欧洲深陷能源焦虑（欧洲能源转型解析）

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欧洲是全球应对气候变化、减少温室气体排放行动的有力倡导者，近年来坚定履行《巴黎协定》承诺，引领经济绿色低碳发展，欧盟2019年出台的碳中和计划，更是走在各国应对气候变化的前列。欧洲范围内的能源系统转型，被视为经济脱碳的关键驱动力。欧洲国家致力于通过能源系统的转型升级、各领域各部门的协同，以最终达到温室气体减排的总平衡目标，实现2050年碳中和的欧洲愿景。

一、欧洲能源转型概况

(一)欧盟气候能源目标演进

能源行业发展受到气候目标、国家利益等影响，进入本世纪以来，特别是最近十余年，应对气候变化问题对欧盟能源政策的影响越来越大，欧洲国家在应对气候变化问题上的广泛共识成为推动其能源转型的基石。为应对气候变化、推动能源转型，欧盟致力于建立稳定可靠的能源政策框架，设定具有法律约束力的气候和能源发展目标。

2007年3月，欧洲理事会提出《2020年气候和能源一揽子计划》，确定欧盟2020年气候和能源发展目标，即著名的“20-20-20”一揽子目标：将欧盟温室气体排放量在1990年基础上降低20%，将可再生能源在终端能源消费中的比重增至20%，将能源效率提高20%。2008年12月，欧洲议会正式批准这项计划。欧盟气候和能源一揽子计划成为一整套具有法律约束力的可持续能源发展目标。

2011年，欧盟公布《2050年能源路线图》和《2050年迈向具有竞争力的低碳经济路线图》，提出欧盟2050年实现在1990年基础上减少温室气体排放量80%～95%的长远目标。

2014年10月，欧洲理事会通过《2030年气候与能源政策框架》，初步确定欧盟2030年气候和能源发展目标，即将温室气体排放量在1990年基础上降低40%，将可再生能源在终端能源消费中的比重增至27%，将能源效率提高27%。其中温室气体减排40%的目标，正是2015年《巴黎气候协定》框架下欧盟国家自主贡献预案(INDC)的基础所在，并且这一目标与此前公布的《2050年能源路线图》一脉相承。如果到2050年欧盟温室气体排放量至少降低80%，那么到2030年排放量降幅预计将达到中间值40%。

2018年6月，欧盟就上调2030年可再生能源和能效目标达成协议，即到2030年可再生能源在终端能源消费中的比重增至32%、将能源效率提高32.5%。2019年6月，欧盟正式上调了可再生能源和能效目标。

2019年12月，欧盟委员会正式发布《欧洲绿色协议》(简称“绿色新政”)，阐明欧洲迈向气候中性循环经济体的行动路线，提出提高欧盟2030和2050年气候目标，即2030年温室气体排放量在1990年基础上减少50%～55%，2050年实现净零排放的碳中和目标(见图1)。

资料来源：EC图1 欧盟历史温室气体排放量与目标温室气体排放量

2050年实现碳中和的欧洲愿景由欧盟委员会于2018年11月首次提出，这与《巴黎协定》提出的将全球温控目标一致。欧洲议会与欧洲理事会相继于2019年3月、12月批准了2050年温室气体净零排放的目标。2020年3月，欧盟委员会提交《欧洲气候法》，旨在从法律层面确保欧洲到2050年实现气候中和，该法案为欧盟所有政策设定了目标和努力方向。在《欧洲气候法》的框架下，欧盟委员会提出到2050年实现温室气体净零排放具有法律约束力的具体目标，欧盟机构和成员国有义务在欧盟和国家层面采取必要措施实现该目标。

2020年10月，欧洲议会投票通过，到2030年温室气体排放在1990基础上减少60%。这一目标比欧委会此前提出的到2030年减排50%～55%更高，为此需要与欧盟成员国达成共识。

除了欧盟层面的努力外，基于对气候变化问题的共识，许多欧洲国家已行动起来。2019年，英国修订《气候变化法案》，确立到2050年实现温室气体净零排放的目标;丹麦议会通过首个气候法案，制定丹麦到2030年实现温室气体减排70%的目标;德国联邦议院通过《气候保护法》，确定德国中长期温室气体减排目标，包括到2030年时应实现温室气体排放总量较1990年至少减少55%，到2050年时应实现温室气体净零排放。此外，芬兰政府承诺最早在2035年实现碳中和，瑞典承诺2045年将温室气体排放缩减为零，挪威政府设定到2030年实现碳中和目标，冰岛提出到2050年完全摆脱对化石能源的依赖等。

(二)欧洲能源转型进展

从各国实践看，能源转型的趋势是通过逐渐降低能源生产和消费中的碳排放，建立低碳甚至零碳的能源系统。零碳能源的实现，一方面是提高能源效率，减少化石能源消费总量，另一方面是发展可再生能源。能源系统转型的关键是电力系统的转型。国际能源署2020年6月发布的《欧盟2020——能源政策回顾报告》深入评估了欧盟能源和气候政策过去5年中取得的进展，并指出，欧洲能源转型在电力方面进展迅速。

国际能源署发布的数据显示，2019年欧盟温室气体排放量比2005年下降17%、比1990年下降23%，这意味着欧盟已经实现了到2020年减排20%的目标。同时，欧洲还是全世界电力行业碳强度最低的地区。2019年欧盟发电碳强度为235克二氧化碳/千瓦时，同比下降35克二氧化碳/千瓦时，发电排放强度明显低于其他大型经济体。

欧洲统计局发布的数据显示，2018年，可再生能源在欧盟终端能源消费总量中的占比达到18%，与此前一年相比提高了0.5个百分点，是2004年可再生能源占比的两倍以上。自2004年以来，可再生能源占比在所有成员国中都有显著增长。到2018年，瑞典的终端能源消费中一半以上(54.6%)来自可再生能源，其次是芬兰(41.2%)、拉脱维亚(40.3%)、丹麦(36.1%)和奥地利(33.4%);可再生能源占比不足10%的国家仅剩荷兰(7.4%)、马耳他(8.0%)、卢森堡(9.1%)和比利时(9.4%)。可再生能源在终端能源消费中的占比增加对于实现欧盟的气候和能源目标至关重要。欧盟的目标是2020年可再生能源占比达到20%，到2030年至少达到32%。成员国也有各自的国家约束性目标。图2显示了2018年各成员国可再生能源实际占比与其2020年国家约束性目标之间的差距。如图2所示，保加利亚、德国、丹麦、爱沙尼亚、希腊、克罗地亚、意大利、拉脱维亚、立陶宛、塞浦路斯、芬兰和瑞典等12国已经达到或超过各自的2020年国家约束性目标，奥地利、葡萄牙、罗马尼亚、匈牙利等4国已接近实现其目标(距离目标不到1个百分点)，而其他国家则距离各自目标仍有一定差距。

