2023年伊始，欧洲不少国家天气温暖如春，此前令人担忧的能源危机似乎出现了转机。天然气库存充足，价格跌落至自2021年秋天的最低点。
然而，就在一年半之前，由于疫情后需求的快速反弹开始发酵，加上俄乌冲突等地缘政治干预，电力和天然气市场价格上涨了五至十倍，大量企业迫于能源费用的上涨而减产甚至停产，一些中等收入家庭和中小企业则无力支付能源账单。
由于能源价格高涨以及通货膨胀预期，2023年1月，世界银行在最新一期《全球经济展望》中预期欧元区2023年的经济增长率为零。
欧洲的“去工业化”争论
一度高涨的能源价格对欧洲工业的打击不容忽视，几个月来引发了业界有关“去工业化”的讨论。去年10月，《金融时报》发表了一篇题为《能源危机会压垮欧洲的工业吗？》的文章，提到部分欧洲的能源密集型企业已经处于停产边缘，欧盟关停的工业产能比例，硅料为27%，原铝制造为50%，化肥行业高达70%，几乎所有的锌熔炉都被关闭。
欧洲的天然气和电力市场自由化程度较高，由市场机制决定电力的批发价格，进而决定终端用户价格。不过，市场价格向用户端的传导有一定时滞，时滞具体取决于用户签订能源采购合同的类型。中型大型工业用户提前签订了长期购气合同，暂时就还没有受到能源涨价的影响；而部分用户按月甚至通过现货采购天然气和电力，早在去年的第一季度就面临着能源涨价、生产成本大幅上升的压力。
整体而言，市场电价的波动传导至工业用户时滞平均在三至六个月。这也就意味着，若排除政策干预的因素，今年初的能源降价，也要通过一段时间才能传导至用户端。
早在2021年10月欧洲电价大幅上涨的时候，欧洲有色金属协会就向欧盟委员会发出公开信，力陈电价上涨对于铝业的影响。2020年之前，欧洲批发电价在40欧元每兆瓦时左右。对于中等工艺水平的造铝厂，每一吨铝约耗电14兆瓦时。这就意味着当电价涨至200欧元的水平，造铝的成本就从一吨560欧元增至2800欧元以上。
2022年8月26日，西欧现货电价飙升至历史最高值700欧元每兆瓦时，这给高耗能工业带来了非常大的压力。9月6日，法国敦刻尔克铝业公司宣布，为应对电力成本增加，该公司计划减产20%。集团264个熔炼炉中的54个将停产至2023年第一季度末，届时将“在第二、三季度提高产能”。
同样作为高耗能行业，陶瓷和玻璃制造业也受到了不小的冲击。生产熔炉必须24小时不间断地工作，一旦冷却，熔化的玻璃凝固在里面，设备将被摧毁。去年8月，创立于1756年的世界上最古老的玻璃制造商Riedel由于天然气价格上涨，能源账单上涨了30%。Riedel负责人在接受彭博采访时说，“希望我们不是泰坦尼克号”。
由于能源市场的波动风险，能源供应商大幅削减长期合同，工业用户面临能源采购危机。Riedel说，“目前没有一家能源公司愿意与我们签订3年甚至12个月的协议，所以我们必须每天购买能源”。
如果无法签订长期购气购电合同，这就意味着企业需要更多依赖现货市场采购能源，面临更波动的能源价格，增加了生产成本的不确定性，进一步影响工厂效益，这样工厂就更难和能源供应商签订长期合同，形成恶性循环。
法国玻璃制造商Duralex这个冬天则让熔炉一直处于“休眠”状态，负责人在接受美国政客网站（Politico）采访时说，这是一个艰难的决定，技术和人员风险并存，但可以节约能源。
虽然各国陆续推出的支持措施包括了对工业用能成本的补贴，但是玻璃行业等大部分制造品并不算必需，所以在政府的扶持计划中不是优先行业，并不容易获得补贴。
欧洲多个行业协会签署公开信，呼吁欧盟采取紧急举措，避免在电力和天然气价格飙升的背景下欧洲出现永久的“去工业化”。欧洲铝业协会总干事Paul Voss表示，“这是一场真正的生存危机” ，因为有一些冶炼产能一旦关停，就不再回来。
东欧的汽车制造商威胁要将生产转移到能源成本较低的南欧，或者完全撤出该地区。欧洲化学品协会指出，因其高涨的能源成本在全球居于高位，去年3月以来，欧洲首次成为化学品的净进口地区。如果更多行业效仿，这意味着全球供应链将远离欧洲，严重损害欧洲的经济竞争力。
