关于欧洲能源困局的思考与启示

汪梦诗，金亦秋，张红超，徐斌，卢山

（1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油油气和新能源分公司）

1 当前欧洲能源困局

2021年以来，全球新冠病毒疫情得到初步控制、经济复苏、部分国家实施碳减排相关政策、极端天气以及美联储货币超发等多重因素影响下，欧洲国家、印度、美国乃至全球都出现了不同程度的能源危机，全球化石能源价格接续上涨。2022年2月乌克兰危机爆发后，局势发展较预期复杂，欧美制裁俄罗斯的力度持续加大，全球能源市场遭受巨大冲击，化石能源价格暴涨，2022年3月8日布伦特原油现货价格一度达到138美元/桶。能源价格的波动显示了全球市场对供应受限的恐慌，在全球化石能源价格大幅上涨过程中，欧洲市场最敏感，受到的冲击也最大，能源价格的波动更突出，尤其是欧洲天然气市场受到了恐慌性影响。乌克兰危机爆发以来，欧洲天然气价格飙升，被视为“欧洲天然气价格风向标”的荷兰基准天然气期货价格（TTF）最高飙涨至345欧元/兆瓦时，涨幅较危机爆发前的两个月超过300%。截至目前，TTF价格已大幅回落，但仍处于较高水平。

2022年三季度欧洲能源价格的波动程度已超出欧洲支柱产业和普通民众的承受能力。德国和法国2022年8月份发布的2023年电力批发价格分别创下850欧元/兆瓦时和超过1000欧元/兆瓦时的新纪录，与2021年相比暴涨10倍到12倍。2022年8月底俄罗斯暂停“北溪-1”管道向德国供应天然气三天，同时削减对法国昂吉集团的天然气供应，进一步加剧欧洲民众对冬季面临愈加严峻能源危机的忧虑。2022年9月27日“北溪-1”和“北溪-2”管道先后发生爆炸，28日，渐有回落趋势的TTF价格再次大幅上涨，较爆炸前（26日）的价格上涨近20%。2022年10月3日国际能源署发布天然气市场季度报告，欧盟各国2022年的用气需求将在过去5年的年需求量基础上再下调9%～13%。

2 欧洲能源困局成因

当前欧洲面临的能源困局比其他地区持续时间更长、规模更大，主要是两方面原因：一是能源供应缺口大，保障体系较为脆弱；二是现有的能源政策体系不健全，仍然存在弊端。

图1 2021年中国和欧洲一次能源消费结构

2.1 能源保障体系较脆弱

欧洲能源消费仍以石油和天然气为主，本土产量低，较高的油气进口量主要来源于俄罗斯，对俄罗斯油气贸易高度依赖。

与全球能源消费结构中石油、天然气、煤炭和其他能源①其他能源指除石油、天然气、煤炭之外的能源，包括核能、水电、可再生能源及其他，根据参考文献《bp Statistical Review of World Energy》进行分类。四分天下的格局相比，石油和天然气仍然是欧洲最主要的能源消费品种（见图1），占一次能源消费总量的近60%[1]，煤炭、核能、水电、可再生能源消费占比大致相同，占能源消费总量的40%。欧洲消费的石油和天然气主要来自本土生产和进口。

2.1.1 本土生产

欧洲传统能源储量不丰富，产量低。特别是煤炭，欧洲与中国有近乎相当的储量，产量却不足中国的1/10（见表1），主要是因为欧洲国家自身对碳排放要求较高而控制了煤炭的生产。在工业化早期，欧洲就已具备很强的煤炭开发基础，在本次能源供应危机中，部分欧洲国家通过推迟煤电厂退役来缓解保供压力。

传统能源产量低、消费量大，这两方面因素使得欧洲传统能源对外依存度极高，石油和天然气对外依存度超过60%。从产量和消费量的发展趋势看，未来欧洲油气消费仍会严重依赖进口。

2.1.2 进口

2021年，欧洲进口原油1352万桶/日，略低于中国的原油进口量1272万桶/日。欧洲原油进口量中，30%来自俄罗斯，约400万桶/日；其次是非洲，占比近25%；来自中东、美国、其他独联体国家的进口量占比均超过10%。

