有三分之二的石油需要进口，其中29%的进口来源是俄罗斯，之后就是9%的美国、8%的挪威、7%的沙特和英国。

相比于石油，欧盟的天然气对外依存对虽然较低（27%），但对俄罗斯的依赖程度却更高，达到了43%（2020年数据）。在俄罗斯之后才是挪威的21%、阿尔及利亚的8%和卡塔尔的5%。

可以看到，在欧洲的油气进口来源中，俄罗斯的地位都是堪称断档的第一名。不过在欧洲的不同国家，对于俄罗斯天然气的依赖也有所不同。

作为俄罗斯输欧大多天然气管道的终点所在国，德国无疑是最依赖俄罗斯天然气的国家。在德国的天然气进口中，66%来自俄罗斯，接着是20%的挪威和11%的荷兰。而法国尽管大多数天然气进口来自挪威（36%），但也有17%左右的天然气进口来自俄罗斯。

从欧洲及部分国家的天然气进口情况我们可以看到，除了严重依赖俄罗斯天然气之外，欧洲国家内部的天然气贸易活跃度非常高，此外，对于俄罗斯之外的天然气进口来源，欧洲是严重不足的。

所以当俄罗斯断气之后，即便是不考虑其他天然气出口国的出口能力，欧洲也难以补齐短板。这导致天然气现货和期货价格齐齐上涨。而天然气价格的上涨带来了三个方面的问题。

首先是使用天然气作为原料的工业企业生产受限。早在2021年欧洲天然气短缺的时候，就出现了化肥等行业停产的情况。在目前欧洲为冬季做天然气储备的时候，明确提出了化工企业是优先进行天然气节约的产业部门。

其次是居民能源消费价格大涨。9月4日，德国宣布了650亿欧元的应对能源危机计划，其中就包含了对居民的能源消费补贴。英国也宣布了居民家庭能源消费价格上限的调整，意大利、法国、西班牙等国也有类似的政策。

除了天然气价格本身，欧洲电价也在气价影响之下飞涨。由于实行边际成本定价模式，欧洲的电价由市场内最后出清机组的边际成本确定。这些天然气机组因为原料成本上涨，导致边际成本上升，最后结果是电价随着气价一起上扬。

当地时间8月26日，法国明年交付的基本负荷电价达到1130欧元/兆瓦时，历史上首次超过1000欧元，日内飙涨达25%，过去一年，电价上涨了约10倍；德国同类产品亦刷新历史纪录，日内涨幅更是达33%，至995欧元/兆瓦时，在本周（8月22-26日）累计涨幅约为70%。另外，英国的远期电力价格也直冲云霄，从6月的242英镑/兆瓦时，飙升到1000英镑/兆瓦时。

危机的B面

电力危机促使欧洲部分国家开始启用更多的燃煤电厂。

今年5月，德国联邦副总理兼经济部长罗伯特·哈贝克计划发布一项紧急法令，允许德国政府在未经联邦议院批准的情况下，在6个月内启动燃煤和燃油发电设施。哈贝克称：“德国必须在2030年前完成逐步淘汰煤炭的工作……在实现这一目标的过程中，我们必须加强预防措施，在短期内将燃煤发电厂长期保留在储备中”。

从6月开始，德国等欧洲国家都开始陆续重启部分已经关停的燃煤电厂。6月，法国能源部宣布将重启3月刚刚关停的位于圣阿沃尔德的燃煤电厂。荷兰气候与能源大臣罗布·杰顿也宣布，鉴于天然气短缺风险增加，荷兰政府决定在2022年至2024年解除对燃煤发电的限制，燃煤电厂将再次获准满负荷运行。出于环境因素考虑，荷兰先前把燃煤发电量控制在总电量的35%。

对于欧洲重启部分燃煤电厂，最大的负面影响可能就是会增加欧洲的碳排放。今年7月，英国智库Ember发表了最新报告《煤炭没有卷土重来：欧洲预计有限的碳增长》。根据报告研究，在最坏的情况下，欧盟燃煤储备电厂在2023年将以65%的负载率运行，产生60Twh的电力，足以为欧洲供电一周。这会在2023年增加额外的二氧化碳排放3000万吨，占2021年欧盟总排放量的1.3%和电力部门年排放量的4%。