据美国政客网站（Politico），欧盟内部市场专员Thierry Breton在一封给员工的新年电子邮件中指出，努力提高欧洲的全球竞争力是“首要任务”。“欧洲的高能源价格将继续影响我们的同胞，但也影响整个工业供应链和中小型企业。与此同时，中国、美国和其他国家正在试图吸引我们的工业能力。如果没有强大的制造业基础，欧洲的供应安全、出口能力和创造就业都面临风险。”
取暖还是吃饭
相比大型工业用户，小工商业用户的处境更为艰难。他们既没有签订优惠的长期能源采购合同的实力，受市场价格波动影响更大，也不大可能用成百上千的就业岗位施压政府以获取补贴。
在欧洲各国，由于能源账单不堪重负而导致破产的小工商业主案例，比比皆是。《比利时报纸》报道，Vencimont一家面包房的电费账单去年还是每月1860欧元，2022年8月上涨到了11836欧元。
类似的例子还有很多，挪威东南部小城的一个家具店，因为电费高涨倒闭，26位工作人员失业。挪威工业协会指出，有些小型商户的利润可能就只有几万欧元，电价上涨的幅度就把这部分盈利完全吞噬掉了，更不用说能源价格的上涨也推高了原材料和物流费用，小商户面临的成本压力可想而知。
市场电价上涨一般六个月到一年传导至居民侧。在欧洲，除了挪威和西班牙居民签现货合同的比例较高之外，其他国家的居民习惯签长期购气购电合约，比如一年期或者两年期。2022年4-5月开始，终端能源价格明显有所上浮，高于2021年0.23欧元每度的欧盟平均电价。欧盟委员会发布的2022年第三季度电力报告中指出，一半的零售合约随着市场电价而上浮，这就意味着接下来还有更多的合约到期，更多的用户面临新合同价格上涨。
电价上涨对于不同收入水平的家庭冲击是不一样的。IMF数据显示，在英国，低收入群体大概要将家庭支出的17.8%用于能源支出，高收入群体的能源支出占比则是6.1%。能源价格上涨之后，会直接挤压贫困家庭基本的生活支出，比如有些依靠养老金或者救济金生活的家庭，每个月的家庭预算是一千至两千欧元，能源费用上涨一百欧元，这些家庭很可能就陷入了“取暖还是吃饭”的不得已境地。
在福利水平较好和收入比较平均的挪威，电费的上涨也影响到了居民。挪威消费研究学院调研显示，28%的家庭表示，自今年1月以来家庭支出负担有所增加；25%的家庭表示，电费上涨给支付账单和房贷带来了一些困难。各国央行为了应对通胀陆续加息，这更增加了一些家庭还贷的支出，削减可支配收入。
“纾困所有人”
面对愈演愈烈的能源危机，欧盟委员会和成员国连续召开紧急会议商讨对策，陆续发布方案和应对措施，集中在削减需求、限价、补贴和暴利税等方面，同时继续推动REPowerEU方案和Fit for 55气候一揽子计划的商讨，加速转型和摆脱对俄气的依赖。
为了安全过冬，欧盟委员会7月就发布了“欧洲天然气需求缩减计划”，要求各成员国在2022年8月1日到2023年3月31日间采取措施，至少减少15%的天然气用量。9月，欧盟委员会“应对能源高价的紧急干预方案”从需求、价格、补贴等多方面对能源供需和市场运行提出干预措施，成员国同意减少高峰时段用电量以及总体用电需求；对包括可再生能源、核能和褐煤在内的低成本发电源的售电收入设定上限；对化石能源行业的超额利润征暴利税。成员国还可临时为中小企业制定电力供应价格，以支持在高能源价格中挣扎的中小企业。
10月，欧委会再次推出缓解能源危机的新提案，包括联合采购天然气、对欧洲天然气基准价格实施限价机制、协调欧盟成员国能源供应等。12月，欧盟能源部长经过艰难谈判达成一致，将天然气价格上限定在每兆瓦时180欧元，今年2月15日起实施。
除了欧盟层面，各国也陆续推出了不同的政策以应对危机。在能源供给侧，各国寻找替代天然气进口源，暂时重启已关停的煤电，延寿核电（包括德国将剩下的三座核电站的退役时间暂时推迟至2023年4月）。
