德国维护能源安全的多重困境与路径选择

李昕蕾

【关键词】能源安全 能源危机 天然气清洁能源 碳中和

【中图分类号】F416.2 【文献标识码】A

作为欧洲最大的经济体和经济驱动核心，德国强大的产业体系发展有赖于稳定、低价和可持续的能源供给。同时，作为全球能源转型的先锋，德国的“退核脱煤高比例绿电”战略高度依赖于将俄罗斯天然气作为过渡性能源，导致其能源供应在地缘政治冲突中处于较为被动的地位。受俄乌局势影响，德国以暂停“北溪2号”天然气项目的审批程序作为对俄罗斯的经济制裁手段，而“北溪1号”管道成为德国天然气供应的“生死线”。2022年7月27日，俄对德“北溪1号”输气量急剧萎缩为满载能力的20%，8月31日，俄直接无限期暂停通过“北溪1号”对欧输送天然气；不久，北溪天然气双管道发生爆炸并导致4处泄漏，均对德国能源安全造成严重威胁。面对能源供应短缺以及价格高涨所带来的能源危机，德国政府颁布一系列的政策与法律来保障自身的能源安全。

德国联邦经济事务和气候保护部（BMWK）于2022年3月、5月和7月连续颁布了三次能源安全进度报告。基于此，该部部长罗伯特·哈贝克（Robert Habeck）于7月22日宣布了政府的一揽子能源安全计划，旨在采取多项措施应对能源危机。结合最近相关政策，德国的能源安全保障措施侧重如下几个方面：

加速提高天然气储备和扩大多元化供应，以降低对俄能源依赖。首先是更快地加注储气罐。乌克兰危机爆发后，哈贝克于2022年3月明确反对欧盟颁布完全禁止进口俄能源产品的命令，为其能源储备赢得了重要窗口期。2022年4月，由德国联邦议院通过的《天然气储备法》生效，制定了德国储气设施的等级规范。2022年8月，德国约40个储气库的存储水平为75%，德国与欧盟协商，加大在全球市场采购液化气的数量，通过比利时或荷兰等现有终端运往德国。根据德国联邦网络局数据，德国天然气储存设施的填充水平于2022年10月4日达到90%，11月15日已达到100%。但这并不意味着天然气供应警报可以解除，德国下一个重要目标是在明年2月1日保持储气水平仍达到40%。其次是加速推进天然气进口多元化。2022年6月1日由联邦委员会通过的《液化天然气加速法案》正式生效，该法案加快了批准建造和运营浮动式液化天然气（LNG）终端，即浮动储存和再气化装置（FSRU），及建造必要的天然气供应网络管道。在投建的四个LNG接收终端中，北部海岸威廉港作为德国首个浮式液化天然气（LNG）接收站于2022年11月15日建设完工，首批液化天然气运输船计划于明年1月中旬抵达。德国希望到2024年夏季基本摆脱对俄罗斯天然气的依赖。

强化能源应急管理机制，对关键能源企业进行国有化救助。德国针对天然气的能源应急方案共分预警、警报和紧急三级。2022年3月30日，基于俄罗斯宣布向欧盟等“不友好国家和地区”供应天然气时改用卢布结算，第一预警级别启动，这一阶段德国政府未干预天然气市场，但规定天然气企业要在冬天来临之前保障九成储气量。2022年6月23日，鉴于俄方宣布“北溪1号”天然气运输量降低到40%，德国政府宣布应急状态升级为二级“警报”级别，政府可采用市场调节手段进行干预。另外，联邦政府对公司和私人家庭提出较为严格的节能倡议：如切断公共建筑、游泳池、体育馆和健身房的热水供应；对走廊、大厅和门厅等不应再进行供暖等；新供暖系统使用可再生能源的占比应达到65%以上。如果天然气供应遭严重扰乱、采取所有市场手段仍无法保障用气时，德国将进入最高级别“紧急”阶段。届时政府将使用非市场手段确保天然气供给，联邦网络管理局施行配给制供气，优先保障家庭、医院和重要机构，限制工业用气。在能源危机应对中，德国的保障措施带有明显的“社会市场经济模式”的特点。德国内阁2022年4月25日通过的《能源供应安全法》修订案中指出，为保障能源供应安全，政府可在危机时刻征用关键基础设施，有权将私营的大型能源公司进行国有化救援。如2022年9月21日德国将国内最大天然气进口商尤尼珀公司（Uniper）收归国有；11月4日，又把俄罗斯天然气公司原德国部门SEFE国有化，以避免其破产导致国内能源行业崩溃。

