作者：黄笛韵 鲁汶大学(KULeuven)

2019年1月26日，德国政府指定的煤电退出委员会宣布2038年前关闭所有煤电。现有能源技术下，由于煤和天然气等化石能源对市场的锁定和能源系统的路径惯性，政策制定者选定的转型方式和时间点对化石能源去留起到决定性作用。欧盟能源气候政策框架下，德国和波兰不同的路径选择，反映出碳排放交易机制、电力市场设计、能源安全观和社会经济因素对能源转型的影响。制定气候政策、发展新能源和从上而下急速推动去煤，需审视不同地缘条件下的国家能源安全。一刀切的政策，给新能源起步得慢的国家和地区带来更大的经济社会压力。由气候政策推动的能源转型，应当以灵活平衡地区差别的治理模式为基础。

2016年11月底，欧盟委员会公布了第四次欧洲范围内能源立法方案提议：清洁能源法案。2018年气候峰会前夕，欧洲议会和理事会紧锣密鼓地讨论清洁能源法案中最后一项：统一电力市场指令。 议会立法者希望欧盟在气候大会上起到领头羊作用，赶在大会开始时争取法案整体通过。新的电力市场设计讨论中，迟迟不能谈拢的条款是给容量市场设定二氧化碳排放标准。12月6日，立法者向媒体透露，由于波兰政府强烈反对，电力市场指令没能在此轮通过。12月19日，电力市场指令通过设置针对波兰情况的特殊条款得以通过。最终针对存量煤电的规则定为2025年后实施容量市场排放标准。

引入容量市场碳排放上限旨在削弱煤电补贴份额，引导投资者关闭煤电。波兰电力系统约40GW的总装机容量中，褐煤和黑煤合占约百分之七十。根据波兰电力协会(PKEE)估算， 2025年波兰将有10GW的发电站到期关闭，2020年开始可能因容量不足面临电网平衡问题(PKEE, 2018)。波兰电网(PSE)报告指出：在更新设备、延长现有电站使用期限的场景方案下，到2035年波兰仍需15.8 GW的新增电力投资(PSE, 2016)。 为保持装机容量、吸引新的电站投资，波兰政府2017年推出容量市场计划，2018年2月波兰容量市场获得欧盟委员会批准。针对电力市场指令提议的容量市场550g/kWh 二氧化碳排放标准，欧洲议会希望针对褐煤电站设置一年200小时发电补贴上限。波兰为主的几个国家在理事会与议会谈判中，反对此条款。

电力市场设计制定一刀切的严格排放标准，实质上起到筛选能源技术效果。规则一旦通过实施，意味着煤电大规模退出，而对核电无影响。此项提议得到了法国等核电主导国家的支持，而依赖煤电的德国和波兰反对。虽然同在反对此排放标准的阵营，由于地缘和经济结构差异，德国和波兰的能源结构和发展路径大相径庭。明晰这两个国家能源发展的动力，看清楚对待气候政策的相似和分歧，才能更好理解在欧盟体系下气候和能源政策的相互作用，以及能源安全和经济社会因素对能源转型的影响。

01欧洲

气候新能源政策

上一程欧洲新能源政策制定，经济层面以2000年初对油价持续走高的预期为基础。彼时主要由西欧国家组成的欧盟希望通过补贴的形式发展新能源，用大规模装机来实现新能源行业先发优势。政策目标是2020年前后退出补贴机制时，欧洲各国在高油价环境中占据能源成本优势(Helm, 2017)。提高新能源比例可整体降低欧洲对进口油气的依赖，也能减少因空气污染带来的公共健康费用。京都协议签订后，欧盟开始把协议中减排承诺翻译成可实施政策。由于碳税在成员国和欧盟间的归属权争议，最终欧洲采用了市场机制协调配置减排。1990年到2016年间，欧洲经济增长54%，同期温室气体排放减少22%。

欧洲排放交易机制(EU ETS)主要覆盖电力行业、制造业和航空业，在31个国家运行，涵盖欧洲45%的温室气体排放。排放交易机制包含二氧化碳和其他温室气体。2005年EU ETS开始运行, 通过设置涵盖在机制下的碳排放指标上限并且逐渐降低上限值，实现减排。EU ETS运行初期，各国政府发放过多免费排放指标，而08年后碳排放机制覆盖的行业受到全球经济危机影响冲击较大。需求降低使碳指标供大于求，碳价长时间在低位徘徊。