对于重启燃煤电厂带来的碳排放，有分析认为无需过多的担心。一方面是因为相关研究表明碳排放增长有限，而且燃煤电厂重启也必须符合碳排放的相关规定，即具备相应的排放配额；另一方面，天然气危机不可能无限地存在下去，到2023年或2024年，危机缓解之后，这些燃煤机组依然会恢复到封存的状态中。

实际上，这些已经退役、关停的燃煤电厂之所以还能够重启，恰恰是因为它们现在的身份就是整个电力系统的最后备份。此时重启正是它们没有被彻底拆除的原因——要在电力供应最紧张的时候提供关键的电力、电量。

事实上，从2021年冬季的天然气供给紧张开始，欧洲尚未出现天然气或电力大范围的硬缺口。化工企业大多是因为原料价格问题主动选择了停产，而居民更多是“烧不起气、用不起电”。大范围拉闸限电这样的极端情况在欧洲并没有出现。

这说明了欧洲的能源价格市场机制在某种意义上还是发挥出了一定的作用（当然，欧洲的电力市场机制也暴露出了很多的问题，在寻求改革）。价格的上下波动抑制或者刺激了消费需求的变化，避免了极端硬缺口。

但价格居高不下，甚至越来越高也必须得到解决。捷克、德国等地已经开始出现民众的抗议游行，主要就是担心冬季缺乏天然气或者天然气价格太高负担不起。目前德国距离“2022年11月1日前天然气库存95%”的目标还有一定的距离。

为了应对危机，欧洲正在全世界范围内购买液化天然气（LNG）和煤炭，两大货物的全球价格也被大大抬升。

2022年前8个月，欧洲LNG进口量增长了约63%，达到8530万吨。由于缺乏长期合约，欧洲购买的LNG大多为现货价格。欧洲的买买买推高了全球价格。亚洲的JKM价格8月25日达到了71.01美元/MMBtu，这是3月7日触及创纪录的84.76美元/MMBtu之后的最高点。

重启煤电之后，欧洲对于煤炭同样需求旺盛。全球煤炭价格水涨船高，亚洲煤炭价格更是被推高至历史最高水平。能源数据和分析提供商（OPIS）编制的数据显示，9月2日，澳大利亚纽卡斯尔港现货煤炭价格为每吨436.71美元，刷新历史新高，几乎是去年同期水平的三倍。纽卡斯尔10月煤矿期货价格9月5日上涨5%，至每吨463.75美元，创下2016年1月以来的最高水平。

能否安全度过今年冬季是欧洲、乃至全球能源危机的关键节点。

危机与能源转型

随着危机的不断发酵和延展，有关危机的讨论与争议也一直从未间断。

有关此次危机最大的争议莫过于：到底是欧洲激进的能源转型促成了此次危机，还是俄罗斯的天然气反制措施导致了危机？

前者的支持者认为近10年来，欧洲奉行激进的能源转型政策以应对气候变化。在大规模发展可再生能源的同时并没有能够建立起相应的市场机制和过渡措施。特别是激进退煤政策和部分国家反核政策，导致能源系统变得十分脆弱，无法应对较大的市场和气候变化波动。

而反对者认为，能源危机只是欧洲对俄罗斯俄罗斯天然气的过度依赖和对俄罗斯在政治上的过度信任造成的。如果欧洲的天然气进口来源多样化，那么能源危机大概率并不会发生。

想要正确理解这一问题，我们势必要从更大的时间维度和地理维度观察近两年的全球能源形式。

首先从时间上来看，欧洲的能源危机要追溯到2021年的夏季。

在欧洲的能源转型中，风电承载着欧洲再电气化的主要希望。2020年风电发电量在欧洲总发电量中的占比已超过13%。但到了2021年，欧洲风电表现不佳，这可能是欧洲出现“能源危机”的一个重要原因。