2021年欧洲进口天然气3410亿立方米，约是中国天然气进口量的两倍。欧洲天然气进口量中，来自俄罗斯的数量是1844亿立方米，占欧洲天然气进口总量的55%，相当于欧洲天然气消费总量的近1/3。60%的天然气进口依靠管道，30%来自液化天然气（LNG）进口。管道进口气的70%来自俄罗斯，约为1670亿立方米。管道气进口主要是4条线路，即“北溪-1”管道、亚马尔-欧洲管道、途径乌克兰管道、途经土耳其管道。2021年，“北溪-1”管道运输量最大，其次是途经乌克兰管道。途经乌克兰管道占俄罗斯交付欧洲管道气的20%以上，某种程度上，乌克兰局势的稳定对欧洲能源安全至关重要。另一方面，欧洲LNG进口来源相对多元化，主要来自美国、卡塔尔、俄罗斯、阿尔及利亚等国家或地区，欧洲2021年突如其来的寒冬更加大了从美国进口的LNG数量。

表1 中国与欧洲传统能源储产消结构对比

2.2 能源政策体系不健全

欧洲地区经济较为发达，且受环保思潮和自身能源相对匮乏影响较大，欧洲各国一直走在“低碳-去碳”发展的前列。欧洲的“低碳-去碳”之路行动迅速但相关行为偏于激进，配套措施密集但政策有差异。

欧洲践行“低碳-去碳”发展30余年，对碳排放相关指标设置最严格[2]，且不断强化。例如，欧盟提出到2030年温室气体净排放量较1990年减少55%，比之前的目标提升了整整十个百分点；英国提出允许的排放上限将比欧盟体系低5%；德国将减排量目标值提升到65%，碳中和完成时间从2050年提早至2045年。基于较为激进的零碳排放目标计划，各国尝试在税收优惠、财政补贴、基础设施等方面配套相应政策[3]，例如《欧洲绿色协议》一揽子计划，但与激进的目标相比，这些配套政策显然不够。

由于各国能源结构、经济发展水平、外交政策、地缘因素等不尽相同，在一些事件上的立场有明显的差异。这些差异充分体现在“北溪-2”天然气管道建设、制裁俄罗斯的态度、是否重启化石能源以缓解供应紧张、天然气价格上限设置等诸多问题上。

在新能源技术暂不稳定的情况下，欧洲较为激进的碳减排政策加快了煤炭等传统化石能源及核能的过早退出，加之各国地缘政治立场不同，加深了处理能源外交事件的难度。欧洲油气对外依存度高、进口来源集中，当出现制裁、极端天气、战争等不可控因素时，能源保障体系和政策体系弊端就容易暴露。目前多种因素叠加，俄罗斯油气出口受阻，欧洲能源缺口放大，能源困局加剧。

3 欧洲摆脱对俄罗斯油气依赖的可能性

长期看，去碳化是欧洲能源政策的长期目标，摆脱对进口油气的依赖还是要发展新能源。短期看，在新能源技术成熟到可以完全替代传统能源之前，油气供应保障仍不可或缺。

欧洲要摆脱对俄罗斯的能源依赖，需要寻找400万桶/日的石油替代源和1844亿立方米/年的天然气替代源。从油气进口替代和本土生产情况看，欧洲较短时间内难以摆脱对俄罗斯油气进口的依赖。

3.1 石油替代的可能性

石油市场具全球性特征，流动性较强，供应较为充足，欧洲的石油缺口相对较容易补足，但短期通过进口替代缓解欧洲能源危机有一定难度。

首先，欧洲各国各地区油品不同，存储和精炼差异较大，进口来源改变需要同步配套相应的基础设施，短时间内大规模改变进口来源解困欧洲不切实际。

其次，美国、中东、非洲是可能有能力实现进口来源地替代以缓解欧洲能源危机的主要国家和地区。例如美国通过释放战略石油储备，降低欧洲的石油缺口。但这一做法显然不是长久之计。作为全球第一大产油国的美国，也是第一大原油消费国、第三大原油进口国，2021年原油进口量为848万桶/日，2021年原油出口量为789万桶/日[1]，1/3原油出口至欧洲。美国自身的石油供应现状下，不可能有能力长期“援助”欧洲填补巨大的供应缺口。

