欧洲能源危机加剧，德国核电临危受命！

在市场电价不断高涨和俄罗斯无限期断供天然气之后，处在能源危机中的德国迈出了不同寻常的一步：改变其原定的2022年彻底让所有核电机组退役的计划，有两台核电机组将作为“应急备用”机组开启至2023年4月中旬。

德国当地时间9月5日下午，德国经济与气候保护部长哈贝克（Robert Habeck）联合德国四大输电运营商（TSO）50Hertz、Amprion、TenneT和Transnet BW共同举办发布会，宣布今年第二次电力系统压力测试的结果和应对之策，推迟两台核电机组退役是应对措施之一。

向来坚定弃核、大力发展新能源、又严重依赖俄罗斯天然气的德国政府推迟核电机组退役，是当前欧洲能源危机的一个缩影。这背后除了俄气减供的原因，欧洲水电、核电电量大减带来的缺口难以弥补，也暴露了欧洲电力系统的脆弱。

此外，欧洲成熟的能源市场机制，虽然一方面在危机时约束了供应，调整了供需平衡，但这对欧洲基础工业影响巨大，也一定程度导致危机影响在市场中被放大，电力期货价格大涨，带来了广泛的流动性危机。

当前，欧洲正在已经进入为过冬准备能源的关键时期，要求政府出手限价的呼吁不断高涨。历来在能源转型的机制上先人一步的欧洲，如何应对这场愈演愈烈的能源危机，仍是全球关注的焦点。

德国核电临危受命

德国目前还有三台核电机组在运，此次政府决定将两台机组推迟退役。

具体而言，这两台推迟退役的机组是位于德国南部的Isar 2号机组和Neckarwestheim 2号机组。分别由意昂（Eon）和巴登符腾堡电力公司（ENBW）运营，总装机173万千瓦。

宣布这一决定，对绿党出身的经济气候部部长哈贝克颇不寻常。反对核电发展、要求核电在2022年年底前全部退役，历来是德国绿党的核心政治诉求之一，德国也因此成为主要核电国家中最明确弃核的国家，在2011年福岛核事故之后就提出了2022弃核的目标。

逐年的退役计划下，到如今德国目前还有三台核电机组在运，除开宣布推迟退役的两台机组，还有一台位于德国北部林根的Emsland核电机组，装机134万千瓦。2021年，核电仍为德国提供了约12%的清洁电力。今年3月俄乌冲突爆发之后，德国国内就有意见提出推迟核电机组退役，彼时经济气候部经过评估，认为并无必要。但愈演愈烈的欧洲能源危机，最终改变了这一决定。

尽管核电机组被迫推迟退役，绿党出身的哈贝克在发布会上对核电仍然谨慎克制。他表示，德国的三台核电机组都将按计划在2022年底退出电网，德国仍坚持按照《原子能法》的规定逐步淘汰核电，不会装载新的核燃料元件。他同时也表示，Isar和Neckarwestheim两台机组在2023年4月中旬之前保持可用状态，以便必要时为德国南部电网做出贡献。

哈贝克再次重申了反对核电技术发展的态度，他表示，核电仍是高风险技术，高放射性废料将给几十代人带来风险，因此直接延寿也是不合理的。综合考虑核电的风险和冬季情况，将核电作为应急备用，并将限制其发电功率。

根据德国政府和输电运营商的预计，两台装机共273万千瓦的核电机组预计将多提供约24亿千瓦时的电量，可以替代约50亿千瓦时的等效天然气需求。根据这一电量测算，其核电机组利用小时数不足900小时，额外的运行的4个半月里，以满功率计算实际只有不到40天的运行时间。这意味着在德国政府的计划中，核电虽然确定会投入使用，但功率和运行时间都会受限，不会满功率长时间运行。

名义上保持既定的核电年底退出电网目标不变，同时又将两台核电机组作用备用随时准备投入市场，也确定核电之后不再更换核燃料延寿运行。这个限制条件颇多的决定，是德国气候政治背景与能源危机加剧之后的博弈折衷。