资料来源：Eurostat

图2 2018年欧盟各国可再生能源占比及其2020年目标的实现程度

气候及能源智库Ember发布数据称，2020年上半年，由于启用了一批新的风电和光伏发电装置，以及温和多风的有利气候条件带动风电光伏出力强劲，欧盟风电、光伏、水电和生物质能等可再生能源占到成员国电力供应的40%，仅风电和光伏两项就创造了欧洲地区总发电量21%的历史纪录，并且在一些国家风光的发电量占比更高，如丹麦(64%)、爱尔兰(49%)和德国(42%)。而同期化石燃料发电占比34%，风能和太阳能等可再生能源已超过化石燃料，成为欧盟成员国电力供应的主要来源。

欧盟当前发电结构如图3所示。欧盟发电总装机容量略高于1太瓦，年发电量约3400太瓦时。发电总装机中约一半是可再生能源装机，可再生能源装机中又有三分之二是风电和太阳能装机。可再生能源发电量约占年发电量的三分之一，风电和太阳能发电量约占可再生能源发电量的一半。

图3 2020年欧盟发电装机容量和发电量(预估)

壳牌公司的《天空远景》、DNV-GL的《能源转型展望》、芬兰拉彭兰塔理工大学和能源观察组织的《基于100%可再生能源的全球能源系统——电力部门》等多个报告均对2050年欧洲能源系统做出预测。包括全球风能协会、欧洲风能协会等多个可再生能源行业协会也评估2050年可再生能源在欧洲能源结构中的作用。综合各机构研究报告的预测情景，预计到2050年，欧洲电力部门脱碳需要2000吉瓦的太阳能装机和650吉瓦的风能装机，每年生产大约3000太瓦时的太阳能电力和200太瓦时的风能电力。2050年欧洲终端能源需求约为10000太瓦时，其中50%将来自于太阳能和风能发电。

二、能源转型的政策驱动

(一)根据减排目标加快退煤进程

截至目前，欧洲共有15个国家先后宣布退煤计划，其中比利时、奥地利和瑞典三国已率先实现电力系统去煤。欧洲已明确在2030年或更早的时间节点关闭燃煤电厂总计35.4吉瓦，相当于欧洲在运煤电装机的21%。

为了落实《巴黎协定》中的温室气体减排目标，欧洲各国政府陆续公布了淘汰煤炭的时间表(见表1)。第一个结束燃煤使用历史的欧洲国家为比利时，该国于2016年停止使用煤炭。2020年，奥地利和瑞典相继关停各自国内最后一座燃煤电厂，正式结束燃煤发电历史。

预计到2025年或更早，葡萄牙、法国、斯洛伐克、英国、爱尔兰和意大利等国将结束煤炭使用，随后到2030年，希腊、荷兰、芬兰、匈牙利和丹麦等国也将终止使用煤炭。

在已宣布退煤的欧洲国家中，德国是唯一一个计划在2030年后淘汰煤炭的国家。德国是欧洲最大的经济体、最大的煤炭消费国，德国煤电发电量大约占全国发电量的40%，煤电碳排放量占电力部门的80%。2019年1月，德国煤炭委员会正式宣布，已就淘汰燃煤电厂的时间表达成协议，确定德国最晚将在2038年年底结束煤电。此外，德国还计划到2022年关闭国内约四分之一的燃煤电厂，停运12.5吉瓦煤电装机;2023～2030年间将煤电装机降至17吉瓦，平均每年减少2.4吉瓦。相比此前欧洲国家提出的煤电淘汰计划，德国的煤电淘汰规模最大。2020年7月，德国最终通过退煤法案，确定到2038年退出煤炭市场，并就煤电退出时间表及相关问题给出详细规划。法案规定，在2026年和2029年将对煤炭退出进度进行评估，如果进行顺利，有可能会在2035年前结束煤电。

目前欧洲国家已明确在2030年或更早的时间节点关闭燃煤电厂装机总计35.4吉瓦，相当于欧洲在运煤电装机的21%(或欧盟在运煤电装机的25%)，再加上2030年后德国计划关闭的燃煤电厂，欧洲煤电装机还将在此基础上减少17吉瓦。

其余国家中，捷克、西班牙和北马其顿3国正在就何时终止燃煤发电进行讨论。阿尔巴尼亚、塞浦路斯、爱沙尼亚、冰岛、拉脱维亚、立陶宛、卢森堡、马耳他和瑞士的发电结构中无煤电。挪威国内仅有一个小型热电联产项目，正在考虑清洁替代燃料。

此外还有波斯尼亚-黑塞哥维那、保加利亚、克罗地亚、科索沃、黑山共和国、波兰、罗马尼亚、塞尔维亚、斯洛文尼亚、土耳其共计10国尚未讨论退煤问题，其中波兰、罗马尼亚和保加利亚是欧洲运营燃煤电厂的传统地区，其国内电力结构对煤炭的依赖程度较大。这3国在役硬煤和褐煤电厂装机规模超过40吉瓦，是欧盟未宣布退役的燃煤装机主力。长远来看，对于这些高度依赖煤电的欧洲国家，电力系统脱碳可带来数十亿欧元的清洁能源投资机会，并将助力欧洲碳中和目标的实现。

(二)碳定价机制增加碳排放成本

1.碳排放权交易

欧盟温室气体排放贸易机制是世界首个、也是最大的跨国二氧化碳交易项目。欧洲电力行业是受到排放限额管制、履约减排的重点行业，自2013年其全部通过拍卖获得碳配额。不断改革的碳交易市场正在成为欧洲减少碳排放、实现气候目标的重要措施。