2021年欧洲风电总发电量是5030亿千瓦时，同比仅仅下降1.6%，可谓基本持稳。然而，全年的总体稳定，并不等于各季度的发电量都稳定。2021年欧洲遭遇“无风之夏”，英国、德国等风电大国二季度的风电发电量均大幅下降。英国二季度风力发电量同比下降14%，而德国上半年风力发电量同比大幅缩减21%。

风电出力的大幅度减少意味着天然气发电需要更多填补供给的不足。这让欧洲各国大量动用了天然气储备。天然气储备动用之后，为确保天然气全年稳定供应，欧洲自夏季开始便为储气库补气，天然气市场出现了淡季不淡现象并波及全球。

2021年，在新冠疫情大流行肆虐1年之后，欧洲及全球经济都开始了一定程度的恢复。这也直接刺激了全球能源需求的增长。但是此前受疫情影响全球油气投资锐减，天然气供应本就偏紧，在需求“淡季不淡”的驱动之下，供应不足的惯性一直延续到冬季，导致了气价高涨并产生连锁反应，能源价格全面飙升。

而从地理维度来看，欧洲此刻正在面临的能源危机是2021年开始的全球能源危机的延续和扩展。

此前我们提到2021年全球经济恢复对能源需求的增长及油气投资减少带来的供应下滑。这实际上已经一定程度上刺激了全球能源供给的危机。而不断异常的气候加剧了这场危机。

2020年至2022年，北美地区持续干旱。2021年，旱灾延续到了南美洲的巴西，导致供应该国电力三分之二的水电受到严重威胁。巴西政府为此采取了提高电价、减少公共耗电、倡导节约、配给水资源等一系列措施。

2022年夏季，欧洲也爆发了旱灾，有媒体报道这是500年来最干旱的夏季。干旱不仅影响了欧洲的水电出力，也威胁到了法国的核反应堆（核电冷却水无法降温）。这严重加剧了欧洲的电力短缺，是近几个月电力价格进一步暴涨的直接原因。

实际上，2021年欧洲的“无风之夏”也是气候异常的表现。只是当时依靠着还算低廉的天然气，没有出现电价暴涨的局面。

因此，当我们从更大的维度和视角来审视能源危机的时候不难发现，一个个看似孤立的事件经过关联导致了最终的结果。

的确，欧洲的能源转型基础并不牢靠，对俄罗斯的天然气依赖也十分严重。但这些都不能单独构成或者造成能源危机。实际上，在全球化程度极为深刻的当下，任何危机都有可能受到全球性、多元化因素的影响，最终产生复杂的连锁反应。

减碳之路变化

近几个月来有关欧洲部分国家或者城市放弃碳中和目标的新闻不时可见地在中文互联网中传播，并获得巨大流量。然而这些新闻往往语焉不详或者表意不清，甚至有些内容根本只能算是完全的不准确。

从长期目标来说，欧洲大部分国家2050年实现碳中和（德国是2045年实现碳中和）的长期目标并没有变化，但实现路径上却有了很大的区别。

2022年，面对天然气供给危机，欧盟先后提出了Fit for 55和Repower EU两大措施，不仅提高了2030年气候承诺，到2030年将排放减少至少55%；还希望通过多种努力来减少对俄罗斯的天然气依赖。

从这个角度上来说，本次危机确实产生了推动欧洲能源转型加快的作用。但我们在报道中或者讨论中虽然总是把欧洲或者欧盟当做一个整体来对待，可是在实际的政策执行和减排中，欧洲不同国家、以及国家内部都是有着不同的观点与看法的。

7月6日，欧洲议会投票正式通过了“天然气、核能”为绿色能源。在有关核电是否属于绿色能源的定位上，欧洲始终争议不断，现在也是未有定论。

欧盟各国早已因对核能的态度分为两个阵营：法国、芬兰、捷克等国支持将核能列为绿色能源，……奥地利、卢森堡、西班牙、德国等国则反对核能。卢森堡和奥地利甚至意见表态，如果核能被列为绿色能源，将起诉欧盟。