图1： 欧洲排放机制下碳价

图片来源：Sandbag网站(sandbag.org.uk/）

由于气候政策和新能源发展的紧密联系，2009年欧盟第三次能源立法时，通过气候能源方案。气候能源方案确定了20-20-20目标：2020年达到20%可再生能源比例，相比1990年减排20%和能效提高20%。近年来新能源投资大幅增长。然而碳排放指标上限值的设置相对固定，指标额的供给缺乏灵活性，使实际增加的新能源部署对总排放量几乎没有影响。此设计缺陷在德国能源转型过程中体现出来。2019年1月1日起，欧盟碳排放机制引入市场稳定储备（market stability reserve）。MSR的初衷是吸取多年来碳排放指标供应过剩的教训，设计储备机制减缓市场需求震荡的影响。其主要功能是将拍卖市场中过量碳指标回收放入储备中，需求紧张时重新投放(Delbeke, 2015)。

因现有能源技术对市场的锁定和能源政策制定的路径惯性，政策制定者选定的转型时间点和方式对化石能源技术去留起到决定性作用。2018年11月底，欧盟委员会公布2050可持续长期规划，提出2050年温室气体零净排放的气候目标(EC, 2018)。更严格的长期目标意味着能源转型加速。煤电在2050长期规划中没有一席之地, 天然气占比在各个能源场景方案中均大幅降低。政策制定者选择用市场化的手段保证能源转型技术中立，碳市被期待发挥更重要的作用。欧洲电力市场采用边际成本定价方式。碳价节节上升的作用是改变电力供应曲线优先顺序，将煤电的成本推至系统边际成本以上。而天然气碳排放只有煤的一半，则很可能成为新的边际定价能源，从而带来天然气发电的繁荣。同时天然气发电的灵活性与新能源的间歇性互补，因此被很多业内人士视为退煤后过渡能源。针对天然气发电的质疑声集中在过渡能源的必要性：新增天然气电站投资未来很可能会锁定市场，影响转型路线，延长摆脱化石能源依赖的过程；增加天然气进口对地缘和能源安全的影响不容忽视。

02德国

能源转型先锋

德国早期新能源行业发展离不开绿党（Green Party）推动（Aklin et al, 2018）。绿党成立于1980年，以环境议题为核心。绿党不仅在议会中推动了新能源法律的制定，而且从1998到2005年与社民党联合执政期间制定了有利于新能源发展的政策。1986年四月发生的切诺贝利事故，加深了德国公众对核电安全和环境问题的担忧。同年六月，德国环境部成立。1992年的调查数据显示，76%的德国受访者对全球变暖问题密切关注(Brechin, 2003)。冷战后期，德国国内产煤到达峰值，之后产能持续下降，相关产业的影响逐渐减小。八九十年代，德国政府以能源安全为由，补贴本国产煤，使其售价低于成本。根据国际能源署估算，九十年代中期，德国政府每年补贴煤炭行业100-120亿马克。东西德合并后，传统电力企业的重心放在整合前东德地区，给了新能源行业最初发展空间。1990年通过的电力并网法案(StrEG)规定电力企业购买新能源时须支付消费者电费的65%到90%。电力并网法案开始直接推动新能源并网，而此前德国政府对新能源的扶持集中在研发投入上。2000年，首次与社会民主党共同执政的绿党推动了德国新能源法律(EEG)颁布。EEG被广为推崇的特点是引入了新能源固定并网补贴的形式。太阳能和风能投资固定成本高，运行成本接近于零，因此融资成本很大程度上决定项目盈利。固定补贴形式下投资者承担的风险低，从而降低了融资成本，带动中小投资者主导的分布式风电太阳能初期在德国快速发展。

2010年的福岛事件，再次推动了德国以退核和发展新能源发展为主轴的能源转型。能源转型的目标是使能源政策成为产业政策一部分，助力德国成为下一轮低碳经济中全球标准制定者。德国式能源转型的争议源于新能源蓬勃发展同时，欧盟碳排放机制的设计缺陷带来持续低碳价，带领煤电喜迎黄金时期。 从2000年到2015年，德国新投资硬煤发电容量7.3GW和褐煤发电容量5.5GW。在低碳价环境下，新能源快速发展带来的减排被煤电增加的碳排放抵消(Helm, 2017)。褐煤贡献了德国四分之一的发电，排放二氧化碳占总量百分之二十。