在世界各国减少温室气体排放的诸多实践中，碳排放权交易被认为是最有效的市场经济手段之一。电力行业不仅是碳排放和碳减排的重要领域，也是碳市场覆盖的主要行业。欧盟温室气体排放贸易机制(EU-ETS)于2005年正式启动，是世界首个、也是最大的跨国二氧化碳交易项目，涵盖欧盟成员国以及挪威、冰岛和列支敦士登，覆盖该区域近半数的温室气体排放，为11000多家高耗能企业及航空运营商设置了排放上限。

欧盟碳排放贸易体系从成立到2020年的运行可分为三个阶段，其中第一阶段2005～2007年为试运行，第二阶段和第三阶段分别为2008～2012年、2013～2020年。2013～2020年排放上限在2008～2012年配额总量年均分配基础上每年以线性系数1.74%递减。2018年2月，欧盟批准碳排放贸易体系第四阶段(2021～2030年)改革方案。改革措施包括加速减少配额总量，通过市场稳定储备机制(MSR)收回更多的富余配额甚至可以注销配额，免费分配的配额基准线根据技术进步每五年更新一次等。具体来说，从2019年开始，市场稳定储备机制每年将减少24%的超额排放配额直至2023年;从2021年起配额总量发放上限将从逐年减少1.74%变为减少2.2%，并于2024年起配额上限减少幅度会更大。

欧洲电力行业是主要的温室气体排放行业，因此也是受到排放限额管制、履约减排的重点行业。在欧盟碳市场，从2013年开始，电力部门(利用废气发电和部分中东欧国家的除外)以及捕获、传输和储存二氧化碳的部门全部通过拍卖获得配额。对于电网建设较为落后或能源结构较为单一且经济较不发达的10个成员国，欧盟提供了“减损”选择，允许其在第三阶段的电力部门配额从免费分配逐渐过渡到拍卖，2013年时可以获得最多70%的免费配额，比例逐年递减，到2020年时需要全部通过拍卖获得配额。最终有8个东欧国家(捷克、保加利亚、罗马利亚、爱沙尼亚、匈牙利、塞浦路斯、立陶宛和波兰)采取了此选择，拉脱维亚和马耳他放弃了该方案。

欧洲电力企业可以使用不同类型碳资产(如碳配额EUA、核证减排量CER、减排单位ERU)履约以降低碳减排成本。对于同时拥有煤炭、天然气、生物质等不同发电燃料的电力企业来说，其从事生产经营活动必须考虑到碳资产价格的影响。发电企业需要对发电燃料价格、电价、不同燃料产生的碳排放量和碳资产价格等数据进行综合比较，最终确定最优的生产经营活动(选择何种燃料发电)。

从运行效果看，自2011年起，欧盟碳配额价格一直维持在个位数，进入漫长的低迷期。通过一系列改革，特别是完善强化碳交易体系的措施为碳市场带来了积极的信号，欧盟碳配额价格2018年突破了多年在个位数徘徊状态，到2018年底、2019年初已上涨至20欧元/吨以上。2020年下半年，欧盟碳市场持续升温，交易活跃，碳配额价格连续攀升，7月份已突破30欧元/吨。

碳配额价格上涨最重要的支撑因素来自碳市场参与者对未来气候政策的乐观预期。配额总量是依据气候目标决定的，提高气候目标意味着减排力度进一步加大，配额总量每年递减幅度会更大、下降会更快，进而提高碳配额价格。除气候因素外，市场稳定储备机制亦会对碳交易市场产生巨大影响。自2019年启动以来，该机制有效减少了过剩流通配额，提升了市场信心。欧委会将和各方在今明两年商讨现行市场稳定储备机制的延续问题。如果市场稳定储备机制2024年后仍以24%的比例减少超额的排放配额，那么将进一步推高碳配额价格。

2.碳税

欧洲是全球碳税征收最为成熟的地区。碳税对欧洲国家，尤其对北欧国家减少碳排放、降低能耗、改变能源消费结构产生了积极的促进作用。2018年以来，一些欧洲国家强化了碳税政策，包括取消税收减免、与碳交易制度形成联动等。

碳税是以应对气候变化、减少二氧化碳排放为目的，向化石燃料生产或使用者征收的环境税。它通过增加税赋来提高含碳化石能源价格，以促进能效提高和资源节约利用，相对减少温室气体排放，是国际社会应对气候变化的主要政策措施之一。欧洲几个发达国家是全球碳税征收的先锋，尤其以北欧四国为代表，随后从北欧向爱尔兰、冰岛、西班牙、葡萄牙、爱沙尼亚、法国、瑞士、和英国等国逐步推广开来。总体而言，欧洲是全球碳税征收最为成熟的地区。

截至目前，全球碳税主要分为两类。一类是将碳税作为一个单独的税种，以芬兰、丹麦、瑞典、挪威和荷兰为代表，这些国家碳税历史较长，比较成熟。芬兰是世界上第一个征收碳税的国家。自从芬兰1990年推出对化石燃料按碳含量征收碳税之后，挪威、丹麦、瑞典也纷纷开征碳税，征税对象逐步从一次能源扩大到二次能源如电力等。

另一类并不是将碳税作为一个单独的税种提出，而是将之与能源税或者环境税相结合，主要代表国家是意大利、德国、英国。例如，英国并没有一个确定的税种叫做碳税，但是英国有和碳税功能类似效果相近的税种，如1990年引入的化石燃料税，针对化石燃料进行征税。2004年英国开始征收气候变化税，这是一种全国性税制，针对天然气、煤、液化天然气和电力征收，以减少二氧化碳排放，应对日益严峻的气候形势。

关于税率水平，碳税总体稳定，欧洲发达国家税率水平相对较高。根据世界银行2018年3月发布的数据，北欧国家碳税水平遥遥领先。瑞典、芬兰、挪威的碳税分别为139美元/吨、77美元/吨、64美元/吨，丹麦碳税略低，也达到29美元/吨。碳税作为一个有效的环境经济政策工具，对北欧国家减少碳排放、降低能耗、改变能源消费结构产生了积极促进作用。

