歐洲能源危機原因分析及對我國核電產業發展的啟示

□李言瑞 安 巖 孫善星 胡 健 陳 超 劉洪軍

自2020年3月新冠肺炎疫情全球大流行以來，美國在不到20個月的時間內就美元流動性和一攬子經濟刺激方案放水達數十萬億美元。這不僅造成美國境內嚴重的通貨膨脹，還蔓延到世界多個國家和地區，造成全球性的大宗商品和化工原料價格瘋漲。本次歐洲能源危機的根本原因是價格危機，同時疊加疫情引發的供應鏈部分中斷使得化石能源尤其是天然氣供應和儲備不足。歐洲風電受天氣影響發電量減少也間接助推了本次能源危機的形成。

我國東北地區同期發生的拉閘限電現象主要是電廠的煤炭庫存不足導致的。在全球電力系統大力去煤的環境下，國內外電力系統亟需一種穩定的電力形式，核電恰好是這種清潔低碳安全高效的優質基荷電源。

一、歐洲能源危機的成因分析

(一)根本原因是美國連同歐洲貨幣放水。2020年3月，新冠病毒肺炎疫情全球蔓延以來，為應對疫情和全球金融市場出現的流動性危機，美聯儲開啟“無上限”量化寬松政策配合白宮大水漫灌式的強刺激，全方位給經濟主體輸送流動性，包括將聯邦基金目標利率降低至零，導致了美國有史以來規模最大的經濟刺激計劃。據統計，美國財政部和美聯儲在不到20個月的時間內就推動美元流動性、狹義貨幣(M1)、廣義貨幣(M2)、一攬子經濟刺激方案和債務赤字總計放水達數十萬億美元。歐洲央行實施超寬松貨幣政策，M2同比大幅飆升，增速創出了2008年金融危機以來的新高。這些經濟刺激措施需要通過全球的物價進行消化稀釋，造成國外物價急速上漲。

從美聯儲大放水開始，全球大宗商品價格不斷暴漲，與此同時，美國和歐洲市場需求復蘇快于生產，而國際航運等尚未完全恢復，導致全球供應鏈短暫性破裂，進一步加大了煤、石油、天然氣的價格上漲。自2021年初以來，全球煤、石油、天然氣價格就不斷上漲，歐洲天然氣價格在2021年8月初比2020年5月上漲了10倍，2021年9月天然氣價格比1月份上漲了3.5倍[1]。

截至2021年10月8日，IPE天然氣、動力煤價格分別漲至2.13英鎊/色姆、230美元/噸，同比漲幅分別高達445%、299%。Brent、WTI原油價格也分別快速上漲至82.4美元/桶和79.4美元/桶的歷史高位，同比分別上漲92.6%和90.1%。燃料價格上漲，導致電力價格上漲，意大利、西班牙、德國、法國電價分別漲至10.5、9.2、8.1、7.8歐分/度，同比分別漲幅166%、167%、170%、134%[1]。

(二)天然氣等化石能源短缺直接誘發了歐洲能源危機。

1.受疫情影響全球油氣產能下降，供給減少。西歐地區嚴重缺乏煤、石油、天然氣等化石能源，需要依賴國際供應。受新冠肺炎疫情大流行影響，2020年對化石燃料需求動力不足，供大于求，價格暴跌，能源企業為減緩損失減少勘探和開發新井，導致2021年油氣產能并未緊隨需求同步增長。

2.經濟復蘇對能源需求增加。2021年以來歐洲的天然氣庫存一直低于過去五年平均水平，并且一路下滑。隨著疫苗接種的推進和經濟復蘇，工業恢復速度高于預期，對天然氣需求強勢反彈，而歐洲沒有足夠的天然氣庫存。根據歐洲天然氣基礎協會的數據，自2021年7月份以來，歐洲天然氣庫存不足近5年來平均水平的90%[2]，這還是考慮疫情影響多儲備了一些天然氣庫存。

3.冬季取暖和綠色轉型增加對天然氣儲備的需要。天然氣是歐洲主要供暖燃料，冬季是天然氣需求旺季，由于擔心冬季可能遭遇拉尼娜嚴寒天氣影響，歐洲國家亟需在9～10月份儲備足夠的天然氣。2020年，歐美意外的寒冬消耗了大量的庫存，天然氣渠道商上半年未能及時補庫存，庫存始終處于低位，所以供需一旦錯位，缺乏庫存緩沖的氣價立刻飚升。另外，亞洲國家為應對冬天取暖，大量搶購天然氣，也減少了全球天然氣流向歐洲。