为实现2050年减排80%的目标，德国政府为能源转型计划制定了白皮书。因顾忌退出煤电对就业的影响，白皮书没有明确关闭煤电站的时间，同时由于环境议题在德国社会的重要位置，大力发展新能源近年成为主要政党共识。近两年联邦和地方政府选举时退煤作为热点问题屡次引发公众讨论。2019年1月25日，德国政府指定的煤电退出委员会在终期谈判中达成关键的煤电关闭的期限：2038年前退煤。委员会建议书的政策第一步是未来三年内关闭12.5GW的机组，占到德国煤电装机容量的三分之一。如果德国政府通过委员会的政策建议书，德国将成为正式退煤的最大经济体，短期内温室气体减排将进展显著。

图2：2018年德国电力系统装机容量

图片来源：energy-chart网站 (energy-charts.de)

图3：1990-2019年德国电力生产

数据来源：AG Energiebilanzen 网站 (ag-energiebilanzen.de）

图4： 1990-2017年德国温室气体排放

图片来源：Clean Energy Wire 网站 (cleanenergywire.org)

大规模的新能源投资并网和电网建设，需足够的工业基础和居民支付能力支撑。由于欧盟法律对国家补贴(state aid)的限制，德国的新能源补贴直接来源于居民和工商业用电电费。据Clean Energy Transition报道，2016年每户平均月电费为85.8欧（按三口之家每年用电量3.5MWh计算），加上汽油和取暖的总能源支出为每户每月223欧元。占居民电费账单过半的税费项中，新能源补贴比例为23%, 过网费比例为25% (Thalman, 2015) 。工商业占德国用电总量的百分之七十，其中工业用电占了百分之五十。为了减少过高电费对高耗能行业的成本影响，保障出口行业的国际竞争力，半数工业用户得到了部分或者全部的电费税费项减免。由于减免的税费类型不尽相同，德国没有统一的工业用电价格。由BDEW提供的2014年数据表明，工业用电最低价和最高价相差十欧分(Thalman, 2015)。2018年预计德国全年新能源直接补贴费用为240亿欧。还有相当一部分新能源带来的新增电网建设和电力平衡费用涵盖在过网费中和其他费用中。代价昂贵的退煤计划，让人质疑德国能否成为其他国家能源转型的榜样。

03波兰

地缘、能源历史与经济社会发展的不同选择

能源战略在波兰，是国家层面责任发展计划（Responsible development）的一部分(Gawlikowska-Fyk et al, 2017)。责任发展计划里，波兰的发展目标定义为防止五大陷阱：1）中等收入；2）资本流失；3) 中低端产品；4）人口老化；5）机构低效。责任发展计划将能源政策目标定位为：安全，可用，低价。 目前波兰电力供应的煤电比例超过百分之八十，天然气供应三分之二来自俄罗斯进口。2015年，波兰能源供应的百分之五十，电力供应的百分之八十四来自硬煤和褐煤。碳排放的半壁江山来自电力行业。

5：2015年波兰电力系统装机容量

数据来源：PSE网站(pse.pl)

图6: 1950-2015年波兰电力生产

数据来源：PSE网站(pse.pl)

能源安全在波兰语境下意味着能源独立，优先本国产煤电，多元化天然气来源。上世纪末，德国以能源安全为由，通过补贴本国产煤支持煤电。二十年后，波兰政府再次强调能源安全。除了保护本国煤炭行业，也反映了当下西欧和东欧国家部分由于地缘政治造成的不同诉求。波兰对大规模急速退煤的能源安全担忧源于天然气作为过渡能源的角色可能被强化，从而加大天然气进口缺口。近几年波兰通过多样化天然气来源摆脱对俄罗斯进口气的依赖。退煤大幅增加天然气进口有悖于波兰语境下的能源安全。