碳税征收给出了价格信号，但有时不足以给企业带来巨大的成本压力，或者企业可能采取其他手段转移征税影响，因此，将征税和其他手段相互结合，才能促使这些行业真正采取行动，降低碳排放。如同时运用碳交易和碳税这两种经济手段，全面覆盖各类经济部门，以提升政策效果、增强减排力度。此前有一些欧洲国家同时采用碳交易和碳税，但通常覆盖不同部门。冰岛、瑞典、丹麦等对交通燃料征收碳税，不与欧盟碳交易体系覆盖的工业部门重合。随着各国气候目标不断强化，一些国家逐渐加大政策力度，提升减排效果，使越来越多的企业受到碳交易和碳税的双重管制。2018年，葡萄牙规定碳交易体系下的燃煤电厂同样需要交纳碳税。同年，瑞典取消了碳交易体系下的热电联产等企业享受的碳税豁免或减免，以加快淘汰煤炭的步伐。

(三)激励可再生能源快速发展

依照欧盟可再生能源指令有关规定，各成员国根据国情制定了各自的国家可再生能源行动计划和支持政策，其中绝大多数支持政策集中在发电行业，包括上网电价、溢价补贴、差价合约、绿色证书等。欧洲可再生能源政策机制是激励行业快速发展的关键。

从欧洲可再生能源发展经验来看，一方面，欧洲各国建立了以上网电价为主的补贴政策机制;另一方面，在上网电价政策机制的框架下，不断调整具体电价政策，以实现可再生能源的合理有序开发。

欧盟可再生能源政策发端于1997年的《可再生能源白皮书》。此后，欧盟陆续发布2001/77/EC、2003/30/EC等可再生能源指令，到2009年6月欧盟发布可再生能源指令2009/28/EC，基本上已形成相对完备的可再生能源发展法律框架(见表2)。欧盟委员会要求成员国将可再生能源指令转化为国家立法，并制订相应的国家可再生能源行动计划和支持政策。

表2 欧盟可再生能源指令概述

自欧盟第一个可再生能源指令被采用以来，各成员国出台的支持机制进一步推动了整个欧盟的可再生能源发展。总体来看，可再生能源支持政策涵盖了发电、供热制冷、交通等各个领域，其中绝大多数支持政策集中在发电行业。多年来，已经有多种支持机制和特定政策设计被广泛应用。其中最常用的可再生能源支持机制有上网电价(FIT)、溢价补贴(FIP)、差价合约(CfD)或溢价补贴递减、具有配额义务的绿色证书(GC)等(见表3)。

表3 欧盟可再生能源电力激励政策对比

由于政策框架不同，欧洲各国可再生能源上网电价政策并不存在完全统一的模式，但从应用范围来看，政府强制要求电网企业在一定期限内按照一定电价收购电网覆盖范围内可再生能源发电量的固定上网电价政策是应用最为广泛的模式。固定上网电价政策根据可再生能源种类、装机规模、发电量等因素制定了有差别的上网电价标准和收购期限，具有很强的针对性和可操作性，为投资者和参与者提供了稳定的预期，极大地刺激了可再生能源领域投资。但是随着可再生能源开发规模的扩大，固定上网电价政策也带来了政府可再生能源发电补贴负担过重和居民电价不同幅度上涨等问题。

欧洲各国可再生能源支持机制近期的发展趋势是放弃固定补贴。各国政府从此前采纳的固定上网电价，转而支持溢价补贴和差价合约。这使得各国政府能够在鼓励新增可再生能源发电容量的同时，通过这些机制管理补贴预算负担。采用溢价补贴的代表国家是德国、西班牙、丹麦等，采用差价合约的代表国家是英国。

德国2012年全面引入溢价补贴机制。其设计特点是，可再生能源按照电力市场规则与其他电源无差别竞价上网，承担类似于常规电源的电力系统平衡义务，同时政府为上网可再生能源提供溢价补贴，可再生能源上网电价水平为“溢价补贴 电力市场价格”。这种机制的设计，一方面有利于可再生能源利用其低边际成本的价格优势实现优先消纳;另一方面，由于电力市场零电价和负电价的引入，电力市场供需平衡信息能够及时传导，也避免了可再生能源的过度投资。

英国从2017年起开始实施差价合约机制。其核心是可再生能源按照电力市场规则进入电力市场，由政府管理的专门机构与可再生能源发电企业按合同价格签订长期合同(该合同价格由招标确定且必须低于政府指导价)。在交易过程中，如果市场平均电价低于合同价，则向发电企业予以补贴至合同价;反之须返还高出部分。差价合约机制采用招标确定合同电价的方式，通过合约既保证可再生能源企业的合理收益，又避免了对可再生能源的过度激励。

除了上述最常见的支持类型之外，欧洲还使用其他支持机制，如投资补助、贷款担保、税收优惠等，或结合多种支持机制，激励可再生能源发展。由于欧盟各成员国的气候和地理条件不同，可再生能源产业的规模和实力不同，社会和政治偏好不同，每个国家都选择了一套适用于自身的政策工具。统计显示，欧洲大多数国家偏向于采用固定上网电价和溢价补贴政策。同时，越来越多的国家使用拍卖的方式来实施上网电价和溢价补贴。

(四)绿色投融资引导经济资源流向

欧盟的资金工具覆盖能源产业整个创新价值链，参与能源研究、开发和示范等各个环节，大型投资机构通过绿色信贷、绿色基金等方式，引导经济资源流向更环保的领域，促进能源转型、能源可持续性发展。

发挥绿色金融的杠杆作用，一方面是要控制并收紧涉及化石能源行业的融投资，通过资本向传统化石燃料企业施压，迫使其向低碳燃料供应商转型;另一方面则是通过绿色信贷、绿色基金等方式，支持清洁能源技术研发和产业发展，引导经济资源流向更环保的领域，以绿色融投资，促进能源转型、能源可持续性发展，培育新的增长点。

在欧洲，已出售或承诺出售化石燃料产业投资的大型投资机构包括全球最大主权财富基金挪威政府全球养老基金、欧洲保险龙头法国保险集团安盛、北欧最大的基金管理公司北欧银行资产管理公司等，尤其是政府公共资金正在逐步撤离化石燃料投资。2018年7月，爱尔兰众议院通过化石燃料撤资法案，爱尔兰主权基金——爱尔兰战略投资基金于五年内出售其在煤炭、石油、天然气等全球化石燃料产业的投资，并禁止未来对化石燃料行业再进行任何投资。爱尔兰由此成为全球首个主权基金投资全面撤出化石燃料行业的国家。2019年6月，挪威议会通过决议，要求挪威政府全球养老基金从化石燃料领域撤出超过130亿美元的投资，转投可再生能源项目，其中预计从煤炭领域撤资60亿美元，从石油勘探和生产企业撤资70亿美元。这是该基金迄今为止规模最大的撤资，未来挪威政府全球养老基金将动用200亿美元的资产(相当于其管理资产总额的2%)直接投向未上市的可再生能源项目，并优先投资风能和太阳能发电项目。

