欧洲能源危机原因分析及对我国核电产业发展的启示

□李言瑞 安 岩 孙善星 胡 健 陈 超 刘洪军

自2020年3月新冠肺炎疫情全球大流行以来，美国在不到20个月的时间内就美元流动性和一揽子经济刺激方案放水达数十万亿美元。这不仅造成美国境内严重的通货膨胀，还蔓延到世界多个国家和地区，造成全球性的大宗商品和化工原料价格疯涨。本次欧洲能源危机的根本原因是价格危机，同时叠加疫情引发的供应链部分中断使得化石能源尤其是天然气供应和储备不足。欧洲风电受天气影响发电量减少也间接助推了本次能源危机的形成。

我国东北地区同期发生的拉闸限电现象主要是电厂的煤炭库存不足导致的。在全球电力系统大力去煤的环境下，国内外电力系统亟需一种稳定的电力形式，核电恰好是这种清洁低碳安全高效的优质基荷电源。

一、欧洲能源危机的成因分析

(一)根本原因是美国连同欧洲货币放水。2020年3月，新冠病毒肺炎疫情全球蔓延以来，为应对疫情和全球金融市场出现的流动性危机，美联储开启“无上限”量化宽松政策配合白宫大水漫灌式的强刺激，全方位给经济主体输送流动性，包括将联邦基金目标利率降低至零，导致了美国有史以来规模最大的经济刺激计划。据统计，美国财政部和美联储在不到20个月的时间内就推动美元流动性、狭义货币(M1)、广义货币(M2)、一揽子经济刺激方案和债务赤字总计放水达数十万亿美元。欧洲央行实施超宽松货币政策，M2同比大幅飙升，增速创出了2008年金融危机以来的新高。这些经济刺激措施需要通过全球的物价进行消化稀释，造成国外物价急速上涨。

从美联储大放水开始，全球大宗商品价格不断暴涨，与此同时，美国和欧洲市场需求复苏快于生产，而国际航运等尚未完全恢复，导致全球供应链短暂性破裂，进一步加大了煤、石油、天然气的价格上涨。自2021年初以来，全球煤、石油、天然气价格就不断上涨，欧洲天然气价格在2021年8月初比2020年5月上涨了10倍，2021年9月天然气价格比1月份上涨了3.5倍[1]。

截至2021年10月8日，IPE天然气、动力煤价格分别涨至2.13英镑/色姆、230美元/吨，同比涨幅分别高达445%、299%。Brent、WTI原油价格也分别快速上涨至82.4美元/桶和79.4美元/桶的历史高位，同比分别上涨92.6%和90.1%。燃料价格上涨，导致电力价格上涨，意大利、西班牙、德国、法国电价分别涨至10.5、9.2、8.1、7.8欧分/度，同比分别涨幅166%、167%、170%、134%[1]。

(二)天然气等化石能源短缺直接诱发了欧洲能源危机。

1.受疫情影响全球油气产能下降，供给减少。西欧地区严重缺乏煤、石油、天然气等化石能源，需要依赖国际供应。受新冠肺炎疫情大流行影响，2020年对化石燃料需求动力不足，供大于求，价格暴跌，能源企业为减缓损失减少勘探和开发新井，导致2021年油气产能并未紧随需求同步增长。

2.经济复苏对能源需求增加。2021年以来欧洲的天然气库存一直低于过去五年平均水平，并且一路下滑。随着疫苗接种的推进和经济复苏，工业恢复速度高于预期，对天然气需求强势反弹，而欧洲没有足够的天然气库存。根据欧洲天然气基础协会的数据，自2021年7月份以来，欧洲天然气库存不足近5年来平均水平的90%[2]，这还是考虑疫情影响多储备了一些天然气库存。

3.冬季取暖和绿色转型增加对天然气储备的需要。天然气是欧洲主要供暖燃料，冬季是天然气需求旺季，由于担心冬季可能遭遇拉尼娜严寒天气影响，欧洲国家亟需在9～10月份储备足够的天然气。2020年，欧美意外的寒冬消耗了大量的库存，天然气渠道商上半年未能及时补库存，库存始终处于低位，所以供需一旦错位，缺乏库存缓冲的气价立刻飚升。另外，亚洲国家为应对冬天取暖，大量抢购天然气，也减少了全球天然气流向欧洲。

4.俄罗斯、挪威、美国没有供应额外的天然气。随着经济复苏，能源需求快速回升，天然气供应恢复却非常缓慢。俄罗斯天然气公司Gazprom执行了所有的长协订单，只是没有应欧洲各国要求，增加额外的现货供应。美国页岩油也没有增加产量，促进欧洲天然气价格飙升。欧洲第二大天然气供应商Equinor自2020年10月起停产，预计到2022年3月才能复产。