中东产油国增产意愿不强，不愿意与俄罗斯直接“敌对”。“欧佩克+”产油国2022年10月份甚至表态，为维持石油市场的稳定与平衡，将大幅减产石油。中东石油的主要出口对象是中国、印度、日本，占中东石油总出口量的70%，如果转向欧洲市场，很有可能会失去石油需求旺盛的中、印、日市场，还可能因当前的供求平衡状态被打破，俄罗斯石油出口全面转向亚太，使得亚太市场的进口价格降低，这对中东而言得不偿失。

非洲的石油产量和出口量相对较低，产量主要集中在北非，2021年北非总出口量为266万桶/日[1]，其中超过70%出口至欧洲，剩余增量有限。

3.2 天然气替代的可能性

与石油相比，全球天然气市场的不确定性、不稳定性更大，主要依靠管道气和LNG运输，对基础设施要求更高。

管道气运输一般签订长期合同，输送量相对固定，灵活性较低，受地理位置约束也较大。欧洲的管道气供应源除了上文提到的从俄罗斯起始的主要4条线路之外，还有从挪威、北非及阿塞拜疆起始的管道。2021年欧洲管道气进口量较2020年增加了11%，其中54%的增量管道气来自北非。欧洲天然气进口管道在2020年底基本都处于高位或满负荷运载，目前增加运输量的潜力很低。

LNG既有长期合同贸易也有现货贸易，市场灵活度高，现货价格受市场影响较大。2020年以来，受新冠病毒疫情影响，上游投资降低，叠加恶劣天气和经济缓慢复苏因素，最终导致供应减少，LNG市场出现大幅波动。LNG贸易灵活性相对较高，部分LNG船中途改变航向运往价格更高的地区。例如，2021年底前后，从美国出口至欧洲的LNG增加了近1倍，由2021年11月的34亿立方英尺/日增加到2022年1月的65亿立方英尺/日，但这些都是以高昂的价格为代价换来的。另一方面，大部分LNG贸易合同是长期的，目的地明确，欧洲如果需要短时间内增加LNG进口，势必会从其他进口国分流，不利于市场稳定。此外，LNG的前期投资比管道气更大，进口国需要有接收和处理LNG的基础设施，短期内大规模增加LNG的进口供应较难。

除了进口之外，欧洲也可以通过扩大煤炭等能源生产来缓解供应压力。2022年，挪威、英国、丹麦加大北海油气开发，罗马尼亚推动黑海天然气开采。但整体而言，欧洲资源状况一直是“贫油、少气”的局面，北海等油田已经处于产能下滑通道，本土油气产量潜在增量与庞大的需求量相比，非常有限，且长期扩大开采违背了欧洲较为激进的去碳政策。

4 欧洲能源困局对中国能源发展的启示

当前，欧洲能源困局导致全球能源供应紧张，全球能源供应链经受巨大考验。欧洲各国能源转型让位于能源供应安全和高价寻找其他油气进口来源，这一局面在警醒中国，需要在能源安全问题上居安思危，未雨绸缪。

4.1 增强能源安全供应的自信心

整体上看，全球油气市场的价格波动对中国终端消费影响有限。以往着重宣传中国供暖季天然气需求快速增长，季节性调峰保供压力巨大，造成国际LNG资源供应商看涨中国LNG需求及冬季价格，屡次出现供应商惜售LNG资源的情况。例如2018年1月，中国天然气需求超常增长，而中亚进口管道气供应持续不稳定，日均欠量超3000万立方米，造成严重的供需失衡，为中国统筹天然气供应带来很大压力。因此应避免过分宣传中国的保供压力，防止天然气出口国待价而沽。要有充足的能源安全供应的资源自信、制度自信、进口自信，相信在政府主导、市场调配的双重作用下，欧洲能源困局很难在中国发生。2017年冬季，在中亚管道大规模减供的情况下，国家及供气企业采取一系列有效措施，居民生活及供暖仍得以保障，这就是一个很好的例子。