为了应对能源涨价对消费者的冲击，多国实施了不同程度的减增值税，零售电价限价或者补贴电费，向脆弱收入群体发补贴，援助工商业等措施。西班牙和葡萄牙补贴发电行业天然气价。法国加码补贴，新措施具体包括使用天然气供暖的家庭每月最高补贴25欧元，电暖气每月补贴20欧元，石油或烧柴供暖的法国家庭则是一年最多获能源补贴200欧元。意大利也提出方案补贴民众生计，包括发给年收入2万欧元以下者每人150欧元的津贴，以及对酒吧、餐饮等中小企业补贴税负。
其他欧洲国家的新加码政策还包括——荷兰宣布将基本工资提高10%；丹麦表示民众2022年能源账单超出前一年的部分，可延迟在5年内补缴。
对此，《经济学人》分析称，近15年全球“黑天鹅”事件接踵而至，使各国政府不断出手补贴民众和企业，造就了一个“纾困所有人”的新时代。
虽然这些“价格管制+财政补贴”的能源纾困措施短期起到了一定效果，暂时帮助一些低收入群体、工商业用户抵御了涨价的冲击，但是这些补贴也给欧洲国家的财政带来了负担。2022年10月，德国政府公布了一项2000 亿欧元的支持计划，以抵消家庭和企业的高能源成本。据欧洲智库Bruegel，2021年9月至2022年11月，德国、意大利、英国、西班牙、法国和已分别动用占GDP 7.4%、5.1%、3.5%、3.2%和2.8%的资金来应对能源危机。过去一年，欧洲国家对家庭和企业的援助计划金额总计已达7055亿欧元。而这一趋势还在继续。
被天然气危机掩盖的电力危机
不断加剧的欧洲能源危机有多个层面，天然气短缺是其中最直观的一层，也是欧盟自去年俄乌冲突爆发后最着重应对的。但其实2022年8月之后，电力危机突然加剧，欧盟政策上措手不及。
一方面，冬季电力峰值短缺风险显现，市场的恐慌将西欧年度电力期货合约推高至近千欧元的价位，另一方面则是电价短期内巨幅暴涨、暴跌给电力衍生品市场的交易带来了流动性问题，从南欧到北欧的不少发电集团不得不向政府申请救助资金。
虽然天然气短缺是造成欧洲电价上涨的原因之一，但2022年更为特殊的则是水电和核电双双下降。干旱导致北欧南欧水电出力锐减，与此同时法国核电出力也大幅下降，造成电力供给紧张。电网数据显示，2022年欧洲27国的核电发电量比去年同期下降117太瓦时，水电下降54太瓦时。这个缺口则要由风、光和火电以及主动减少的电力需求填补，其中，气电增加了10太瓦时，煤电增加23太瓦时。
法国核电机组装机容量总计56吉瓦，但是在8月底，最低只有25吉瓦机组运行，远远低于往年同期。这既包括之前因疫情推迟的例行检修和十年例行检查，还有十台机组是管道腐蚀故障需要进行大修。随着机组陆续结束检修，核电出力在12月回涨至45吉瓦，按照法国电力的最新计划，将维持在40-50吉瓦之间。除法国外，瑞典核电机组故障也给北欧电力供给带来了一定风险，推高了电价。
2022年欧洲多国遭遇干旱天气，法国、瑞士的年降水量远低于历史正常值。挪威水库蓄水量一度跌至二十年来最低。如果今年的降水量能够达到正常水平，那么水电的恢复能够缓解电力供需的紧张，压低电价。但是年初的暖冬带来了隐忧，如果春夏季继续出现高温天气，遭遇类似去年的干旱高温，那么水电又会受到影响。
综合来看，2022年冬季欧洲电力短缺的形势比天然气更为严峻。早在秋季，包括芬兰、法国、瑞士、挪威在内的多国电网就发出预警，提醒冬季峰值缺电的风险，并表示必要时将采取有序用电或者强制削减居民用电等紧急措施。
2022年12月上旬，欧洲大部分地区遭遇寒潮，气温比正常值低五至七摄氏度，这对欧洲电力市场和电网都是一次严峻的考验。所幸有惊无险，一来法国核电出力恢复，二来各国提前准备，以及工厂减产拉低了用电需求。
但冬天还未结束，风险还在。欧洲输电运营商联盟ENTSO-E 12月初发布的《欧洲冬季电力供需展望报告》指出，瑞典南部、法国、芬兰和爱尔兰将在一二月份面临高峰时段缺电风险。如果各国能够落实欧委会提出的方案，削减峰值用电负荷10%，有可能降低峰值缺电的风险。但低于正常值的水电和核电，必然意味着电力供给侧仍然紧张，电价仍将处于高位。