5.煤和石油的消费，导致煤和石油库存不足和价格上涨。由于天然气库存不足，欧洲开始启用更多燃煤、燃油电厂发电，使得本已价格较高的煤、石油价格更高。煤电提高了发电量，碳排放量和交易量增加，碳市场交易价格也达到历史最高位，增加了煤电发电成本。

6.电力供应不足，推动电力价格升高。化石燃料供应不能及时响应需求，导致火电相对不足。可再生能源发电出力不足，电网中新能源电力份额下降。碳交易等因素也进一步促进了欧洲电力价格上涨。另外，尤其是英国，今年6月关停邓杰内斯B核电站2台机组，9月英法海底电缆发生火灾，也降低了电力供应量，导致电力价格高涨。

(三)可再生能源发电尤其是风电出力不足助推欧洲能源危机。欧洲制定了激进的碳减排目标，高度依赖可再生能源电力，尤其是风电已经成为欧洲可再生能源重要发电形式，为本次能源危机埋下了伏笔。2010～2019年，可再生能源发电占比由23.4%增长至35.9%，其中风电占可再生能源发电的比重已经由15.9%增加至31.3%。

每年4～10月是欧洲风力的低谷期，风电发电量也相应降低。2021年初以来，因为欧洲长时间出现微风天气，海上风速大幅下降，风力发电量随之骤降。风电缺位，使得欧洲对火电需求激增。需求大幅增加、电力供给不足，最终推动天然气、动力煤和石油价格大涨，碳交易量增加，并传导到电力价格端。

二、我国“拉闸限电”等电荒原因不同于欧洲能源危机

为完成总能耗和单位能耗“双控”指标，我国各省份严控煤炭消费，导致煤炭需求降低。国内经济持续复苏叠加出口超预期，用电需求提高，煤炭供不应求，推升煤炭价格。自2021年8月份我国动力煤期货价格由750元/吨上涨到10月11日1,400元/吨，不到2个月时间，涨幅高达86%，而动力煤现货价格也达到了2,200元/吨，刷新历史纪录。

受无风阴雨天气影响，可再生能源发电降低，并且没有配备足够的储能设施保证电厂稳定的电力供应。受电力供应不足的影响，电网为了保障稳定性会进行计划用电或拉闸限电的调度计划。

三、我国和世界能源结构及发展趋势研究

(一)我国能源消费结构中目前还是以燃煤为主，清洁能源占比快速增长。在能源消费方面，2020年，随着我国经济社会秩序持续稳定恢复，全年能源消费总量49.8亿吨标煤，其中煤炭消费28.27亿吨，占比56.8%；原油消费折合标煤9.41亿吨，占比18.9%；天然气、水电、核电、风电和光伏发电等一次电力的能源消费折合标煤12.1亿吨，占比24.3%。

在能源生产方面，2020年，我国一次能源生产总量40.8亿吨标准煤，同比增长2.8%。其中，原煤产量38.4亿吨，同比增长1.4%；原油产量1.95亿吨，同比增长1.6%；天然气产量1,925亿立方米，同比增长9.8%；发电量77,790亿千瓦时，同比增长3.7%。

在能源进出口方面，2020年，我国原油进口5.42亿吨，同比增长7.3%；成品油进口2,835万吨，同比减少7.2%，金额818亿元，同比减少30.4%；天然气进口约1,403亿立方米，同比增长5.3%。2020年进口煤及褐煤3.04亿吨，同比增长1.5%；出口煤及褐煤319万吨，同比减少47.1%。

我国能源电力发展趋势可以归纳为：一是近期煤碳仍将是我国消费占比最大的一次能源形式，但是煤炭消费占比呈下降趋势。石油和天然气对外依存度高，并且近期将持续存在。二是清洁能源消费占比将持续提升。在2050前我国都将是全球最大的能源消费国，在快速转型、净零排放和现有政策三种情景下占全球能源消费都在20%以上，煤电分别下降至4%、1%和31%，可再生能源达48%、55%和23%。

(二)全球能源消费结构中以化石能源为主，欧洲清洁能源转型速度全球领先。全球能源结构中，化石能源占总消费量的83%以上。受新冠肺炎疫情影响，2020年全球能源总消费量为556.62艾焦耳，同比下降4.5%[3]。

2020年，化石能源消费量下降，石油、天然气、煤炭、核电消费量分别为173.73、137.62、151.42、42.23艾焦耳，同比下降9.46%、2.08%、3.95%、3.81%。水电、可再生能源消费量分别为38.16、31.71艾焦耳，同比上升1.25%、10.02%[3]。

