俄乌冲突背景下欧洲能源政策经济效应分析

作者简介：文韵，加拿大西门弗雷泽大学博士，英飞咨询高级经济分析师；吕郢康，北京农业大学经济学博士，英飞咨询经济分析师；李文婷，福建农林大学硕士；许文立，经济学博士，安徽大学经济学院、安徽生态与经济发展研究中心研究员

『摘要』

俄乌战争背景下俄欧能源贸易的中断加剧了欧洲能源短缺风险，同时也加速了欧洲能源转型步伐。本文采用内嵌能源、电力模块的全球可计算一般均衡模型（GTAP-E-Power）对俄、欧能源贸易中断及欧盟短期、长期的能源改革政策进行量化模拟，以评估欧洲能源政策对宏观经济、工业部门及环境的影响。

研究发现，俄欧能源断供及欧盟能源应对政策对中国宏观经济的外溢影响较小，欧盟则工业国经济受挫，资源国获益，欧洲内部能源供应链合作加强；从行业看，欧洲工业部门产能受挫，中国制造业生产和出口发挥替代优势；中国及欧盟电力部门清洁能源发电量上升，显示电力结构转型趋势；中国传统能源及工业部门碳排放减少，欧盟则在长期向清洁能源转型政策下碳减排效应明显。

欧洲能源转型所面临的结构性问题及环境效应为我国制定能源转型战略提供了借鉴经验，中国在向可再生能源转型过程中需加快技术发展，加大对新能源基础设施和技术的投资，融合低碳能源、先进输电、网络控制等电力网络发展，为实现我国能源、电力部门有序转型和安全供应提供保障。在能源产业链方面应加强国际合作，推动新能源产业链全球化布局，构筑合作共赢的产业链体系，增强我国新能源产业链抗风险能力。

『正文』

乌克兰危机爆发以来，欧盟对俄罗斯经济制裁不断加码，俄对欧能源输出大幅削减，加剧了欧洲能源短缺风险。为了应对能源困局，欧盟制定了一系列短期方案，包括在供应侧重启煤炭供电计划、消费端削减天然气需求，对企业和居民提供能源和电价补贴等。

同时，欧洲面临着短期内维持化石能源供应以及长期保障能源安全和加速能源转型的政策困境。欧洲一直以来都是世界“碳中和”领先者，此次能源困境更加坚定了欧盟政策制定者加快能源转型的决心。在乌克兰危机爆发以后，欧盟委员会发布“重新赋能欧盟（REpowerEU）”计划，提出更为激进的能源改革计划，大力发展新能源和可再生能源，将欧洲2030年可再生能源占比目标从40%提高到45%。欧洲在能源政策方面的重大变革将对区域经济、全球能源贸易格局以及各国应对气候变化政策产生深远影响。中国作为欧盟最大的贸易伙伴，与欧盟商贸合作紧密，同时也存在着产业竞争关系。欧洲应对能源短缺风险及能源转型政策对中国产业部门和出口将产生溢出效应，欧洲能源改革政策效应评估也将对中国的能源安全战略及绿色发展提供经验。

一、欧洲能源与电力短缺风险

欧盟作为全球最为发达的经济体和工业制造中心之一，能源消费量巨大。但欧洲自身能源生产和供应难以满足能源消费需求，化石能源对外依赖度较高，其中欧盟90%的天然气消费依赖进口，从俄罗斯进口比例高达45%。此外，欧盟27%的石油和46%的煤炭进口也都依赖于俄罗斯。但由于石油、煤炭等能源贸易受限于运输方式的程度较小，且供应方较多，多种进口来源地可相互替代，因此具有较大的替代弹性。但天然气运输主要依靠管道运输，管道基础设施投入成本巨大，天然气贸易可替代性较小。

乌克兰危机爆发以后，包括欧盟在内的西方国家对俄实施能源禁运，欧盟从俄能源进口急剧缩减。“北溪”天然气管道爆炸事件更使得欧洲天然气供应短缺问题雪上加霜。目前，欧盟从俄罗斯进口的天然气比例仅占其进口量9%，而从其他国家地区进口的液化天然气则上升了70%。

极度短缺的天然气供应导致欧洲天然气价格飙升并屡破历史纪录。2022年8月底，欧洲基准荷兰天然气期货价格（TTF）突破300欧元/兆瓦时。在9月“北溪”管道爆炸后，天然气期货价格更是大幅跳涨近20%。