为什么短期内“开倒车”？
近年来，欧洲各国一直是能源转型的先头军，提出在2050年前，整个大洲实现所有温室气体的“气候中和”目标，大力发展可再生能源。然而，为什么2022年会锋头急转，在能源危机的压力之下，不得不重启煤电甚至燃油发电厂，短期内“开倒车”？这一方面是因为地缘政治因素和俄罗斯天然气供给的减少，深层则反映了欧盟和英国近年来的能源转型政策有其过于激进的一面。
能源不可能三角是常被提及的概念，指的是一个能源系统无法同时满足环保绿色、供给稳定安全、价格低廉这三个条件。而欧盟和英国近年来的政策，过于注重气候目标和绿色这一个向度，遇上去年这样的地缘因素迫使“加速脱俄气” ，叠加干旱等不利的气象条件，使得整个能源系统抗风险的能力非常弱，无法实现能源供给的稳定、安全，进而引发能源危机。
忽视能源来源的多样性是欧盟电力政策值得反思的一个方面。
2019年欧盟委员会提出绿色新政以及2050年气候中和的目标之后，各国纷纷加快退煤进程，意大利承诺到2025年淘汰煤炭，希腊承诺到2028年，荷兰承诺到2030年，德国承诺在2038年前完成退煤。到2021年，欧盟国家已经关闭了一半的煤电机组。天然气发电机组因其灵活性，是非常有优势的调峰电源，也有效地配合了英国、西班牙等国家可再生能源的快速发展。但这使得本土产气量逐年下降的欧洲更加依赖天然气进口，最终占到天然气消费量的80%。
高度依赖天然气进口使得俄乌冲突爆发之后，40%的天然气供给立刻变得不可靠。而其他天然气来源——包括挪威和北非管道气以及液化天然气的供给短期内不能迅速增产，为了保证电力供应安全，欧洲各国不得不重新拥抱煤电，比如德国，批准重启了近两年关停的煤电以及燃油机组；希腊也延迟了退煤时间；保加利亚议会在1月初投票通过，保留本国煤电机组至2038年。
另一个过于依赖单一能源的例子，就是挪威。挪威水电充沛，多年来一直是电力净出口国，作为欧洲大陆的绿色电池，通过跨国输电交易帮助西欧国家消纳日益增加的可再生能源。挪威充足的电力供应也造成了假象，使其规划风、光较为缓慢，基本完全依赖水力发电。
然而，挪威南部2022年遭遇了罕见干旱，水库蓄水量急剧下滑，不仅大大减少了对欧洲大陆的电力出口，还面临冬季缺电的风险。与此同时，由于之前更多重视跨国输电线路的建设，忽视了国内南北电网的链接。这样，尽管挪威北部降水充沛，水库甚至在夏季雨季需要弃水，但是多余的电也输送不到干旱缺水的南部。目前来看，一二月份如果再次遭遇寒潮，挪威电力供需依然紧张，要到春季融雪之后，水电恢复，才能缓解。
去年冬天的缺电风险，也引起了挪威能源监管部门的反思，是否低估了电动汽车提高的电力峰值负荷，是否低估了工业包括氢能的发展等对用电量的影响。研究机构近期预测，虽然挪威目前年均出口电量20太瓦时，但是2030年挪威用电量可能会比目前的150太瓦时增加40%，届时挪威将转为电力净进口国。
危机引发对跨国输电和自由市场机制的思考
欧洲是全球推进电网互联和发展清洁能源的积极践行者，利用高度集成化的互联电网优化跨区资源配置，加快风、光等新能源的国际间开发利用。
欧洲互联电网主要包括欧洲大陆、北欧、波罗的海、英国、爱尔兰五个同步电网区域，以及冰岛和塞浦路斯两个独立电网。跨国输电线路高度密集，遍布于成员国之间，大部分国家和其邻国电网之间的互联传输能力很强。
为提高可再生能源的开发利用消纳，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%和冬季最高负荷的30%。
在高效互联电网和欧洲统一电力市场的推动下，不仅北欧和南欧富余的可再生能源能够输出来替代西欧、东欧的煤电，各国也能利用跨国输电容量来保证冬夏高峰负荷期的电力供给。跨国跨区电网互联使得各国电力系统的调峰能力更加灵活，既提高了可再生能源的消纳，又减少了不必要的调峰电源建设。