让两台地处德国南部的核电机组延期，而地处德国北部林根的核电站如期退役，这样的安排与德国的网架结构和电源分布有关。德国南部有大量工业负荷，过去以传统能源装机为主，而发展迅猛的新能源（尤其是风电）则主要集中在北部。而德国南北电网的连接并不充裕，过去就一直存在再调度（Re-Dispatch）的问题，为了保持电网平衡，需要减少北部的可再生能源发电，增加南部的传统能源出力。现在短缺形势下，南部电力需求更难以被满足，因此，两个地处德国南部的核电站得以延期运行，应对危机。

事实上，这已经是德国今年第二次在能源政策上走回头路。此前在6月8日，德国内阁就曾批准总计共1040万千瓦的退役燃煤、燃油机组重新启用，其中也包括计划今年退役的部分燃煤机组推迟退役，以备用容量的名义在需要时参与市场。如今，这些机组已经部分恢复运营，还有机组将在10月投入运营。

俄气断供加剧危机

德国改动核心能源政策，是在7月至9月第二次对电力系统进行压力测试后做出的，此前在俄乌冲突后，德国曾在3月至5月做过第一次压力测试。

第二次电力系统压力测试主要针对2022年至2023年冬季的电力供需形势展开，根据其分析结论，冬季电力系统出现危机的可能性很小，但不能完全排除，因此建议采取一些额外措施来确保不会出现短期供应不足或电力故障。

除开核电机组延期，哈贝克还表示，要更好利用各种发电厂的备用容量、用合同能源管理等各种措施来提高电网利用率。他乐观认为，到2023年冬天，通过增加LNG接收站和浮式天然气接收站（FSRU）的投资来增加天然气供应，以及加大可再生能源、生物质和灵活性负荷的投资，可以有效减少下一个冬天的不确定性，届时也不再需要核电。

在德国宣布压力测试结果之前，俄罗斯天然气公司（Gazprom）数次以主涡轮机设备故障为由，减少或中断出口至德国的天然气，并最终在9月2日宣布无限期中断通过“北溪一号”管道向德国输送天然气。受俄气断供的预期影响，欧洲天然气交易枢纽TTF近月期货价在8月底一度跳涨至346欧元/兆瓦时，如今仍在250欧元/兆瓦时的高价区域徘徊，是去年同期的将近10倍。

在俄乌冲突发生之后，欧洲就通过削减需求、多元化气源来为2022年的冬天做准备，提出在11月1日前将欧洲储气库容量至少提高到80%以上，并要求成员国在2022年8月至2023年3月期间减少15%的天然气使用量。通过大量采购高价LNG，欧洲储气库的气量在冬季到来之前暂时达到了相对安全的水平。

欧洲知名智库布鲁盖尔（Bruegel）在9月6日发布的一份报告显示，今年上半年，俄罗斯出口欧洲的天然气大幅减量，而国际LNG为主的其他气源弥补了缺口。

欧洲天然气基础设施组织（GIE）截至9月4日的数据显示，目前欧洲储气量达到911.47太瓦时（TWh），达到库容的81.92%，其中德国储气量210.74TWh，储气量达86.1%，超出预计。德国政府此前提出在10月前将储气库库容提高到85%，到11月前提高到95%。9月初，第一个目标已经达成。

但这不意味着今冬天然气安全已经无虞。布鲁盖尔的报告认为，欧洲天然气市场才刚到关键节点，接下来还面临四方面问题：储气库补库、减少天然气需求、增加供应和确保天然气流向最需要的用户，这四个问题都需要政府介入来协作解决，如果协作不力，就会让系统变得不安全、不可持续和高成本。

亚洲市场的冬季需求也是欧洲面临的变量之一。牛津能源研究所在8月的一份报告中认为，进入冬季，东亚市场将与欧洲竞争LNG，欧洲可以实现80%的储气目标，但很难回复到2019、2020冬季开始的库存水平。