天然气进口在西欧很大程度上被视为市场行为，在东欧则由于历史上多次被俄罗斯停气而被视为能源武器。2006年和2009年俄罗斯切断欧洲天然气供应时，波兰受到严重影响。2006年新年的天然气危机中，波兰的俄罗斯天然气进口下降了14%。2009年1月为期15天的欧洲天然气危机中，波兰的俄罗斯进口气供应下降33% (Zadorozhna, 2012)。摆脱对俄罗斯天然气的依赖，波兰尤为急切。近两年波兰和中东欧国家出于对未来能源安全的担忧竭力反对Nord Stream 2项目。

根据20-20-20目标，波兰在2020年前须实现15%的新能源比例。而2020年到2030年间，欧洲新能源总体目标，不再通过具有法定约束力的国家数量指标实现。碳市场被期待在推动能源转型上发挥更重要的作用。因MSR改革实施在即，2018年碳价在市场对未来高碳价预期中应声上涨。业界一般认为碳价升到35欧元以上，煤电将大规模退出。基于高碳价冲击煤电行业的担忧，波兰政府在欧洲法院（European Court of Justice）申请推翻MSR机制。波兰申请理由是拍卖数量调整机制将起到干预欧盟成员国决定本国能源结构的效果。波兰政府同时引用计算宣称，引入此项市场改革将使得2035年天然气需求增长7倍。然而欧洲法院并不认同由市场决定的碳价和成员国能源结构决定权之间存在矛盾。

波兰政府的激烈反应凸显退煤复杂性。能源安全观和经济社会因素很大程度上决定天然气在不同地区作为转型过渡能源的接受程度。如果缺乏明确经济信号引导低碳投资，在非强制性退煤的地区对化石能源电站投资短期内仍可能继续。加速退煤，作为过渡能源的天然气电站新增投资未来很可能会锁定市场。由于发电站较长的使用期限，下一轮激烈的政策变动也可能使现阶段投资的化石能源电站提前关闭，造成经济资源闲置浪费。

欧洲统一电力市场的跨国合作中，德国与波兰电网的潮流问题引发争议。欧洲电力市场耦合实行主要以国家为界的区域电价，导致电力市场出清与国家内部电网潮流计算分离。市场设计漏洞叠加新能源间歇性，使潮流预测非常困难。同时由于邻避运动，传输北部风电到南部的德国境内输电走廊建设一再耽误，带来电网传输容量不足的问题。几个因素叠加的后果是德国电力市场出清中从北向南的商业输电，实际上很大一部分从德国东北部途径波兰西部电网，最后从波兰西南边绕回德国南部和奥地利(Puchala, 2018)。大规模计划外潮流，考验波兰西部电网安全，引起波兰电网公司(PSE)抗议。而在德国早期讨论中倾向认为波兰的抗议意在保护本国煤电，避免同德国风电和太阳能竞争，忽略了邻国声音。现行市场设计能否改进，将在电力市场层面影响波兰的能源安全观。

图7：波兰德国跨国电网平均计划外潮流 (Puchala 2018)

波兰官方语境下的清洁电力等同于清洁煤电，政府预测2030年煤电仍占能源结构的50%到55%。波兰政府坚持煤电给出经济理由是境内煤炭资源丰富。然而能源智库Forum Energii指出：波兰本土产煤效率低下，跟进口煤相比没有价格优势。即使坚持煤电，将来波兰政府提出的能源独立未必能实现。而高昂的投资成本，使核电取代煤电来实现能源独立的选项吸引力微弱。2014年波兰政府制定了至2035年建设6GW核电的计划。

尽管电力工业涵盖在欧盟碳排放市场体系下，碳排放机制迄今对波兰的能源结构几乎没有影响。电力作为受管制行业，碳市场带来的直接成本预期可以通过电费增长的形式传导给消费者。而波兰电力企业由于碳市场建立时欧盟针对八个中东欧国家过渡期间的特殊规定，拿到一部分免费碳排放的份额，实际上节省了成本，因此碳市场的建立给波兰电力企业带来了额外利润(Marcu et al, 2015)。波兰能源强度是欧盟国家平均值2倍。工业体系中，制造业对经济增长贡献较大。由于2020年前波兰高耗能型制造业得到高份额免费碳排放指标，目前工业几乎不受欧盟碳排放交易机制冲击。跟电力企业类似，因将碳价传导到销售端，高耗能的钢铁化工行业甚至获得额外利润(Marcu et al, 2015)。2020年起欧盟给制造业提供的免费指标将下降到30%。考虑到未来减少的免费碳排放指标，高涨的碳价和电价对工商业的影响，波兰政府指出如果欧盟以外的地区不执行同样严格的环境政策，可能的后果是产业外移，全球范围碳排放不见得减少。