在正常的年份，这样的机制一直十分顺利，但是掩盖了一个问题，那就是随着西欧国家可再生能源比例的越来越高，以及退煤和德国弃核使得有效容量下降，调峰就更依赖气电和北欧的跨国输电。然而，当天然气供给出现风险，加之北欧因为干旱而缺电，西欧电力系统的可靠性就受到了挑战。雪上加霜的是法国核电机组因为老旧，频频需要检修，这在2022年就造成了一个影响欧洲电力系统的“完美风暴”。（不过在12月初西欧遭遇寒潮之际，电力供需紧张的法国，正是靠着跨境输电，峰值期间从邻国进口了10吉瓦电力，才保障了电力安全。）
去年不断加剧的能源危机，也引发了对欧洲自由能源市场机制的讨论。
首先，过于金融化的电力和天然气交易，是否放大了危机。由于电力、天然气期货价格上涨迅猛，欧洲发电企业对冲风险的金融衍生品导致了广泛的流动性危机，险些演变成金融危机。对此，欧委会也专门提出了金融领域的干预方案，需要与欧洲证券市场管理局、欧洲银行业管理局协作，针对电力、天然气相关的衍生品交易来修改抵押品清单、保证金等相关规则，并且提出了实施天然气交易价格涨跌幅限制机制等。
第二，对于欧洲电力市场设计的讨论，尤其是边际定价机制。欧洲的电力现货市场采用边际出清的定价机制，满足电力供需平衡所需的最后一台机组的报价，即为市场的边际出清电价。边际成本为0的新能源在市场中会优先出清，如果电力供需总体富裕，在新能源出清之后，再加上部分其他低价机组就可以满足电力平衡，整个市场电价会降低。但如果电力供需总体短缺，仅靠低成本机组不足以满足电力平衡，那么成本高的机组可能成为市场的边际机组，导致整体市场出清电价升高。
由于去年水电和核电出力锐减，成本最高的气电成为了欧洲电力市场的边际机组，气价波动直接传导入现货电价。考虑到气电大约50%的转换效率，气价每升高1欧元/兆瓦时，会带动电价升高约2欧元/兆瓦时，气电又是系统的边际机组，气价上涨直接拉高了市场的出清电价。
因此，如何使得气价和电价脱钩，是欧盟委员会近几个月来讨论的政策之一。根据欧委会2023年工作计划，其将研究各种方案，征求意见，并在2023年第一季度末发布评估报告和对电力市场指令的修改提案。这被认为是欧盟第五次电力市场改革，意义重大。
欧委会在一份讨论稿中列出了新的电力市场改革的目标。第一是要让可再生能源发电的售电收益更接近他们实际的发电成本，并且利于消费者。这其实就是要把欧盟在10月份提出的对非边际发电机组征收暴利税的暂行措施给固定化，比如更多推行长期电力采购协议，或者差价合约。第二是减少天然气在短期电力市场中的作用，比如更多鼓励需求侧响应和储能等灵活调节措施。第三是更好地保护消费者，比如更多采用固定价格合同等。第四是提高市场透明度，监管和诚信度。
去年5月，希腊曾经提出一个“两个市场”的方案，也即可再生能源和火电核电分开出清的现货市场机制。10月，欧洲监管中心发布报告“从危机到净零的欧洲批发电力市场改革”，包括剑桥大学著名电力专家波利特教授在内的专家指出，当前欧洲面临能源危机，市场因为稀缺性而做出了正常的反应，价格暴涨。
佛罗伦萨监管学院的报告则指出，电力价格的高涨是因为价格发出了稀缺的信号，是正常作用。如果要完善电力市场，可以通过激励消费者和发电侧更好的风险对冲和套期保值，通过差价合约和电力购买协议获得廉价的可再生能源，重新设计容量补偿机制等来降低投资风险。
今年1月初，西班牙发布了其对欧盟电力市场改革的建议，提出应该由政府和可再生发电商签订差价合约，既保证了这些项目的长期收益，激励低碳投资，也避免了其获取过多的额外利润。
供需决定价格，短期的政策干预，比如对非天然气机组收取暴利税等措施，不应该影响欧洲统一能源市场的运行。当前能源危机的警示意义在于，长期来看电力市场设计应该符合未来净零目标的实现，需要做出适应高比例可再生能源的调整等。
虽然欧洲的这轮电力市场改革是在危机之下被临时提上日程的，但也将帮助欧洲提前应对挑战，如何平衡能源安全和低碳目标，探索建设适合零碳电力系统的市场机制设计，加速电力系统转型。