面对环保压力和政府减排承诺，为降低自身财务风险，荷兰国际集团、法国农业银行、德意志银行、法国巴黎银行等欧洲金融机构，已先后宣布不再为煤电和煤炭开采项目提供融资。欧洲投资银行则成为全球首个提出削减天然气项目贷款的主要多边金融机构。2019年11月，欧洲投资银行宣布，将在2021年底前停止为一切化石能源项目提供贷款，包括燃煤发电及天然气发电项目。从2021年底开始，该银行资助的能源项目二氧化碳排放限制将从此前的每千瓦时发电量二氧化碳排放量不得高于550克，缩减为每千瓦时发电量二氧化碳排放量不得高于250克。未来10年，欧洲投资银行还将为对抗气候变化以及可持续发展等相关项目释放出超过10000亿欧元的资金。根据这一投资政策，欧洲绝大多数化石能源项目，甚至包括天然气发电项目，都将排除在融资范围外。

2014～2020年，欧盟将预算的至少20%投向了气候变化相关活动，资金高达1800亿欧元。欧盟的资金工具覆盖能源产业整个创新价值链，地平线欧洲(Horizon Europe)、创新基金(the Innovation Fund)、现代化基金(the Modernisation Fund)，投资欧洲(Invest EU)等多个资金计划参与能源研究、开发和示范等各个环节。预计欧洲投资银行将在刺激私营部门投资方面发挥重要作用。与5年前相比，欧洲投资银行更多地参与了早期阶段和风险更大的能源项目，在支持能源效率投资和风险更大的创新项目方面发挥着关键作用。如2019年，根据能源技术发展所需的资本密集度和长远需求，欧洲委员会、欧洲投资银行、突破性能源风险投资公司联合成立欧洲突破性能源投资基金，帮助欧洲公司开发创新清洁能源技术。

欧盟上调气候目标，将进一步促进欧洲地区可再生能源的大规模投资。路透社指出，如果2030年55%的减排目标最终写入立法，预计2021～2030年期间，欧洲可再生能源领域将额外增加至少3500亿欧元的投资。欧盟官网指出，为了确保2030年55%减排目标能够获批，将重新修订可再生能源融资机制，旨在帮助成员国更轻松地获得项目融资以及更便捷地推进合作和项目部署。欧委会确定了资金投入的三大优先考虑领域，其中面向未来的清洁技术和可再生能源为第一优先领域;第二优先领域是能源效率，特别是改善公共和私人建筑物的能耗水平;第三优先领域是创新能源技术，包括智能交通工具、智慧基建、大数据等。

三、能源转型的技术驱动

(一)部署CCUS，促进化石能源清洁化

碳捕集、利用和封存技术是世界公认的最有前景的碳减排技术之一。在国际能源署的可持续发展情景中，2019～2070年间，欧洲利用CCUS技术捕集的二氧化碳中，42%来自电力部门;到2050年，捕获的二氧化碳大部分与化石燃料的使用有关。

碳捕集、利用和封存(CCUS)技术在不改变能源结构的前提下，实现碳的有效封存，是世界公认的最有前景的碳减排技术之一，对全球温升控制目标有着重要的意义。

国际能源署数据显示，2019年欧洲能源相关二氧化碳排放总量为39亿吨。其中电力部门为主要排放源(32%)，其次是交通部门(25%)，工业制造部门(20%)，建筑和农业部门(18%)。大约8亿吨二氧化碳为工业排放，主要来自钢铁、水泥和化学品等能源密集型行业。欧洲未来数十年内运行的发电厂还会继续排放二氧化碳。目前，欧洲化石燃料发电厂平均服役年限为28年(燃煤电厂33年，燃气电厂17年)，而平均技术寿命约为50年。如果发电厂不进行CCUS改造，或者不提前退役，那么在2019～2070年间，上述这些在运的发电厂，再加上建设中和规划中的发电厂，累计将排放超过250亿吨二氧化碳。

欧洲现有CCUS项目主要部署在北海地区，包括挪威1996年投运的Sleipner项目和2008年投运的Sn?hvit项目，这2个项目的二氧化碳封存能力为170万吨/年。此外还有至少11个总封存能力近3000万吨/年的试点和示范项目正在欧洲其他地方开展，其中有冰岛的CarbFix项目，英国的Drax CCS试点项目，瑞典的STEPWISE项目，西班牙的CIUDEN项目和克罗地亚地热发电厂的一个CCS项目。CCUS工业示范项目呈现数目逐步增多、规模逐步扩大的发展特点。

同时，欧洲CCUS技术的投资环境一直在改善。如欧盟委员会于2020年启动的创新基金对欧盟所有成员国及冰岛和挪威开放，为CCUS等领域的突破性技术提供资金;荷兰SDE 计划支持部署二氧化碳减排技术;英国政府宣布建立不低于8亿英镑(约10亿美元)的碳捕集封存基础设施基金，至少在两地部署CCUS设施。

近日，微软、挪威国家石油公司、壳牌和道达尔签署合作协议，将通过挪威北极光CCUS项目展开合作，并寻找如何协助欧洲CCUS标准化和放大部署规模。北极光项目今年获得挪威政府承诺约20亿欧元的资助，计划每年运输和封存150万吨二氧化碳，并将累计封存1亿吨二氧化碳。挪威政府同时还承诺了约15.5亿欧元，用于资助挪威Longship CCUS项目，包括水泥厂和垃圾发电厂的大规模碳捕集计划。

在国际能源署的可持续发展情景中，预计到2030年，欧洲的二氧化碳捕集量将增加到3500万吨左右，到2050年将达到3.5亿吨，到2070年将超过7亿吨(见图4)。2019～2070年间，利用CCUS技术捕集的二氧化碳中，42%来自电力部门，31%来自工业部门，26%来自交通部门。到2050年，捕获的二氧化碳大部分与化石燃料的使用有关。2050年后，生物能源碳捕获和储存(BECCS)和直接空气碳捕集(DAC)将发挥更为突出的作用。到2070年，电力部门捕获的二氧化碳中三分之二与BECCS有关。