4.1.1 能源安全供应的资源自信

政府和能源行业都要清醒认识到，中国的资源禀赋和产业结构决定了碳达峰、碳中和目标的实现是个漫长的过程，现阶段煤炭依旧是能源消费主体，将能源的饭碗端在自己手里必须充分发挥好煤炭的压舱石作用和煤电的基础性调节作用，立足中国多元供应安全，大力提升油气勘探开发力度，稳中求进，逐步改变中国能源消费结构，接轨“低碳-无碳”的现代能源体系。2022年3月，国家能源局印发了《“十四五”现代能源体系规划》，提出要进一步建立健全煤炭、石油储备体系，加快储备库、液化天然气接收站等设施建设，能源储备体系更加完善，能源自主供给能力进一步增强，能源自给率保持在80%以上。

4.1.2 能源安全供应的制度自信

能源安全事关国家命脉，从事能源工作的国有企业是能源保供主体，需要具备体现国家意志、无我牺牲精神、超越商业利益、超强融资能力、上中下游链条完整等特性。中国从煤炭开采、油气自采和进口至电力储存输送和利用，几乎全部依靠国有企业，这是欧洲国家不能比的。中国民众熟知的“三桶油”（中国石油、中国石化和中国海油），在面对增储上产任务和能源转型的双重压力时，仍然不减投资力度，加大油气勘探开发力度，有序推动天然气产量持续提高。2020年，中国石油集团公司的天然气产量当量首次超过原油产量当量。2022年上半年，中国油气勘探捷报频传，油气产量稳步增长，有望完成年产2亿吨的油气生产目标。三大国有石油公司在立足传统能源的同时，积极探索布局氢能、光伏等新能源版图，例如中国石油在深圳成立新能源研究院，稳步开展新能源业务。

4.1.3 能源安全供应的进口自信

近10年（2011年-2021年）内，中国的石油和天然气对外依存度分别由63%和32%上升至76%和49%。当前，石油的对外依存度与欧洲相当，天然气对外依存度远低于欧洲，且与欧洲部分国家长期依赖于现货市场“捡漏”式购买不同，中国进口原油的近50%来自中东，包括沙特阿拉伯、伊拉克、科威特、阿联酋等国，对单独一个国家或地区的依赖都低于10%；天然气进口主要为长期贸易合同，管道气主要进口自周边国家，受第三方干扰小，管道设施健全；“一带一路”能源合作优势也日渐凸显，对外能源外交日趋稳定。由于对寒冬的“充分准备”，2021年12月，LNG现货进口价格不仅未受寒冬影响，反而比2021年11月下降45%，与欧洲当时的能源困局形成很大反差。