该报告认为，俄罗斯天然气供应在冬季将持续受限，在欧洲增产和俄罗斯之外供应上升潜力有限的情况下，欧洲市场的供需平衡取决于LNG供应、欧盟国家气化基础设施（FSRU）的潜力以及高价格和政府政策抑制需求的效果，而天气因素也将带来影响。欧洲还有两到三个月时间为冬季准备，就好像是在两栋大楼之间走钢丝，如果一切条件满足，就可以完成这一壮举，否则会遭受强风冲击，天然气价格会迎来飙涨。

路孚特首席电力与碳分析师秦炎表示，如果北溪一号持续断供，德国预期的储气库目标仍面临风险。倘若其他气源正常，天气不出现寒冬，同时欧盟减少15%天然气用量的规定得以实施，冬季天然气可以平衡，但这也是建立在高价的基础上，否则难以吸引到足够的LNG。

缺电比缺气更紧急

天然气应对过冬即将迎来关键节点，而相比天然气，欧洲电力短缺和价格波动的影响已经迫在眉睫。秦炎强调，相比天然气，当前欧洲电力短缺的风险更大。

德国决定延期核电，也是基于电力系统压力测试的结果而做出的不寻常决定。总的来看，欧洲来水不足导致水电少发、法国核电大量机组停机检修和俄乌冲突加剧能源供应形势，共同导致了德国冬季电力面临短缺的风险。

欧洲电力供应的前两大主力电源：水电和核电，今年都出现了意外减量。水电受夏季以来的干旱天气影响，核电则是法国核电机组因设备故障、检修受疫情影响，导致今年大量机组集中检修，当前法国核电出力仅为装机的四成左右。

清洁能源智库EMBER在9月5日发布的一项统计显示，2022年1至8月，欧盟27国相比去年少发了190亿度电，其中核电少700亿度，水电少发了620亿度。而气电、煤电和新能源的电量都有所增长，抵消了部分水电核电减量导致的损失。

值得一提的是，前八个月，欧洲气电的电量增长230亿度，侧面说明了欧洲气电出力在高气价支撑下有所保障，俄气减量的情况下，欧洲通过替代气源保证了气电发电量。而在气电增长的情况下，极端天气和机组事故导致水电、核电减量难以被其他电源弥补，又凸显了欧洲电力系统的脆弱性。需要指出的是，这一脆弱性，并非是俄气减量、从而导致气电少发导致的。

秦炎表示，总体来看，即便天气正常不出现寒冬，风光发电正常，西欧仍有限电、缺电风险，尤其是用电需求峰值时可能缺电。

路孚特大宗研究团队9月5日发布的法国电力供应报告预计，法国冬季电力供应短缺是可预计的，大多数天气情况都会导致冬天某个时间点限电，而且短缺程度相当严重，至少持续数个小时。为了防止出现缺口，必须减少电力需求。

电的风险不仅体现在缺量上，还体现在价格高涨。欧洲现货市场以边际成本出清，在总体缺电的形势下，成本高昂的气电机组成为了边际机组，气价每上涨1欧元/兆瓦时，会传导至现货电价上涨约2欧元/兆瓦时，这导致欧洲电力现货市场价格居高不下。

不仅如此，8月底，受俄气断供消息影响，德国、法国电力年度期货价格一度在26日突破1000欧元/兆瓦时，目前仍高达500欧元以上。期货的暴涨带来了新的问题：欧洲多个大型能源公司出现资金流动性危机。

出于对冲风险考虑，欧洲许多电力公司会持有部分电力期货空头头寸。如果电价下跌，空头头寸的盈利可以对冲风险，而如果电价上涨，通过出售电力自身可以盈利。正常的市场结构下，这一操作可以对冲风险。然而电力期货短期暴涨，导致持有金融衍生品的电力公司在8月底、9月初面临大量追加保证金的压力（margin call）。尽管远期价格上涨，电力公司届时可以通过出售电力来获利，但当前的资金压力迫在眉睫，多家电力公司不得不向政府求助，要求政府提供信贷支持。