目前，欧洲电力市场电价机制是基于能源供需关系所决定，电价采取边际成本定价。随着天然气供给危机恶化，与天然气价格绑定的欧洲电力现货市场价格也出现飙升，主要工业国电价屡破历史新高。2022年8月法国电力期货价格创纪录地突破1000欧元大关，达到1130欧元/兆瓦时，德国电力期货价格也飙升至995欧元/兆瓦时，与2021年德法两国85欧元/兆瓦时的电力期货价格相比均有大幅增长。不断上涨的电价暴露出欧洲电价市场设计机制的不足，以及内部能源和电力资源分布不均的现状，凸显了欧洲电力市场一体化进程中所面临的种种难题，也迫使欧盟不得不进行“深入而全面”的电力市场设计改革。

欧盟于2023年3月份推出电力市场改革方案，旨在解决欧盟电力市场价格危机与长期净零战略目标之间的矛盾。由于在欧洲电力需求快速增长过程中，欧盟可再生能源发电供应并不能跟上需求，实现长期净零目标困难重重。因此，欧盟电力市场改革方案包括了传统能源与电力价格脱钩、保护终端消费者免受外部价格冲击、激励可再生能源投资等；欧盟电力市场改革面临的挑战及其应对挑战的实践经验对我国电力市场和能源改革也具有一定的借鉴作用。

在能源和电力短缺的双重打击下，欧洲经济面临较大的滞涨风险。欧洲工业高度依赖天然气能源，工业用气占到天然气总需求的38%，而主要工业国的这一比例则更高。因此面对高企的天然气价格，欧洲制造业面临较大的成本压力，部分化工、钢铁、机械、金属制造、运输设备等企业不得不停产或削减部分产能，这将加剧全球工业供应链危机。随着产能急剧下降，欧洲主要国家工业出口剧减，贸易条件迅速恶化。2022年第二季度欧盟贸易差额出现1231亿欧元赤字，5月份德国出现近10亿欧元的贸易逆差，打破了其保持30多年的贸易顺差纪录。同时，欧元汇率贬值，加剧了欧元区输入型通胀压力。电力和天然气价格高企也推升了欧元区内部的通胀率，9月欧元区年度通胀率创下有纪录以来的最高水平，达到10%的水平。历史性通胀水平将促使欧洲央行进一步加息，从而引发欧洲经济衰退风险。

二、欧盟能源环境政策困境

欧盟一直以来都是全球能源转型和绿色发展的倡导者和先行者，也是全球首提碳中和目标的经济体，在应对气候变化政策方面具有举重轻重的影响。

20世纪90年代欧盟就将可持续发展作为欧盟优先目标。2000年6月，欧盟提出“第一个欧洲气候变化计划”，旨在落实《京都议定书》减排目标。此后欧盟提出一系列气候与能源政策决议，包括提高可再生能源消费占比、提高能源效率、制定温室气体减排目标等，并在全球积极推动实施《巴黎协定》。2018年11月，欧盟首次提出2050年实现碳中和的目标。2020年3月，欧盟公布《欧洲气候法》草案，在世界上首次将中长期减排目标法律化，进一步提高减排目标。2021年7月公布的减碳立法提出到2030年欧盟温室气体净排放量与1990年相比减少至少55%，并将欧盟天然气总消耗量减少30%。

在欧盟推动的能源转型政策中，天然气被视作是其转型的关键性能源，体现了“天然气为支柱、退煤退核、风光并进”的趋势。2020年煤炭在欧洲能源结构中占比仅为14%。俄乌冲突爆发前，欧洲有15个国家宣布退煤、退核计划。德国宣布在2022年和2030年实现退核、退煤；法国计划2024年关停仅存的两座煤电站。在电力供应方面，化石能源发电比例逐步减少，清洁能源供电比例则愈显重要。化石能源发电比例在电力结构中的比重从2000年的50.8%下降至2020年的35.6%。其中2010～2020年，德国煤电、核电发电量占比分别由43%降至25%、由22%降至11%，英国煤电发电量占比由28%降至2%。可再生能源发电比例则从2000年的16.4%上升至39%，其中风力、光伏等新能源发电占比显著提高。同时，欧洲能源效率大幅提高，能源强度相比1990年下降约42%。在能源转型政策下，欧盟碳排放呈下降趋势，但与此同时经济仍保持在较高速的增长中。因此从某种程度上说，欧盟经济增长已经摆脱了碳减排政策的限制，有利于实现长期的可持续增长目标。

欧洲可再生能源发展计划也存在着局限性。虽然欧洲可再生能源比例持续上升，但风力、水利、光伏等清洁能源高度依赖天气情况，可再生能源装备也严重依赖进口。以太阳能为例，欧洲90%的太阳能组件和设备进口额来自于中国。可再生能源自身的特性以及欧洲能源产业链的局限性造成了欧洲能源供应的不稳定，不利于其能源安全计划的实施。

