欧洲能源危机持续，气价上限呼之欲出

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南方能源观察

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近日，欧盟轮值主席国捷克宣布将于9月9日召集欧盟能源部长紧急会议，讨论欧盟范围内应对天然气和电力价格飙升的紧急措施。草案内容包括，对进口天然气设置价格上限、对用于发电的天然气设置价格上限、暂时将气电价格与电力批发市场电价解耦等选项。

由于天然气供应紧张，气电机组夏季发电量下降，欧洲电价一路上涨。近日，德国年度电力期货合同价格突破了1000欧元/兆瓦时大关，而法国则飙升至1100欧元/兆瓦时，二者同比上涨了十倍以上。由于部分机组出力水平仍未恢复，多方预测，短期内欧洲电价还将维持高位。

干旱少风，发电机组出力不足

自2021年秋季以来，天然气供应紧张造成的气价暴涨推动欧洲电价一路上升。近期，在俄罗斯天然气断供恐慌下，欧洲气价波动明显。在俄罗斯宣布“北溪-1”管道于8月31日至9月2日停运三天后，欧洲基准天然气价格一度飙升至300欧元/兆瓦时。

同时，水电、核电和风电等发电机组出力不足造成电力供应紧张，也推动了夏季欧洲电价的上涨。核电占欧洲总发电量的比重超过20%，水电和风电占比也超过14%。

2022年夏季，欧洲遭遇高温干旱天气，多条河流水位大幅降低，水电出力极低。法国部分河流和湖泊储量下降到20多年来的最低水平，6月份水电发电量仅为4太瓦时，是法国有记录以来的同期最低水平。与前几年的平均水平相比，意大利最长的河流——波河的水位下降了近50%。莱茵河的水位也降至十多年来的最低水平，阻碍煤炭运输，从而影响了德国重启煤电。挪威是水力发电大国，但截至2022年7月底，挪威水库蓄水水平为67.9%，低于过去20年同期平均水平（77.7%）。

核电方面，法国当前有一部分核电机组由于故障和定期检修等原因无法上线，只有40%左右的机组可用。受疫情影响，从2020年开始，法国不断推迟部分机组的检修时间。2022年以来，法国电力公司（EDF）多次推迟核电重启日期，一再下调核电目标发电量。

目前，法国核电发电量已经降至30年以来最低水平。法国电力运营商RTE发布的数据显示，2022年6月法国的核电发电量为20.1太瓦时，远低于2021年同期的27.7太瓦时。

此外，最近几周欧洲风电出力远低于历史正常值，德国日均风电出力功率只有2.5吉瓦，低于历史正常值10吉瓦。水电、核电和风电等发电机组都无法达到正常出力水平，火电机组尤其是天然气机组在大多数时段成为边际定价机组，因此气价高低几乎决定了欧洲市场的日前电价水平。

能源供应商现经营危机

目前，西欧国家受高电价的影响最大，以煤电为主的波兰等东欧国家和已经设置天然气价格上限的西班牙、葡萄牙，受影响相对较小。

在电价高企的背景下，企业用能成本上升，欧洲能源供应商的运营面临巨大挑战。自2021年初以来，英国约有30家天然气和电力供应商破产。

德国能源巨头Uniper也濒临破产，这家能源公司是欧洲最大的俄罗斯天然气进口商之一，其大部分业务依赖于从俄罗斯进口能源。

俄罗斯天然气供应量的下降对Uniper造成了巨额损失，该公司被迫在欧洲能源市场高价购买天然气，而目前荷兰TTF天然气期货市场的价格比2021年7月高出近8倍。2022年上半年，Uniper总共亏损了123亿欧元。

2022年7月，德国政府出资150亿欧元对Uniper实施救助，以2.67亿欧元收购了该公司30%的股份。德国经济部长Robert Habeck认为，如果Uniper倒闭，可能会给其他能源企业的运行带来更大的压力，而且危机可能会蔓延至经济领域，对经济造成负面影响。

财政支出压力大

欧洲高企的能源价格，对电力交易市场和碳交易市场均产生了很大的影响。

8月21—26日，德国年度电力期货价格从559欧元/兆瓦时飙升到980欧元/兆瓦时。由于市场价格波动幅度太大，市场信用风险增加，交易部门提高了风险要求。在期货价格暴涨的情况下，参与市场交易的机构需要大幅追加风险保证金，负担加重。