4.2 加强长期稳定的国际能源合作

中国目前的能源进口基本能保障用能需求，但考虑到油气对外依存度依旧很高，为降低他国制裁、禁运、战争等风险，增加反制裁能力和筹码，长期稳定的国际能源合作至关重要。

4.2.1 拓展合作新对象

中国的能源进口来源地主要集中在周边国家和中东地区，合作对象内部环境相对稳定，且与中国外交关系相对良好，但也不排除一些合作风险。例如中亚天然气管道的中方自有气源占比较低，一旦气源国减供或断供，会给中国统筹供气带来不小压力；预计在2027年投产的中蒙俄天然气管道项目，虽然运输距离短，管输费低，但蒙古国素来与美国关系更为亲近，项目能否顺利进展也未可得知；动荡政局和西方制裁给中缅油气合作带来很多不确定性。这些风险提示我们，要遵循“不把鸡蛋放在一个篮子里”的原则，慎重选择并多元化国际能源合作对象。建议从中国的能源合作对象国家中，按照利益分配关系，优先选择合作对象。一是油气进口优先选择邻近国家，例如俄罗斯、土库曼斯坦、哈萨克斯坦、塔吉克斯坦等，建立相融互通的油气储备应急体系，确保全方位、多层次的能源供应体系；二是扩大与沙特阿拉伯、卡塔尔、伊朗、伊拉克和阿联酋等中东国家的合作；三是稳定维护好与澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚、巴布亚新几内亚和缅甸等亚太国家的合作；四是挖掘加拿大和美国两国的油气合作潜力；五是将莫桑比克、坦桑尼亚、尼日利亚、塞内加尔和埃及等此类与中国距离较远、内部环境不稳定，但与中国外交关系相对较稳定的非洲国家作为储备合作对象。在资源开采中积极承担作业者，在进口定价中寻求与日本、韩国、印度等国合作，避免“资源溢价”。

4.2.2 构建合作新机制

现阶段，中国对外能源合作主要存在三方面问题：一是中国与油气出口国特别是俄罗斯、土库曼斯坦、缅甸等周边国家的油气合作量大、合同周期长，涉及生产、贸易、运输、销售等多个环节，合作双方在诉求上存在矛盾；二是中国油气公司在外普遍倾向于采取工程承包+融资的项目合作模式，这种由中方“大包大揽”的方式虽有利于项目整体推进，但部分项目没有较好契合所在国需求，进而引发一些摩擦；三是中国油气工业极为集中，以三大国有石油公司为主，美国等西方国家通过金融手段制裁其中一家公司都将严重影响中国油气供应安全。因此应由中方主导，与油气出口国建立联合工作组，加快与“一带一路”沿线国家协商签定投资协定和双边税收协定，协调各方利益，形成谈判合力；应在项目合同中设立和增加“本地含量”条款，明确“属地化用工”“本地化采购”等具体要求，提升项目本地化水平，与国际一流同行和当地有实力企业联合经营，共担风险，共享收益；应在构建海外利益保护和风险预警防范机制、增强企业境外经营合法合规性和安全意识的同时，逐步以其他商品人民币结算为引导，扩大人民币在能源贸易中的结算规模，降低金融危险。

4.2.3 拓宽合作新领域

从近年美国等西方国家对他国制裁等事件中不难发现，美国等西方国家通过关键核心科技卡住中国油气生产“脖颈”，限制中国油气产量，甚至干涉国际油气贸易，一定程度上会威胁中国的能源安全。要吸取欧洲能源困局教训：一要强化油气合作与新能源、关键矿物合作的协同推进，抓好研发过程中关键核心技术攻关，注重技术研发和产业上中下游协同并进，必要时可以合作研究实现利益共享，摒弃趁火打劫、急于求成的机会主义思想，构建互惠互利的能源共同体；二要在持续抓好管道建设的同时，提升自有运输船队规模，拓展与重要港口的合作，加强关键航道护航能力，补强国际贸易风险防控和稳定运回能力，让油气“买得来”“运得回”“用得上”；三要输出中国的优势产业，推动高铁、电力、移动通信、工程建设、医疗卫生等优势产业“走出去”，推广中国标准，形成与海外国家的“互相依赖”，以获取在进口油气定价等关键利益中的话语权，同时借助各种产业和各类人才走出去的契机，打造包容的企业文化，形成中外文化交流的和谐氛围，实现“软联通”与“硬联通”有机结合。

4.3 推动平稳有序地实现能源转型

近两年，中国发生了多个地区限电限产的情况，欧洲重启煤炭发电，这有力说明，在新能源不能安全稳定生产、新能源并网和储存技术尚不成熟时，要谨慎对待传统能源过快退出。短期要继续加大中国境内资源勘探开发力度，加强油气储备能力建设，重视煤炭保供作用和煤炭清洁化利用，不断提高传统能源自主供给能力。特别是作为国有企业，要坚守主责主业，坚持稳中求进，强化传统能源领域科技攻关，守好能源安全的压舱石。在中长期内稳扎稳打，平稳有序推动能源转型。