能源转型考验中低收入民众支付能力和社会共识。波兰作为欧洲增长引擎, 近年来快速经济增长没有转化成同比居民收入增长。责任发展计划的数据显示，2014年波兰税后收入中位数约为2500波兰兹罗提（略低于600欧元）。如果改革后碳市和统一电力市场发挥作用，波兰可能引入核电或大规模发展新能源。巨额电力投资意味着上涨的电费，需要及时配套大规模民众补贴措施才能平稳转型。煤矿工作在波兰社会中受尊重。波兰议会下议院将近四分之一的席位来自煤矿集中的地区，选民光谱很大程度上决定能源政策走向(Mikulska, 2018)。如何就近安置原有煤矿煤电行业从业人员，通过职业培训培养新技能，将是一道棘手难题。社会经济因素使欧盟气候政策在波兰备受批评。

        

引用

[1] Simon, F. EU forges deal on coal phase-out, with special Polish clause, EUROACTIV, 19/12/2018.

[2] PKEE.  Capacity market as means to avoid blackouts, technical reports, 2018. 

[3] PSE. Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 2016 – 2035.Polskie Sieci Elektroenergetyczne.2016

[4] Helm, D. Burn Out – The Endgame for Fossil Fuels. Yale University Press, 2017.

[5] European Commission. The EU Emissions Trading System (EU ETS). Fact sheet, Brussels, 2016.

[6] Delbeke, J., Vis, P. EU Climate Policy Explained. Routledge, 2015.  

[7] European Commission.  A Clean Planet for all-A European strategic long-term vision for a prosperous, modern, competitive and climate neutral economy. Communication document, Brussels, 2018. Available at:

https://ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/docs/pages/com_2018_733_en.pdf  

[8] Aklin, M., Urpelainen, J. Renewables – The Politics of a Global Energy Transition. The MIT Press, 2018.

[9] Brechin, S. Comparative Public Opinion and Knowledge of Global Climate Change and the Kyoto Protocol: The US versus the World? International Journal of Sociology and Social Policy 23(10): 106-134, 2003.

[10] Gawlikowska-Fyk, A., Lang, K., Neuhoff, K., Scholl, E., Westphal, K. Energy in the German-Polish Relationship. SWP, Berlin, Germany, February 2017.

[11] Thalman, E., Wehrmann, B. What German households pay for power. Clean Energy Wire, 05/06/2018. 

 [12] Thalman, E. Industrial power prices and the Energiewende. Clean Energy Wire, 19/08/2015. 

[13] Polish Ministry of Investment and Economic Development. Responsible Development Plan. Power Point Presentation, 2015.  

[14] Agora Energiewende. Report on the Polish Power System Version 2.0. August 2018, Brussels, Belgium.

[15] Zadorozhna, O. How much do the neighbours pay?   Economic costs of international gas disputes. Working paper no.48, University of Bocconi,  March 2012. 

[16] Mikulska, A. Poland, Europe and the coal conundrum. Energypost, 19/09/2018.

[17] Morgan, S. Poland’s anti-emissions trading bid struck down by EU court. EURACTIV, 22/06/2018. Available at: https://www.euractiv.com/section/emissions-trading-scheme/news/polands-anti-emissions-trading-bid-struck-down-by-eu-court/  

[18] Simon, F. Think tank: Coal crisis, not climate policy, is forcing Polish energy overhaul. EURACTIV, 15/11/2017. 

[19] Marcu, A., Chruszczow, T., Belis, D., Tuokko, K., Stoefs, W.   Country case study – Poland  Climate for Sustainable Growth. CEPS, Brussels, Belgium,  November 2015.  

[20] European Environment Agency website.  

[21] World Nuclear News, Polish cabinet approves new nuclear plan, 29/01/2014. 

[22] Puchala, K. EU electricity market : the good, the bad and the ugly. PSE, Wasaw, September 2018. 

来源：南方能源观察