自2021年下半年起，欧洲就面临着能源供应短缺、价格高企的问题。俄乌冲突爆发后，欧盟的能源安全问题更显突出，成为制约欧盟经济发展的重要短板，欧盟不得不面对成本压力、能源结构不合理以及绿色发展之间不可协调的矛盾。为此，欧盟采取了一系列紧急的能源应对方案，同时调整长期能源改革战略。在能源成本飙升的压力下，欧盟被迫在短期内降低对能源清洁性的要求，紧急启动化石能源如煤炭、石油等替代天然气来维持工业生产及居民生活用能。目前，德国、意大利、奥地利、荷兰、丹麦等欧盟国家已宣布重开煤电厂。在主要国家重启煤电厂后，欧洲将有817.1万千瓦的已封存机组重新启用，445.8万千瓦机组将取消35%产能限制，该部分预计总共新增1880万吨用煤量。短期重启煤电计划导致欧盟国家煤炭进口激增，将进一步减缓欧洲碳排放控制，碳交易价格也将走低。

为了解决对俄能源依赖问题，欧盟提出“能源独立计划”，计划在2022年底之前将对俄天然气的依赖减少2/3，并在2027年之前完全摆脱欧洲对俄气的依赖。为了填补俄气进口空缺，欧盟计划增加非俄天然气，尤其是液化天然气进口。其中从卡塔尔、美国、埃及及西非其他国家增加500亿立方米液化天然气进口，从阿塞拜疆、阿尔及利亚和挪威增加近100亿立方米管道天然气，累计替代近40%俄罗斯天然进口量。除了供应来源多元化外，欧盟大幅提高天然气储备容量，在2022年3月提议的《天然气供应安全条例》中修订了欧盟最低水平的天然气储备标准。2022年5月欧盟天然气储量占总容量35%，2022年9月欧盟天然气储量已超过80%，2023年全年将提高至90%。

在消费端，欧盟提出了“缩减天然气需求计划”，要求成员国将天然气使用量削减15%。同时，欧盟还提出减少电力总消耗，以及选定高峰时段强制降低电力需求的目标。此外，在公共财政方面，欧盟成员国积极推动“价格管制+财政补贴”的能源纾困举措。为了缓解居民消费和用能成本较大的企业困境，欧盟计划从能源企业，尤其是在此次电价上涨过程中获得高额利润的非天然气企业征收超过1400亿欧元的暴利税，并以此增加公共财政收入补贴能源密集型企业及家庭消费者用电。

由于欧洲能源部门及能源密集型企业陷入巨额亏损，或将陷入企业破产潮，出现欧洲能源市场的“雷曼兄弟时刻”。为了避免能源危机带来的金融流动性风险，欧盟各国政府纷纷展开能源援助计划。近期，德国已批准了一项总额高达2000亿欧元的紧急能源救助法案，具体包括了该国史上最大规模的能源国企救助计划。英国计划花费400亿英镑补助企业及家庭。虽然能源补贴救助举措能在短期内抑制能源价格上涨，但会对各国政府带来更大的财政压力，拖累欧元区经济修复的速度。

欧洲能源供应短缺问题不仅使其经济陷入泥潭，也将导致全球供应链受到巨大冲击。传统制造业强国德法两国大企业纷纷转移产业链，美国、中国等产业链完备地区成为欧洲头部企业投资转移的主要目的地。此轮转移的企业主要以欧洲先进制造业为主，包括化工、半导体、蓄电池、机械设备以及汽车及其零部件行业等；转移将有利于中国相关制造产业的升级与发展，提升中国在全球产业链中的位置。但现实中，欧美经贸合作关系正在不断加强，欧洲产能向美国转移趋势将进一步加快，或对中国战略性先进制造业形成一定的挑战。与此同时，欧盟能源密集型行业产能受损导致出口下降，中国将是其主要的出口订单转移地区，中国部分出口行业部门将受益。

三、中欧能源合作机遇与挑战

面对当前国际能源市场的动荡及能源地缘政治的重构，中国和欧盟在绿色发展方面的愿景一致，气候合作仍是维护双边绿色伙伴关系的关键。中欧双方在能源领域技术互补，拥有较强的合作基础。中国在风电光伏、电动车和电池等领域拥有世界领先的竞争力，此次欧洲能源供应短缺更是推动了中国新能源装备和制造业对欧出口爆发式增长。