从最终投票结果来看，天然气与核能被列为绿色能源得到了欧洲议会最大的立法者团体中右翼欧洲人民党多数人的支持。中间派“复兴欧洲”组织的立法者在很大程度上支持该提议，而绿党和社会民主党则大多反对。

甚至是在坚定执行退核政策的德国内部，“是否恢复核电”都是一个时不时会被提起的话题。9月5日，德国政府宣布Isar 2和Neckarwestheim 2两座核电站保持在一种备用状态，以防止冬季出现严重的电力危机。这两座核电站按计划将在年底彻底关闭，可见在现实面前，再崇高的理想都有可能会让位。

欧洲从来不是铁板一块。不仅仅是不同国家之间在减碳问题上“各怀鬼胎”，国家内部也要面对极端环保左派和实用主义者们之间的矛盾。欧洲的IOC们——例如BP、壳牌、道达尔——被视为石油公司转型的楷模，但它们在欧洲依然要面对接连不断的环保诉讼和环保组织日复一日的激烈抗议，原因是它们依然还在生产着“肮脏”的化石能源。按照这些环保组织的要求，IOC应该立刻关闭所有的油井，把钱都投入到可再生能源当中去。

这显然不可能是一条正确的转型道路。在可再生能源无法支撑起整个能源体系健康、高效、经济、安全地运转的时候，化石能源就是必需品。在经历了这一次的危机之后，所有理性的人大概都会同意这一点。

欧洲已经开始意识到在现有的框架之下，转型很难继续下去。或者说欧洲目前的转型成果就是现行能源市场体制下所能达到的最好效果。

欧洲改革在即

截至2022年8月，德国、法国的电价已接近历史最高水平，德国2023年交付的电力交易价格已达1000欧元/兆瓦时；法国2023年交付的基荷电力合同价格则达到1200欧元/兆瓦时的价格高点。欧盟委员会主席乌尔苏拉·冯德莱恩于当地时间8月30日表示，欧盟电力市场的运作已经出现了很大问题。

电价的大幅上涨暴露出欧洲当前电价设计机制的不足，需要对欧洲电力市场进行结构性改革。8月29日，欧盟委员会主席冯德莱恩出席第17届布莱德战略论坛（BSF）时表示，欧盟的电力市场定价体系已不再正常运作，需要制定计划在短期内进行干预以抑制飞涨的电力成本，并在长期内彻底改革其设计，以打破天然气和电力价格之间的联系。

欧洲电力市场目前电价机制采取边际成本定价，发电商根据生产成本定价。其中，可再生能源电力价格最低，因为其短期边际成本极低或约等于零。因此，市场会优先选择价格较低的可再生能源电力，再选择高价的化石能源电力，直至满足边际电力需求。

这也就是说目前市场上的价格由天然气发电场决定，所有中标机组都按其价格获得统一的系统清算价格。

因此很多非天然气发电的电源在市场上“搭便车”一般地获得了高价，产生了暴利。在德国9月4日公布650亿欧元一揽子应对措施的同时，也宣布将对赚取暴利的能源生产商征收“暴利税”。

目前欧盟讨论的电力市场短期解决方案包括：设定价格上限、调整市场价格形成机制、对气电机组进行补贴等。而在本次危机结束之后，欧洲大概率将会对目前的电力市场体系进行较大规模的改革，以应对长期可再生能源持续增长、化石能源退出后的实际情况。

而电力市场的改革很可能将会是欧洲一系列应对能源危机及碳中和的改革的开端。在“Fit for 55”和“RepowerEU”中，欧盟都提出了一系列庞大的可再生能源开发计划，包括风光发电、氢能、可再生能源燃料等等。

但这些项目要么缺乏投资、要么还尚未形成成熟的市场模式可以盈利，都需要大量的资金或者补贴。钱从哪里来？这个直击心灵的问题可能才是欧洲碳中和道路上的最大难关。