欧洲能源安全政策调整方向及影响分析

从短期来看，为应对能源供给危机，欧洲多国都已出台应急措施，主要方式包括寻求更加多元化的天然气来源、提高天然气储气水平、延长核电站运营年限、为居民提供用能补贴等。但从长期来看，欧洲多国通过大幅提高可再生能源供能占比，以期彻底改变以化石燃料为主体的能源结构。

推动天然气多元化供应

去年5月欧盟推出的“REPowerEU”能源计划的目标是在2030年之前摆脱对俄罗斯化石能源的依赖。欧洲通过寻找新气源、增加天然气库存、加快基础设施建设等政策手段实现天然气多元化供应。

乌克兰危机爆发后，为获得充足天然气供给，欧洲正努力扩大全球天然气合作伙伴。数据显示，2022年，欧盟24.4%的进口天然气来自挪威，另外有15.3%的进口天然气来自俄罗斯，比2021年减少8.3%。从进口结构来看，管道气是欧盟补充天然气供应的主要来源，占到2022年天然气总进口的63.6%，LNG占比36.4%。

2022年3月，欧盟新设能源平台，通过汇集需求、优化基础设施使用、协调与供应商联系等方式，帮助各成员国联合购买天然气、LNG和氢气。在能源统一大市场建设方面，欧盟推进成员国间管网互联，建设投产波兰—立陶宛联络线、希腊—保加利亚联络线等管道。2023年5月，欧盟委员会通过最近创建的Aggregate EU平台，成员国可通过该平台集体购气。到目前为止，已有百余家公司通过Aggregate EU平台参与天然气联合采购。欧洲继续深化与卡塔尔、挪威、澳大利亚等天然气生产国的交易。此外，欧洲寻求从北非地区进口更多天然气，阿尔及利亚作为北非地区最大的石油和天然气供应国，对欧洲天然气出口量仅次于俄罗斯和挪威等国。随着俄乌冲突后欧洲对俄罗斯能源供应制裁的升级，凭借地理上同欧洲相近且油气资源丰富的优势，阿尔及利亚一跃成为欧洲国家争相追求的油气出口对象。当前，欧洲找寻新气源也将在一定程度上支撑天然气价格坚挺。

为保证欧洲天然气供应、应对寒冬可能带来的能源需求激增，欧盟于2022年5月出台更严格的储气规定保障冬季供应安全，要求11月1日前成员国储气库满库率须达80%，且此后每年同期均须达90%。同年11月，欧盟采取的储气措施已经获得了一定的成效，欧盟天然气储存设施的填装程度达到95%。欧美市场在2022至2023年供暖季结束时仍保持了较高的天然气库存，因此减少了2023年夏季的补库需求，这在一定程度上缓解了市场基本面的紧张局面。数据显示，2023年6月初，欧洲天然气储存水平比十年同期平均水平高出48%。截至6月25日，欧洲天然气储存量为76%，而2022年同期为56%。截至7月10日，欧洲整体库存达到903太瓦时，储存量突破80%。欧盟的目标是储气库到2023年11月1日达到90%的储存水平，预计这一目标有望提前达成。不过，这并不意味着欧洲已经摆脱了天然气短缺的威胁。IEA发布报告称，2023年对欧洲来说可能是一个更加严峻的考验，因为俄罗斯的供应可能会进一步下降。

俄罗斯管道气供应大幅减少后，LNG成为欧洲补充天然气资源的主要手段。2022年，欧洲共进口1228.8亿立方米LNG，同比增长66.6%。数据显示，欧洲LNG进口量从2021年的1080亿立方米激增至2022年的1700亿立方米。欧洲国家近期大规模集中采购天然气的同时，还不断加快LNG基础设施的审批、建设。从2022年底开始，欧洲大陆新的再气化设施陆续投运。继两组浮式储存和再气化装置先后于2022年12月和2023年1月投运后，德国370万吨/年的LNG接收站一期项目也即将投入商业运营。根据德国政府规划，在2023年冬季来临前，德国将有三座LNG接收站投入运行，2024年将另有6座LNG接收站上线。欧盟委员会称，成员国境内LNG再气化终端将很快由目前的27个增至35个，再气化能力将从1780亿立方米增至2270亿立方米。

强化能源需求侧管理

欧洲国家在提高能源效率，减少能源消耗的同时，还在积极推广能源管理和节能措施，以提高能源利用效率，并且延长了天然气需求削减计划的时限。

根据欧盟在2022年公布的“Fit for 55”气候方案，家庭和企业的节能措施将节约25亿立方米的天然气消耗。“REPowerEU”计划将“节约能源”放在了“加速推进可再生能源”前面。欧盟鼓励各国宣传节能理念，并采用财政手段鼓励节能行动，通过限制空调和暖气温度、非营业时间关闭照明、缩短供暖时间等举措降低迎峰度夏度冬期间用能水平。

在工业领域，督促企业减产，对资金周转周期短的高耗能企业强制要求投资替代能源。德国通过碳排放权交易和强制性企业能源审计，推动企业提高能效、降低成本；引入拍卖机制，鼓励工业减少天然气消耗。