以光伏组件出口为例，欧洲是中国光伏组件出口第一大市场，2022年中国向欧洲出口光伏组件86.6GW，同比增加112%，显示欧洲对可再生能源巨大的市场需求，中国光伏产品的高性价比可以帮助降低欧洲光伏发电成本。此外，欧盟进口中国新能源汽车需求也大幅增加。欧洲作为新能源汽车政策支持最积极的地区，其新能源汽车渗透率有望在2030年达到50%以上，这也使得欧洲成为中国新能源汽车出口增量的主要市场。据统计，欧盟超过四成的动力电池和新能源汽车进口来自中国，而中国也是欧洲新能源汽车行业主要的直接投资来源国。

欧盟在氢能源、可持续农业等低碳技术走在世界前列，这也为中国布局清洁低碳能源提供了经验和合作机遇。未来双边企业和研究机构在燃料电池、储能、低碳技术等方面也将有更广阔的合作空间。

虽然中欧在新能源领域存在较强的合作基础，但在地缘政治危机的背景下，气候应对政策成为各国争取全球治理领导权与维护本土竞争力的领域，出现了贸易保护主义等绿色壁垒趋势。欧美纷纷出台发展绿色经济的国内工业保护法案，试图通过补贴政策吸引绿色工业投资回流，建立本土清洁能源制造业竞争优势。2023年3月欧盟发布《净零工业法案》，要求到2030年欧盟的净零技术制造自给率达到本土需求的40%。在欧盟工业保护政策下，中国本土可再生能源制造业将面临巨大的挑战。同时，欧盟碳边境调节机制（CBAM）也将对中国高碳行业的出口带来一定冲击。面对全球气候应对政策和能源转型的大趋势，中国企业应加速转型，做好应对绿色壁垒的准备，同时通过绿色化、低碳化技术革新实现全球价值链升级。

四、总结

欧洲能源困局为我国能源安全问题敲响了警钟，欧洲能源转型所面临的结构性问题及环境效应也为我国制定能源转型战略提供了借鉴经验。

从宏观经济影响看，欧俄能源冲突及欧盟能源应对政策对中国的影响较小。欧盟内部各国也出现分化，主要工业国家德国、法国、意大利等宏观经济出现下滑；而英国和北欧国家由于对欧盟内部能源出口份额增加而导致其GDP也较基线小幅上升，欧洲内部的能源合作网络得到加强，为欧盟摆脱对俄能源依赖、实施能源独立计划奠定基础。

从对行业影响来看，欧盟内部因能源成本价格上升，制造业部门产出有所下降，中国高能耗部门因欧洲产能下降而发挥出一定的替代优势，国内产出出现上升，也带动了中国制造业部门出口。欧盟、中国发电部门都出现了传统能源发电量下降、清洁能源发电量上涨的趋势，预示着电力部门绿色转型的趋势。

因为欧盟面临着短期内需重启煤电的应急方案，而长期则需要向清洁能源转型的双重政策选择，不同的政策选项对碳排放的影响也不同。在阶段性的应急措施情景下，欧洲碳排放上升，减排长期目标面临较大的挑战。但如能坚持长期能源结构性转型的战略目标，欧洲传统能源部门的减排效果明显。

我国与欧盟等发达经济体相比，我国达成“双碳”目标的任务更为艰巨。中国当前新能源占比较低，能源低碳转型任务重，系统不确定风险较大。我国需要面对深度化脱碳进程中出现的阶段性、结构性供需失衡问题。尤其在新能源发电方面，水电、风电、光伏发电等新能源发电方式存在波动性、随机性等不确定性，对电力系统的安全稳定和调控能力带来较大的挑战，因此需要加快技术发展，加大对新能源基础设施和技术的投资，融合低碳能源、先进输电、网络控制等电力网络发展，为实现我国能源、电力部门有序转型和安全供应提供保障。

在能源产业链方面，我国与欧美等发达经济体具有互补性。我国风电、光伏、储能、新能源汽车等全产业链发展迅速，产能、市场占有率方面均占有较大优势。但我国新能源制造业也高度依赖国外市场，特别是欧美市场是我国新能源制造业的主要出口市场。但在欧美能源安全战略下，欧美对新能源产业领域设置了绿色壁垒。加上地缘政治、经济制裁和贸易争端等因素影响，中国新能源产业链安全也具有较大的不确定性。因此需要在多边和双边合作机制下，遵循气候变化应对政策基本原则，在维护全球共同利益和新能源转型目标的共识下加快国际合作步伐，推动新能源产业链全球化布局，构筑合作共赢的产业链体系，增强我国新能源产业链抗风险能力，助力新能源改革、实现碳达峰碳中和战略目标。

原文字数约18000字，刊于《全球治理与发展研究报告》2023年第3期

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