2020年，欧洲和美国一次能源消费分别为77.15艾焦耳和87.79艾焦耳，其中化石能源分别占比达到71%和82%。欧洲清洁能源占比达到29%，全球领先。

全球能源电力发展趋势可以归纳为：一是在能源转型过程中，欧洲等化石燃料缺乏区域不可避免会出现能源短缺、局部电力供应紧张、燃料价格和电价上涨等突发情况，尤其是英国、德国等执行激进清洁能源计划的国家，或成为未来一段时期内全球能源转型的常态。二是多元化的能源结构是保持能源和电力安全的重要支撑，在化石燃料储量丰富的国家尤其明显，较少出现受气候变化、能源短缺或燃料价格上涨等因素影响的长期大范围能源电力危机。全球弃核或消减核电比例的国家会重新审视核能政策，或许会推迟核电机组关停时间，或者考虑部署小型堆等新型核电技术。三是世界低碳发展将不断深入，全球能源系统结构出现根本性调整，将更加多元，不同燃料品种之间的竞争也更为激烈。

四、推动我国核电产业发展的对策建议

(一)坚定不移发展核电。我国能源主管部门和核电企业应当争取现有核电机组能发尽发、应发尽发、度电必争。以双碳目标实现为窗口期，积极同地方县、镇、村级领导建立良好公众基础。采取多种途径保护核电厂址，推动内陆核电、60万千瓦高温气冷堆、浮动堆等一系列标志性项目落地。

(二)提升核电调峰技术与运行管理能力水平。随着周期性可再生能源大规模上网，核电将不可避免参与调峰，为此应开展核电调峰安全分析研究，加大调峰人员培训。核电业界应当关注海阳核电站和德国格罗恩德核电站引进电化学储能设施和自适应配电控制技术协助电厂调峰的方式，探索“核电微调+储能深调”模式，实施电厂调峰而机组不调峰的运行模式。研究机组大修组合方式参与季节性调峰，做好小修与每周内电网用电不同的协调。

(三)争取核电替代退役煤电的容量价值和相应补偿机制。欧洲能源危机一个主要原因是激进脱碳导致电力系统可用容量不足。这也证明了我国避免运动式、一刀切能源减碳做法的正确性。核电作为稳定电源，未来可以一定程度补充煤电退出后的可用容量缺口，核电应积极争取容量价值和相应补偿机制。

(四)持续推进核能综合利用。在开展海阳核电站供暖项目和核能供暖节能工程示范项目建设的同时，研究核电机组与风电、光电、储热联合运行模式。将秦山核电基地建成核能综合利用示范基地。发展北方沿海核电余热利用的水热同产、水热同供和跨季节水热同储新技术等核能综合利用技术研发和示范。积极对接当地市级和县级能源主管部门，探索现有核电基地和后续项目为城市和工业园区热电联供方案。推动燕龙、NHR-200 II型等低温供热堆项目落地。推动高温气冷堆各级阶梯温度的热应用研究，寻找真正市场用户。

(五)大力推动核能与可再生能源组合发展。发挥核电在新型电力系统中的基荷电源作用，推动核电与可再生能源捆绑发展，研究风电和光伏发电等可再生能源发展规模需要匹配核电容量情况，构建在火电大规模关停情况下的稳定风光核储综合能源体系。推动小堆参与微网、离网等新技术发展和新模式研究。探索可再生能源发电厂匹配合理比例的储能设施。

(六)做好在建项目建造费和核燃料循环企业运行费上涨的预防措施。受输入型通胀影响，国内钢材、水泥、电力主设备价格已明显上涨，将导致核电站建设成本上涨。另外，目前国内放开工商业电价限制后，钢铁、水泥等高耗能企业将迎来一波叠加上涨，预计集团公司铀矿采冶、燃料加工企业运行费用也将会上涨。集团公司要做好核电精益化成本管控、高耗能企业运行费用等方面的风险防控工作。

(七)深入研究能源危机对铀资源购买和核电走出去的影响与研判。本次欧洲能源危机的根本原因是欧美等经济体放水导致的，将会对国际经济、国际商品价格，以及非洲、中亚、澳洲等铀资源丰富国家和阿根廷、巴西等计划建设核电国家的经济产生较深影响，国际铀资源价格可能会持续上涨，需要研判铀价走势。受全球经济通胀影响，在与阿根廷谈、巴基斯坦、巴西等国家洽谈核电项目时，需要重新考虑总承包概算问题及相应的建造模式。