4.俄羅斯、挪威、美國沒有供應額外的天然氣。隨著經濟復蘇，能源需求快速回升，天然氣供應恢復卻非常緩慢。俄羅斯天然氣公司Gazprom執行了所有的長協訂單，只是沒有應歐洲各國要求，增加額外的現貨供應。美國頁巖油也沒有增加產量，促進歐洲天然氣價格飆升。歐洲第二大天然氣供應商Equinor自2020年10月起停產，預計到2022年3月才能復產。

5.煤和石油的消費，導致煤和石油庫存不足和價格上漲。由于天然氣庫存不足，歐洲開始啟用更多燃煤、燃油電廠發電，使得本已價格較高的煤、石油價格更高。煤電提高了發電量，碳排放量和交易量增加，碳市場交易價格也達到歷史最高位，增加了煤電發電成本。

6.電力供應不足，推動電力價格升高。化石燃料供應不能及時響應需求，導致火電相對不足。可再生能源發電出力不足，電網中新能源電力份額下降。碳交易等因素也進一步促進了歐洲電力價格上漲。另外，尤其是英國，今年6月關停鄧杰內斯B核電站2臺機組，9月英法海底電纜發生火災，也降低了電力供應量，導致電力價格高漲。

(三)可再生能源發電尤其是風電出力不足助推歐洲能源危機。歐洲制定了激進的碳減排目標，高度依賴可再生能源電力，尤其是風電已經成為歐洲可再生能源重要發電形式，為本次能源危機埋下了伏筆。2010～2019年，可再生能源發電占比由23.4%增長至35.9%，其中風電占可再生能源發電的比重已經由15.9%增加至31.3%。

每年4～10月是歐洲風力的低谷期，風電發電量也相應降低。2021年初以來，因為歐洲長時間出現微風天氣，海上風速大幅下降，風力發電量隨之驟降。風電缺位，使得歐洲對火電需求激增。需求大幅增加、電力供給不足，最終推動天然氣、動力煤和石油價格大漲，碳交易量增加，并傳導到電力價格端。

二、我國“拉閘限電”等電荒原因不同于歐洲能源危機

為完成總能耗和單位能耗“雙控”指標，我國各省份嚴控煤炭消費，導致煤炭需求降低。國內經濟持續復蘇疊加出口超預期，用電需求提高，煤炭供不應求，推升煤炭價格。自2021年8月份我國動力煤期貨價格由750元/噸上漲到10月11日1,400元/噸，不到2個月時間，漲幅高達86%，而動力煤現貨價格也達到了2,200元/噸，刷新歷史紀錄。

受無風陰雨天氣影響，可再生能源發電降低，并且沒有配備足夠的儲能設施保證電廠穩定的電力供應。受電力供應不足的影響，電網為了保障穩定性會進行計劃用電或拉閘限電的調度計劃。

三、我國和世界能源結構及發展趨勢研究

(一)我國能源消費結構中目前還是以燃煤為主，清潔能源占比快速增長。在能源消費方面，2020年，隨著我國經濟社會秩序持續穩定恢復，全年能源消費總量49.8億噸標煤，其中煤炭消費28.27億噸，占比56.8%；原油消費折合標煤9.41億噸，占比18.9%；天然氣、水電、核電、風電和光伏發電等一次電力的能源消費折合標煤12.1億噸，占比24.3%。

在能源生產方面，2020年，我國一次能源生產總量40.8億噸標準煤，同比增長2.8%。其中，原煤產量38.4億噸，同比增長1.4%；原油產量1.95億噸，同比增長1.6%；天然氣產量1,925億立方米，同比增長9.8%；發電量77,790億千瓦時，同比增長3.7%。

在能源進出口方面，2020年，我國原油進口5.42億噸，同比增長7.3%；成品油進口2,835萬噸，同比減少7.2%，金額818億元，同比減少30.4%；天然氣進口約1,403億立方米，同比增長5.3%。2020年進口煤及褐煤3.04億噸，同比增長1.5%；出口煤及褐煤319萬噸，同比減少47.1%。

我國能源電力發展趨勢可以歸納為：一是近期煤碳仍將是我國消費占比最大的一次能源形式，但是煤炭消費占比呈下降趨勢。石油和天然氣對外依存度高，并且近期將持續存在。二是清潔能源消費占比將持續提升。在2050前我國都將是全球最大的能源消費國，在快速轉型、凈零排放和現有政策三種情景下占全球能源消費都在20%以上，煤電分別下降至4%、1%和31%，可再生能源達48%、55%和23%。

(二)全球能源消費結構中以化石能源為主，歐洲清潔能源轉型速度全球領先。全球能源結構中，化石能源占總消費量的83%以上。受新冠肺炎疫情影響，2020年全球能源總消費量為556.62艾焦耳，同比下降4.5%[3]。

2020年，化石能源消費量下降，石油、天然氣、煤炭、核電消費量分別為173.73、137.62、151.42、42.23艾焦耳，同比下降9.46%、2.08%、3.95%、3.81%。水電、可再生能源消費量分別為38.16、31.71艾焦耳，同比上升1.25%、10.02%[3]。