资料来源：IEA图4 欧洲二氧化碳捕集量增长预测

(二)发展替代燃料，减少化石燃料使用

1.氢能技术

氢能开发与利用是世界新一轮能源技术变革的重要方向，是能源系统实现脱碳目标的必然选择。欧洲在发展氢能技术和氢能产业方面拥有诸多优势。到2050年，预计欧洲氢能发电总量能够达到2250太瓦时，占欧盟能源需求总量的四分之一。

作为清洁能源供给体系的重要载体，氢能开发与利用是世界新一轮能源技术变革的重要方向，是能源系统实现脱碳目标的必然选择。欧洲在发展氢能技术和氢能产业方面拥有以下基础。

首先，欧洲在氢能方面拥有强大的研究机构，欧盟、国家和区域各级支持氢能研发。欧盟采取多项举措，如为氢能源生产提供50亿欧元至300亿欧元支持，将下个长期预算中对氢能源项目的扶持资金提升至13亿欧元，通过特别基金项目加大对可再生能源和氢能源基础设施投资等，来推动氢能源技术发展。欧洲氢能学会发布2×40吉瓦绿色氢能倡议计划，以支持欧盟市场绿色氢的生产。德国通过《国家氢能战略》，计划将氢能技术发展成为德国出口的核心业务领域。2019年，德国宣布投资1.8亿欧元用于发展氢能产业。89个欧洲地区和城市宣布参与燃料电池和氢能联合组织(FCH-JU)提出的氢能转型计划，将共同推进约18亿欧元的重大投资项目，以达成未来5年在欧洲部署氢能和燃料电池技术的目标。

第二，欧洲在氢能产业价值链上拥有众多参与者，可以推动氢解决方案的开发和部署。如欧洲先后通过Ene-field、PACE示范项目推广基于氢燃料电池的热电联产系统，目前已经部署了大约10000套燃料电池微型热电联产装置。欧洲四大燃料电池热电联产企业Bosch、SOLIDpower、Vaillant和Viessmann产能超1000套/年。根据欧盟《氢能路线图》，预计到2040年欧盟将部署超过250万套燃料电池热电联产装置，可节省电网电量15太瓦时，除供电外氢能能满足所有商用建筑以及1100万户家庭的供暖需求。在德国，政府通过的kfW433法案，对满足性能要求的燃料电池热电联产装置进行补贴，并要求燃料电池系统总效率高于82%，发电效率高于32%，使用寿命达到10年。

第三，欧洲建有庞大的天然气管网，为氢能应用提供了空间。一方面，天然气供应网脱碳需要氢气。来自欧洲天然气输配网络的管道天然气约占欧洲供热用能的40%、发电用能的15%，利用氢替代天然气供热、发电是实现欧洲能源消费低碳转型最有潜力的发展方向。另一方面，完善的天然气管输网络基础设施可以以最低的成本转换为氢气输送设施。DNV-GL和Kiwa在荷兰联合进行的研究表明，现有的天然气输配网络只需稍加改造或不做改造，即可用于氢气的输送，这对管道天然气逐渐由氢替代提供了有力的设施保障。也就是说，生产商不需要对管网进行重大升级，即可将氢气通过管网输配，或者可以输送用氢气合成的天然气，甚至直接输送纯氢气。这也是欧洲发展氢能的主要优势所在，未来欧洲能源系统转型升级极有可能会充分利用现有天然气管网。

根据欧委会此前发布的《欧盟氢能战略》，欧盟将分三个阶段发展氢能，第一阶段将在2024年前建成至少6吉瓦的绿氢项目;第二阶段为2025～2030年，氢能将成为欧盟能源体系的重要组成部分，将有多个区域制氢产业中心——“氢谷”落成;第三阶段为2030～2050年，重点研究氢能在能源密集型行业的大规模应用。

2019年2月，欧洲燃料电池和氢能联合组织结合17家活跃于氢和燃料电池技术领域的企业的信息和数据，制定并发布《欧洲氢能路线图：欧洲能源转型的可持续发展路径》。报告提出欧洲发展氢能的路线图，明确到2030年欧洲在氢能发电、氢燃料电池汽车、家庭和建筑物用氢、工业制氢用氢等方面的具体目标(见图5)。

资料来源：FCH-JU图5 2030年欧洲各部门用氢目标

到2050年，预计欧洲氢能发电总量能够达到2250太瓦时，占欧盟能源需求总量的四分之一;氢能生产及相关设备的产值将达到8200亿欧元;整个氢能行业可提供540万个高技能就业岗位;欧盟碳排放量将减少约5.6亿吨。

2.生物质能技术

生物质能是唯一可替代化石能源转化成燃料及其他化工原料或产品的碳资源，是应对全球气候变化最有潜力的能源技术方向之一。欧洲是世界上生物柴油产量最大的地区，生物沼气技术世界领先，生物质发电供热在电力和热力系统中发挥着重要作用。

作为清洁可再生的能源形式，生物质能是唯一可替代化石能源转化成液态、固态和气态燃料及其他化工原料或产品的碳资源，也是应对全球气候变化、能源短缺和环境污染最有潜力的发展方向之一。

生物质能源的主要利用形式包括生物液体燃料、生物沼气和生物质发电供热等。在生物液体燃料方面，欧洲以菜籽油为主要原料，是世界上生物柴油产量最大的地区，德国生物柴油已替代普通柴油使用;北欧挪威、芬兰等国已经形成航空生物燃料规模化市场，建立起从原料、炼制、运输到加注和认证的完整产业链。在生物沼气方面，生物沼气提纯后可用来加热、发电或作为车用燃料，欧盟地区沼气技术世界领先，德国、丹麦等国多采用传统全混式沼气发酵工艺，工程技术及装备已达到系列化、工业化水平。2018年，全球沼气产量约580亿立方米，其中德国沼气年产量已超过200亿立方米，瑞典生物天然气满足国内约30%的车用燃气需求。在生物质发电供热方面，生物质发电是可再生能源发电的重要形式，目前全球200多座生物质混燃示范电站中有100多座分布在欧洲地区;欧洲可再生能源供热在供热能源需求总量中占比超过30%的国家有10个(瑞典占比高达70%，芬兰、拉脱维亚和爱沙尼亚占比也都在50%以上)，生物质能在这些国家的供热系统中发挥着巨大作用，欧洲独立建筑使用生物质供暖的供热锅炉和壁炉供热效率较高。