在建筑领域和民生领域，对公共建筑和国有设施更新节能建筑材料，限制商业营业时间，并按时段进行用能需求管控，控制市政及公共建筑用能和温度限制。

欧盟前所未有地加强了需求侧管理，成员国于2022年7月达成共识，在同年8月到2023年3月期间通过“自愿削减措施”减少天然气消费，实现比过去五年平均消费量减少15%的目标，同时降低高峰时段电力消费的5%，每月电力消费总量减少10%。欧盟统计局数据显示，欧盟天然气消费量在2022年8月到11月期间已比此前五年平均消费量下降了20.1%，超额完成目标。鉴于欧盟并未完全摆脱能源危机，欧盟成员国不得不为明年冬天做好准备。2023年3月，欧盟成员国同意将自愿减少15%天然气需求的目标延长一年，即在2023年4月1日至2024年3月31日期间，将天然气消费量与2017年4月1日至2022年3月31日期间的平均消费量相比减少15%。此举短期内将极大缓解能源与电力供应保障压力。

欧盟致力于减少天然气长期消费的决心是毫无疑问的，但其天然气需求的降幅及随时间推移的演变仍存在不确定性。虽然国际机构和能源公司所做的欧洲长期天然气需求预测都表明，欧洲天然气需求将从2030年开始呈现下降趋势，但即使仅从中期来看，各方对欧洲天然气需求水平的演进也存在不同的看法或设想。例如，IEA预测显示，2020—2030年，欧盟天然气需求将下降15%~40%。BP在《2023年能源展望》报告中预测，到2030年，欧盟天然气需求将比2019年下降20%~50%。可以看出，欧洲天然气需求和进口存在较大不确定性。

发挥政府的调节作用

近一段时间，欧洲推出各种干预能源市场的措施，包括电力市场改革、价格上限、财税支持政策等，旨在缓解能源供给短缺和降低民众用能成本。

由于欧盟的电价受以化石燃料为基础发电成本的高度影响，能源价格的飙升使得家庭和企业承担了过高的用电成本。为解决这些问题，欧盟委员会于2023年3月通过了修订后的欧盟电力市场改革提案，旨在通过使用长期合约、提高电力系统灵活性等措施，增加可再生能源发电占比，提升电力市场稳定性，帮助欧洲降低能源成本。为在短期市场和消费者支付的电费之间建立缓冲区，减少电费对化石能源价格的依赖，提升欧盟电力市场抵御未来价格冲击的能力，提案涵盖一系列措施。具体包括购电协议、差价合约和远期合约等。其中，差价合约可保证发电商从电力生产中获得稳定收入，在双向差价合约中，如果市场价格低于执行价格，则发电商接收差额；如果市场价格高于执行价格，则发电商偿还差额。欧盟未来新投建的风电、太阳能、地热能、水电和核电项目将必须采用双向差价合约（CfD），以对上述发电机组提供价格支持。双向CfD的签约主体是政府，以此保障发电商收入长期稳定。

虽说欧盟电力市场改革受到各方欢迎，但经历能源危机和能源电力价格大幅上涨之后，欧盟委员会的新电力市场改革方案在推出前和推出后都受到了巨大的争议。改革旨在将整个欧盟的电力价格与天然气价格脱钩，并将其与风能和太阳能装置产生的电力价格挂钩。从已经公布的计划草案看，新机制不会改变欧盟电力市场的基本面，市场仍将沿用当前的边际定价体系，但趋向于在实现绿色转型的同时确保消费者负担得起能源价格。今年以来，欧盟成员国围绕电力市场改革进行了多轮谈判，未能就旨在将电力价格与天然气价格脱钩的能源市场改革方案达成一致。多数欧盟成员国希望能在年底前达成最终协议，以便安全度过持续几年的能源危机。

据分析，2022年和2023年，能源价格上涨使欧洲生活成本分别上涨7%和9%。2022年以来，欧洲通过行政手段推出紧急干预市场以降低能源价格的一系列措施。在供给端，欧盟委员会于2022年9月发布《应对能源高价的紧急干预方案》，《方案》具体包括限电、限价和征收暴利税三方面干预措施。限价措施主要指的是欧盟临时性将包括可再生能源在内的低成本发电公司收入上限设定在每兆瓦时180欧元，超过这个上限的收入将由政府征收，用于补贴电力消费者的电费支出。成员国之间可以互相交易用电配额。暴利税政策旨在对石油、天然气、煤炭和炼油部门产生的超额利润征收至少33%的税。据初步估算，这两项措施将帮助欧盟筹集约1400亿欧元资金。同年10月，欧盟理事会发布了一则名为《欧洲理事会关于能源和经济结论》的声明，内容包括自愿联合购买天然气、针对欧洲天然气风向标荷兰天然气交易中心（TTF）交易设置“临时动态价格”、建立新的补充价格基准、对发电用天然气实施价格限制等。

此外，欧洲履行外部能源市场价格干预机制，干预能源进口价格。欧盟、七国集团和澳大利亚2022年12月对俄海运出口原油设置每桶60美元的价格上限。同月，欧盟能源部长会议决定，对来自俄罗斯的进口天然气价格设置180欧元/兆瓦时上限，该限价机制于2023年2月15日启动。

在欧洲，欧盟国家通过非常规手段获得了较为充足的天然气供应和储备，各成员国也为此支付了一笔不菲的能源补贴，不少国家针对民众能源开支的暴涨还提供了特别补贴。欧洲短期补贴虽然可以部分缓解能源危机压力，但从长期看，解决生活成本危机的短期政策必须与减缓气候变化目标和其他长期可持续发展承诺保持一致。