电价的暴涨提高了火电机组的发电价差，提高了对碳配额的需求。近期，欧洲碳价继续上升，一度创下99.22欧元/吨的历史新高。

欧盟希望摆脱对俄罗斯化石能源的依赖，提高可再生能源发展目标，加快能源转型。但短期内，欧盟仍面临巨大保供压力，欧盟各成员国忙于应对能源供应问题，将影响目前正在进行的Fit for 55 气候政策的三方协商进程。

同时，为了降低能源价格上涨对居民和企业的影响，欧盟各国出台了多项补贴措施，财政支出面临巨大压力。当地时间9月4日，德国政府宣布了一项650亿欧元的救助计划，帮助民众应对能源价格上涨危机。

根据Bruegel智库的数据，为了保护消费者免受能源价格上涨的影响，欧盟国家在过去一年总共花费了2800亿欧元。巨额财政支出将影响欧盟国家短期内能够用于发展可再生能源的资金，不利于RePowerEU等一系列应对气候变化计划的实施。

多国考虑气价电价脱钩，设置价格上限

欧盟近期展开对电力市场机制的讨论，多个成员国要求电价和气价脱钩。牛津能源研究所高级研究员Rahmat Poudineh提出，欧洲需要一个更好的市场机制，减少天然气价格对电力价格的影响。

奥地利总理Karl Nehammer呼吁欧盟将电价与天然气价格脱钩，防止电价进一步上涨，比利时能源部长也同意设置气价上限。Karl Nehammer说：“以目前的形势，靠电力市场的自我调节无法解决电价问题，欧盟所有成员国需要团结起来，制定抑制价格暴涨的解决方案。”

2022年6月，欧盟委员会批准了西班牙和葡萄牙共同制定的对用于发电的天然气价格设定上限的机制。该机制实施周期为12个月，在实施该机制的前6个月，实际价格上限将设定为40欧元/兆瓦时。从第七个月起，价格上限将每月提高5欧元/兆瓦时，到第十二个月的价格上限为70欧元/兆瓦时。

但设置价格上限只是缓解电价上涨压力的临时措施，难以从根本上解决电价高涨的问题。

西班牙和葡萄牙的天然气价格上限机制只能约束伊比利亚电力市场，该市场与欧洲电力市场的互通程度不高。而欧洲电力市场的结构和各种交易产品是紧密相连的，如果欧洲其他国家也效仿两国设定价格上限，影响的范围会扩大到整个欧洲电力市场。

目前，欧洲跨国电力的进出口量需要靠不同国家的市场电价差来调节，欧洲电力市场远期和期货合约的结算也是以市场电价为基准。路孚特首席电力与碳分析师、牛津能源研究所研究员秦炎表示，如果贸然对市场电价设置上限，会影响欧洲电力市场的统一出清机制还有跨国输电的方向。

德国经济研究所能源政策分析师Claudia Kemfert认为，价格上限不是解决问题的办法，反而可能会发展成为一种代价高昂的长期补贴。西班牙和葡萄牙通过价格上限机制直接向发电商拨款，每天根据天然气的市场价格和该机制设定的天然气价格上限之间的差价来提供补贴。为此，西班牙计划共投入63亿欧元，葡萄牙计划共投入21亿欧元。

冬季电力供应趋紧，短期电价维持高位

天然气供应和气电以外的其他类型发电机组的出力水平是影响电价涨跌的核心因素。秦炎认为，目前欧洲水电和核电出力仍处于较低水平，所以冬季出现电力供给紧张局面的概率较大。欧洲市场电价短期内将继续维持高位。

路孚特的预测模型显示，EDF还会继续延迟恢复核电机组的时间，冬季法国核电机组出力水平预计为40吉瓦，届时西欧电力供给会比较紧张。如果遭遇寒潮，而法国又是用电取暖比例较高的国家，不排除会出现供电紧张的情况。近日，法国冬季电力期货已经涨至3000欧元/兆瓦时，说明市场对冬季电力供应紧张有一定的恐慌情绪。

2022年前八个月，德国日前电价均值约为240欧元/兆瓦时。根据近年来的市场电价数据来看，冬季德国日前电价均值至少会达到400欧元/兆瓦时。如果遭遇寒潮等极端天气，价格可能上涨数倍。

就在欧洲各国不断尝试控制电价上涨时，俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）9月2日宣布，“北溪-1”管道因涡轮机泄漏将无限期暂停对欧洲供气。Bruegel智库专家Giovanni Sgaravatti认为：“对于所有欧洲国家来说，今年冬天可能是一段艰难的时期。电价短期内将保持在高位，甚至可能继续上涨。”

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