生物液体燃料可替代石油基燃料使用及后加工，是链接能源企业、特别是石油公司主营业务和新能源业务的最佳结合点之一。在国际能源署的可持续发展情景中，生物质转化为液体燃料这一新兴技术将推动全球生物燃料供应快速增长。近年间，欧洲大型石油公司纷纷进入生物质能领域，尝试包括燃料乙醇、生物柴油、航空生物煤油等在内的各种生物液体燃料业务。如BP先后收购多家生物能源企业的股份或业务，与杜邦公司成立生物燃料合资公司，率先开发生物燃料丁醇汽油，解决车辆及基础设施与生物燃料兼容性的关键问题。壳牌致力于开发应用第二代纤维素乙醇技术。目前，纤维素乙醇技术可行，但经济成本偏高，随着技术进步，未来有望实现规模化商业生产。2019年，道达尔公司出资改建的法国第一座生物燃料工厂La Mede投产。原料中70%来自植物油、30%来自处理后的废油，产品为绿色柴油和航空生物煤油。

(三)重视系统灵活性，提高可再生能源部署能力

电力系统灵活运行能力被视为电力系统优化的关键，对可再生能源并网至关重要。发展灵活性技术、提高系统灵活性是欧洲电力系统在高比例可再生能源并网过程中必须考虑的问题。未来电池储能将成为平衡欧洲电网、取代气电调峰的更优技术选择。

欧洲是全球可再生能源发展程度较高的地区。高比例可再生能源并网势必会对电力系统的平衡和稳定运行产生诸多影响，并且这些影响会随着可再生能源渗透率的提高而逐步增强，这是各国电力系统在高比例可再生能源并网过程中必须考虑的问题。电力系统灵活运行能力被视为电力系统优化的关键，提高系统灵活性对可再生能源并网至关重要。为提高可再生能源部署水平，欧洲主要在以下几个方面提升现有电力系统灵活性。

在电源侧，广泛应用各种发电机组灵活性提升技术，提高除风电和光伏之外其他发电厂的灵活度。根据欧洲能源转型智能网络技术与创新平台(ETIP SNET)发布的《2021-2024年综合能源系统研发实施计划》，未来4年欧洲在发电灵活性方面主要研发示范任务包括：开发用于风力涡轮机和太阳能光伏最大功率点追踪的有效控件，以实现灵活性和储备共享;增加水力发电和抽水蓄能电站运行灵活性;提高火电灵活性;使用碳中性燃料提高火电燃料灵活性;开发和测试集成灵活中小型火电、供热和制冷、储能的解决方案等。

在电网侧，为了增加电网互联容量，欧盟提出2020年各成员国跨国输电能力至少占本国装机容量的10%，2030年要达到15%。目前，德国和邻国电网间的电力交换能力已经达到25吉瓦，占其总装机容量的12%、冬季最高负荷的30%。欧洲输电系统运营商联盟(ENTSO-E)每两年发布一次电网十年发展规划(TYNDP)，ENTSO-E最新发布的TYNDP对跨国电网进一步互联进行了详细规划，利用场景分析深入研究高比例可再生能源结合电动汽车、智能电网和储能等和电网系统的融合，推动系统协调发展。

在用户侧，借助于完善的市场机制，欧洲各国普遍开展了需求侧响应，引导用户根据市场情况改变电力需求，以维持系统平衡。提高电力需求侧的灵活性，主要是综合运用储能、热泵、电动汽车、智能电表等技术手段，提高负荷的可调节性。根据AFRY管理咨询公司的分析，预计未来10年，欧盟27个成员国的需求响应容量将增加一倍以上，从目前的7吉瓦增加到15吉瓦。欧盟电力系统正在变得越来越智能化和分散化。

在电源侧、电网侧和用户侧采用储能技术，提高这些环节的灵活性。目前，欧洲电网侧储能装机容量不足2吉瓦，其中约四分之三是锂离子电池，其他技术包括铅酸、氧化还原液流和钠基电池。欧委会数据显示，目前英国电池储能装机容量约为880兆瓦，是欧洲最大的市场份额;德国电池储能装机容量约530兆瓦。据悉，英国有1350万千瓦电池储能项目正在等待建设。

伍德麦肯兹最新研究数据显示，在欧洲5大电力市场(英国、德国、法国、意大利和西班牙)，波动性可再生能源发电(风电、光伏发电)最快有望在2023年成为最大的发电来源。在欧洲上述几个电力市场中，未来将接入较大比例的风电、光伏及其他可再生能源，到2040年，预计将新增169吉瓦风电和172吉瓦光伏发电装机。为了平衡可再生能源激增，抽水蓄能电站、天然气调峰电站、储能系统、电网互联项目等灵活性资源必不可少。预计系统灵活性资源将从2020年的122吉瓦增加到2030年的202吉瓦、2040年的260吉瓦(见图6)。

天然气调峰电站就目前而言，是欧洲电力市场重要的灵活调节电源，但由于燃料和碳价格不断上涨，技术成本却没有大幅下降，在减排政策驱动下，到2030年，储能系统将取代天然气调峰电站。欧洲5大电力市场储能装机容量预计将从目前的3吉瓦(不含抽水蓄能)增长至2030年的26吉瓦、2040年的89吉瓦。伍德麦肯兹预测认为，到2040年，上述市场拥有的储能容量有望实现系统的秒级平衡，其中大部分将来自于电网侧电池储能系统。届时电池储能将成为平衡欧洲电网、取代气电调峰的更优技术选择。

资料来源：Wood Mackenzie图6 欧洲5大电力市场可再生能源和灵活性资源新增装机预测

(四)推动数字化进程，提高能源使用效率

能源和资源数字化后，被智能化分配，以便在合适的时间、合适的地点以最低的成本提供能源，能源利用效率可得到大幅提升。欧洲地区在能源数字化技术的开发和应用方面走在世界前列。