4.3.1 有序推进能源结构调整

中国能源总需求量大，煤炭消费尤甚，在总消费量中的占比超过50%，其次为石油，天然气、水电和可再生能源消费占比都不足10%（见图1）。在碳达峰、碳中和目标任务下，必须改变消费观念，提高能耗效率，重视天然气的桥梁作用。一是要买得来并用得起，坚持适度进口和理性消费。理性消费需要在确保民生的基础上，抑制除调峰电站外的工业燃料用气的非理性增长。当LNG现货价格高于最高门站基准价时，引导工业燃料用气企业使用可替代能源，对产能相对富裕的企业，在淡季以优惠价格供气，供暖季停气，待供暖结束后恢复供气，从而降低供暖季保供压力。二是从一次能源消费量和经济总量看，中美两国是全球绝对的能源消费和经济大国，但与美国相比，中国单位国内生产总值（GDP）能耗较高，能源消费总量全球第一。因此，生产端要推广煤炭无害化、智能化绿色开采，攻关煤炭地下气化等清洁转化技术研发和应用，加强二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术研发，提升化石能源生产过程中用能绿色替代比例。消费端要加快实现消费升级，提高燃煤效率，加大电能替代，不断升级油品质量。两端同时发力，共同推动高碳能源清洁低碳利用。三是新能源具有很强的地域性、间隙性、季节性等不稳定特征，天然气具备清洁、稳定、灵活特点，是弥补低碳零碳勘探开发技术关键竞争力不足的重要选项。未来5～10年，中国天然气消费仍将快速增长，以实现从高碳到无碳的平稳转型。因此，要加快国产气勘探开发，优化天然气采购和配置，尽快建成一定规模的国家级天然气战略储备，同时要理顺气价电价机制，推动天然气发电大规模使用，为低碳转型提供系列解决方案。

4.3.2 稳扎稳打布局新能源

近10年，中国可再生能源发电量表现出了强劲的增长趋势，2021年中国可再生能源发电量占全球可再生能源发电量的32%。可再生能源中以太阳能光伏发电的增长最为迅速，近10年发电量年增长率超过60%，2021年发电量占全球光伏发电量的33%，居世界首位。同时，中国太阳能光伏技术和生产水平较高。2021年，中国光伏组件产量为1820亿瓦，50%以上出口至海外[4]。预计到2025年，中国的多晶硅组件将占全球生产量的95%，世界各国将几乎完全依赖中国的光伏组件生产的关键部件[5]。在新能源技术完全成熟之前，能源转型仍然要遵循先立后破的原则。一是从国家层面抓好新能源发展规划顶层设计，做好各类新能源发展潜力、开发难易度等方面的评估、排序和筛选，形成国有大型企业牵头关键新能源开发、中小型企业共同参与的大面积撒网式新能源开发局面，多点开花，优劣势互补。二是根据新能源地区性、间隙性、季节性等不稳定特征，因地制宜推进西部地区风光资源、西南地区水电资源、沿海地区海上风电资源的应用，在边远地区和农村有效利用农业资源和生活垃圾，发展秸秆发电、沼气工程、垃圾发电等，形成富有区域特色的能源安全保障体系，统筹发展，以点带面，推动整体能源安全保障水平提升。三是发挥市场作用，完善天然气价格与上网电价联动机制，加快电力市场改革，形成协调统一的市场架构，体现电源间的公平竞争，提升火电机组的灵活性，实现负荷跟踪运行模式，对燃煤机组的调峰进行奖励或补偿，提升电力系统的灵活调节能力。

无论是油气还是新能源，国际化、市场化、标准化的运作模式都是未来发展方向。中国新能源的发展应当未雨绸缪，加强科技战略引领，超前规划布局关键核心技术，持续攻克新型清洁能源发电技术和新型电力系统规划、运行及安全稳定控制技术，以及新型先进输电技术、新型储能技术、电氢碳协同利用技术等，同时，要做好产业结构顶层设计，建立完整的新能源业务上中下游产业链，防止在薄弱环节被“卡脖子”，真正实现能源独立。