电价居高不下，欧洲正在酝酿电力市场改革，根据泄露的讨论文本，欧盟考虑采取临时措施将气价与电价脱钩，限制气价，在场外对其补贴，以此来降低气电机组在电力市场中的报价，并对非天然气机组设定价格上限，从而降低整个电力现货市场的价格，降低用户的用电成本。也有分析人士担心，对非天然气发电机组设定价格上限，会抑制可再生能源投资。

欧盟理事会将在9月9日召开特别会议，各国能源部长将讨论如何应对居高不下的能源价格。

欧洲基础工业遭受重创

飙升的能源价格也在影响欧洲工业，尤其是天然气、电力成本影响较大的基础材料工业。

当地时间9月6日下午，欧洲水泥、玻璃、陶瓷、石灰、铁合金、钢铁、有色金属、化肥、矿业、化工、纸业、膨化黏土等12个能源密集型行业的行业协会共同发布致欧盟委员会主席范德莱恩的公开信，呼吁关切能源价格高涨带来的危机。

公开信表示，气价、电价的上涨不仅通过通胀影响消费者，天然气和电力的工业用户也将遭受毁灭性的打击；过去一周，欧洲许多工厂停产、减产，还有更多工厂可能紧随其后，大量工厂停产将会导致欧洲供应链更依赖第三方市场，导致全球碳排放增加。

公开信警告，对许多能源密集型行业而言，当前在欧洲已经没有任何继续生产的商业可行性，也没有进一步投资的可能性。相关产能的关停，开始对价值链产生严重影响，危及欧洲工业基础和基本产品的供应。

公开信呼吁，需要在欧洲层面采取有影响的行动，紧急推出限制天然气价格和使电价与气价脱钩的措施，调整对临时危机国家的援助框架。

相关行业受到的影响，在欧洲已经屡见不鲜。

咨询公司Wood Mackenzie高级研究经理 Uday Patel 表示：“每当经济增长下滑且冶炼厂利润率承压时，我们就会看到欧洲冶炼厂关闭相当一部分产能，当情况好转时，有些冶炼厂就再也不会上线了”。Wood Mackenzie估计欧洲已经损失了大约100万吨的铝年产能，Patel表示他预计其中约25% 的产能可能会被永久削减。

综合欧洲媒体信息来看，由于持续的能源危机，欧洲的金属加工行业大量减产，约有 300 万吨不锈钢产能处于危险之中。8月初，比利时钢铁公司Aperam Mill关闭了位于Genk的工厂，不久之后又减少Chatelet Mill 的产量。西班牙公司钢铁公司Acrinox宣布将减产，并安排约85%的员工从事短期工作。挪威铝业公司Norsk Hydro表示，由于高电价使它们在财务上无法生存，它正在关闭其位于斯洛伐克的Slovalco工厂的原铝业务。金属公司Nyrstar表示将关闭荷兰的一家大型锌冶炼厂。

受天然气影响的行业方面，化工、化肥和农业都难以幸免。

化肥公司CF Industries表示，高昂的天然气价格迫使其在英国比灵厄姆的氨厂暂时停止生产；挪威化肥生产商Yara International已经削减了氨的产量，现在计划将产量进一步减少到正常水平的35%左右；德国化学工业协会VCI称，德国的化学公司已经减少了包括氨在内的一些产品的产量。

彭博8月26日报道称，欧洲的化肥短缺正在加剧，超过三分之二的产能因飙升的天然气成本而停产，威胁到远超出该地区边界的农民和消费者。天然气既是化肥行业的关键原料，也是能源来源。联合国粮食及农业组织首席经济学家Maximo Torero表示非常担心随着天然气价格持续上涨，欧洲将有更多工厂被迫关闭。这将使欧盟从主要出口国转变为进口国，给肥料价格带来更多压力，从而影响下一个种植季节。

德国工会联合会（DGB）负责人Yasmin Fahimi 7月曾表示，由于天然气瓶颈，铝、玻璃和化工行业都有永久崩溃的危险。这将对德国的整个经济和就业产生巨大影响。

来源：财经十一人