随着新一轮科技革命和产业革命加速兴起，云计算、大数据、物联网、移动互联、人工智能、区块链等数字化技术与能源产业有机相融，引领能源产业变革。各国在能源转型过程中，将能源系统与信息技术、数字技术等深度融合，抢占未来能源科技的战略制高点。欧洲地区在能源数字化技术的开发和应用方面走在世界前列。

以区块链技术为例。作为推动能源行业数字化的热点技术，区块链技术将极大改变能源系统生产和交易模式，能源交易主体可以点对点实现能源产品生产、交易、能源基础设施共享，能源区块链可以实现能源的数字化精准管理，正在向能源交易、能源融资、碳证交易和绿证核发、分布式能源等能源互联场景不断延伸。根据国际可再生能源署2019年发布的数据，全球区块链能源初创公司有超过46%分布在欧洲地区。涉及到具体项目，2019年12月MINDSMITН联合SKOLKOVO Energy Centre发布的《电力行业区块链项目和投资者分类报告》显示，截至2019年，全球电力行业共启动了234个区块链项目，其中欧洲地区占到了项目总数的近一半。

根据国际能源署《数字化和能源》中的预测，在欧盟，到2040年仅通过数字化需求响应和增加存储就可以将光伏发电和风力发电的弃电率从7%降至1.6%，从而减少3000万吨二氧化碳排放。

欧洲各国纷纷采取措施，推动数字化进程，将智能数字化实时管理和控制系统引入到能源系统，以实现提高能效的目的。2019年，德国出台《能源转型数字化法案》，计划实施智能电网并布局能源互联网项目，加强对网络攻击和大规模停电的防御，使小型能源系统之间的连接更加智能、高效。芬兰继续发挥在可再生能源供热与优化能源系统方面的优势，通过智能电表等设备，快速收集用户的电力需求、用电情况、电力价格等变量，以便实现自动化需求响应，更好地调节电力供需。

一些大数据公司将电力企业大量、庞杂、无序的智能仪表数据与天气数据、建筑物信息等结合起来，经过深度分析挖掘后，实现商业智能分析，从而辅助管理人员进行决策，对生产业务进行智能调控。德国E.ON电力公司基于大数据技术实现实时用电查询，除了能够监测电网状态和测量用户用电，还可将历史24个月电表数据存储并加密保护，提供实时用电消费计算及实时查询。英国国家电网公司完成了基于大数据技术测量设备资产信息、设备运行数据、天气信息、腐蚀速率等相关信息，并实现资产战略管理。随着大数据分析及机器学习、区块链、分布式能源管理和云计算等数字技术在能源生产、输送、交易、消费及监管等环节的深入应用，能源领域，尤其在能源转型过程中，智能数字化实践应用正在变得愈发多元。

四、对欧洲能源转型的思考

(一)各国利益诉求不同影响欧洲能源转型整体进程

能源问题对于推动欧盟形成曾发挥了重要作用，如今能源转型仍是欧盟合作的重要内容。然而由于各国利益诉求不同，欧盟在气候治理和能源转型的政策决策中，往往难以达成其偏好性的一致选择，尤其是中东欧国家，鉴于自身的经济、政治和自然资源状况，在能源发展等问题上有着独特的态度和立场，对欧盟整体的政策推行形成一定的牵制，也给欧洲的碳中和目标带来冲击。

对于2019年年底欧盟正式发布的《欧洲绿色协议》，在欧盟内部，以波兰为代表的严重依赖化石燃料的成员国，发起了强烈抵制，呼吁欧盟在制定政策时不要一刀切。波兰是中东欧大国，也是欧洲温室气体排放大户，其国内80%的能源依赖煤炭，煤炭利益集团在波兰拥有强大的影响力，并且得到了煤炭工会的支持。波兰能源转型成本显然高于欧洲其他国家。波兰政府表示，波兰能源经济过渡需要数千亿欧元，因此希望欧盟允许严重依赖化石燃料的经济体在2050年以后拥有额外时间向绿色能源过渡。在此前的联合国气候变化大会(COP24)上，波兰作为主办国提出了“一起转变”的口号，还向联合国提交了《团结和公正过渡西里西亚宣言》，呼吁世界各国保护受能源转型影响的产业工人。能源转型在大量使用燃煤的国家中引发的就业和社会问题由此可见一斑。

考虑到严重依赖化石能源的国家诉求，甚至还要考虑到这些国家由于各种社会问题在能源发展走向上存在的差异和分化，是欧洲推行整体能源政策、推动整体能源转型过程中面临的一大挑战。

(二)能源转型需各终端用能领域协调发展

如前所述，欧洲能源转型在电力部门进展迅速，但是在电力部门以外，能源转型才刚刚开始。在交通运输、建筑、工业等终端用能部门，能效和可再生能源部署结果不尽相同，能源转型进展相对较慢。

能源效率提升使欧盟温室气体排放与能源消费“脱钩”。若非欧盟范围内能效的改善，2010～2019年间该地区的碳排放量和能源消耗量会更高。然而，欧盟能效提高速度已经放慢，国际能源署认为，欧盟无法实现其2020年的能源效率目标。欧洲统计局数据显示，2004～2018年期间可再生能源发电占比已从14.2%增至32%，同期可再生能源供热占比从10.4%增至19.7%，交通运输可再生能源利用占比从1.4%增至8%。在交通运输等终端用能部门，可再生能源的占比低于预期。到2019年底，交通运输部门(尤其是航空运输部门)和建筑部门碳排放量回升，建筑部门仍在密集使用化石燃料。道路和航空运输中不断增长的能源消耗是欧盟无法实现2020年能效目标的重要原因。工业部门没有任何关于能源效率或可再生能源的具体目标，该部门虽被纳入欧盟温室气体排放贸易机制，但并无实质性减排。2013～2018年间，欧盟工业部门碳排放量仅减少了0.3%。

欧洲环境署分析指出，欧盟各成员国到2019年实施的国家措施还不足以实现欧盟到2030年比1990年减排40%的目标(绿色新政前的目标)。欧盟委员会认为，成员国提交的《国家能源与气候计划》是当前能源部门治理的核心，对于实现减排目标至关重要。欧盟需要实施相对目前更强有力的政策措施，同时在《国家能源和气候计划》框架下加强合作，以实现2030年温室气体排放、可再生能源和能源效率的目标，以及长期的脱碳目标。

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