2020年，歐洲和美國一次能源消費分別為77.15艾焦耳和87.79艾焦耳，其中化石能源分別占比達到71%和82%。歐洲清潔能源占比達到29%，全球領先。

全球能源電力發展趨勢可以歸納為：一是在能源轉型過程中，歐洲等化石燃料缺乏區域不可避免會出現能源短缺、局部電力供應緊張、燃料價格和電價上漲等突發情況，尤其是英國、德國等執行激進清潔能源計劃的國家，或成為未來一段時期內全球能源轉型的常態。二是多元化的能源結構是保持能源和電力安全的重要支撐，在化石燃料儲量豐富的國家尤其明顯，較少出現受氣候變化、能源短缺或燃料價格上漲等因素影響的長期大范圍能源電力危機。全球棄核或消減核電比例的國家會重新審視核能政策，或許會推遲核電機組關停時間，或者考慮部署小型堆等新型核電技術。三是世界低碳發展將不斷深入，全球能源系統結構出現根本性調整，將更加多元，不同燃料品種之間的競爭也更為激烈。

四、推動我國核電產業發展的對策建議

(一)堅定不移發展核電。我國能源主管部門和核電企業應當爭取現有核電機組能發盡發、應發盡發、度電必爭。以雙碳目標實現為窗口期，積極同地方縣、鎮、村級領導建立良好公眾基礎。采取多種途徑保護核電廠址，推動內陸核電、60萬千瓦高溫氣冷堆、浮動堆等一系列標志性項目落地。

(二)提升核電調峰技術與運行管理能力水平。隨著周期性可再生能源大規模上網，核電將不可避免參與調峰，為此應開展核電調峰安全分析研究，加大調峰人員培訓。核電業界應當關注海陽核電站和德國格羅恩德核電站引進電化學儲能設施和自適應配電控制技術協助電廠調峰的方式，探索“核電微調+儲能深調”模式，實施電廠調峰而機組不調峰的運行模式。研究機組大修組合方式參與季節性調峰，做好小修與每周內電網用電不同的協調。

(三)爭取核電替代退役煤電的容量價值和相應補償機制。歐洲能源危機一個主要原因是激進脫碳導致電力系統可用容量不足。這也證明了我國避免運動式、一刀切能源減碳做法的正確性。核電作為穩定電源，未來可以一定程度補充煤電退出后的可用容量缺口，核電應積極爭取容量價值和相應補償機制。

(四)持續推進核能綜合利用。在開展海陽核電站供暖項目和核能供暖節能工程示范項目建設的同時，研究核電機組與風電、光電、儲熱聯合運行模式。將秦山核電基地建成核能綜合利用示范基地。發展北方沿海核電余熱利用的水熱同產、水熱同供和跨季節水熱同儲新技術等核能綜合利用技術研發和示范。積極對接當地市級和縣級能源主管部門，探索現有核電基地和后續項目為城市和工業園區熱電聯供方案。推動燕龍、NHR-200 II型等低溫供熱堆項目落地。推動高溫氣冷堆各級階梯溫度的熱應用研究，尋找真正市場用戶。

(五)大力推動核能與可再生能源組合發展。發揮核電在新型電力系統中的基荷電源作用，推動核電與可再生能源捆綁發展，研究風電和光伏發電等可再生能源發展規模需要匹配核電容量情況，構建在火電大規模關停情況下的穩定風光核儲綜合能源體系。推動小堆參與微網、離網等新技術發展和新模式研究。探索可再生能源發電廠匹配合理比例的儲能設施。

(六)做好在建項目建造費和核燃料循環企業運行費上漲的預防措施。受輸入型通脹影響，國內鋼材、水泥、電力主設備價格已明顯上漲，將導致核電站建設成本上漲。另外，目前國內放開工商業電價限制后，鋼鐵、水泥等高耗能企業將迎來一波疊加上漲，預計集團公司鈾礦采冶、燃料加工企業運行費用也將會上漲。集團公司要做好核電精益化成本管控、高耗能企業運行費用等方面的風險防控工作。

(七)深入研究能源危機對鈾資源購買和核電走出去的影響與研判。本次歐洲能源危機的根本原因是歐美等經濟體放水導致的，將會對國際經濟、國際商品價格，以及非洲、中亞、澳洲等鈾資源豐富國家和阿根廷、巴西等計劃建設核電國家的經濟產生較深影響，國際鈾資源價格可能會持續上漲，需要研判鈾價走勢。受全球經濟通脹影響，在與阿根廷談、巴基斯坦、巴西等國家洽談核電項目時，需要重新考慮總承包概算問題及相應的建造模式。