煤电机组重返电力市场并延长三座核电站的运营时间。德国的主要矿产为煤炭（包括硬煤和褐煤），其存储量为世界第六（约361亿吨），能源危机下，德国不得不重启煤电以替代天然气发电。德国于2022年7月7日通过的《替代电厂可用性法案》（EKBG）规定，在2023年4月30日前，按照退煤计划退役的煤电机组可在特定时间重新参与电力市场，将使煤炭发电的使用量增加三分之一。根据EKBG法案，德国部分备用煤电机组率先重启，其中一半以上为硬煤机组，并允许褐煤电厂从2022年10月1日起恢复运行。目前德国至少有20 座燃煤电厂正在恢复或延长关闭日期。不过德国联邦经济事务和气候保护部强调到2030年（最迟到2038年）德国逐步淘汰燃煤发电的目标保持不变，且煤电机组运营商必须为每吨二氧化碳的排放购买污染排放权。德国政府此前宣布于2022年底前依法关闭所有核电站，目前仍有3座核电站继续运行。考虑到能源危机的影响，2022年10月19日，德国联邦内阁通过了对《原子能法》的修改案，延长三座尚在运行的伊萨尔2号核电站、内卡韦斯特海姆2号核电站和埃姆斯兰核电站的运营时间至2023年4月15日，旨在确保今年冬天德国没有电力短缺。

通过法律强化可再生能源发展目标。相比于重启煤电这种权宜之计，发展可再生能源才是德国中长期的能源安全保障规划。2022年4月6日，联邦政府通过了加速清洁能源发展的“复活节一揽子计划”，设立了两个阶段目标：2030年实现80%的可再生能源供电，2035年争取实现100%可再生能源供电①，并规定了具体指标：到2030年光伏发电量达到215GW，陆上风能发电量达到115GW，海上风能发电量达到30GW。德国联邦议会于2022年7月7日所通过的一揽子能源转型法案中，重点包括了《可再生能源法》《陆上风电法》《联邦自然保护法》等，旨在通过雄心勃勃的可再生能源发展目标来助力德国实现2045年碳中和承诺。2022年11月，德国经济部旨在为可再生能源投资引入国家担保，包括生产采购和信贷担保，从而克服项目许可方面的不確定性。德国还重视可再生能源产业链的安全供给，在加强自身矿脉勘探的同时，推动同他国的合作。

德国加速绿氢技术创新，通过全球氢能外交助力能源安全保障。早在2020年6月，德国政府就公布了《国家氢能战略》，将“绿氢”（可再生能源制氢）视为碳中和目标下能源安全保障的新动力。2021年12月，新上任的联合政府在经济绿色转型协议中强调增加对氢气的投资，计划将德国的绿氢产能目标翻一番，到2030年达到10GW。德国的绿氢战略支持对氢能全产业链的建构，以期在2030年之前建立基于绿氢的系统性的工业规模解决方案，形成绿氢技术研发、制备、运输、储存和应用的高质量基础设施和安全保障体系。在能源危机下，联邦议会于2022年6月通过了基于可再生能源法的绿氢市场立法方案，为绿氢市场经济升温奠定了基础，旨在2023年初正式开启风光制氢储氢一体化的联合发电项目招标。2022年11月，德国决定在汉堡港建设首个大型绿色能源终端作为绿色氨的进口码头，氨将在汉堡空气产品公司运营的设施中转化为氢气。该设施于 2026 年开始运营，将成为德国使用氢气实现工业脱碳的里程碑。与此同时，德国开展全球范围的氢能外交，与加拿大、日本等国缔结了氢进口和构筑稳定供应链等协定。如2022年8月23日，德国与加拿大签订绿色氢能合作意向书，将在加拿大斯蒂芬维尔建造一座风力涡轮机组成的绿氢工厂并向德国出口。

德国天然气多元化进程的长周期性难以应对短期内的能源供应缺口。德国油气资源的对外依存度很高，且天然气进口来源单一，其中俄罗斯（55.2%）、挪威（30.6%）、荷兰（12.7%）占据了绝对多数。尽管乌克兰危机后，德国等欧洲国家频繁前往中东、非洲等地区寻求能源供应替代方，但是其他国家均无能力用液化天然气（LNG）完全取代之前俄对德的天然气供应。即使是美国、卡塔尔等液化天然气出口大国，也无法在短时间内调整其出口市场来满足德国的巨大需求。2022年6月美国全球风投液化天然气与德国巴登—符滕堡州能源公司签订两份为期20年的协议，但要等到2026年才能保证每年供应150万吨液化天然气。另外，尽管2022年3月德国就与卡塔尔建立了长期能源伙伴关系，但双方关于LNG的合同期限和进口价格的谈判一直陷于僵局中。与美国相比，卡塔尔的长期合同要求严苛，不允许买家改变送货港口或在未支付货物全部货款时取消订单。德国等欧盟国家担心长期锁定性的化石燃料进口会弱化其减排雄心并导致其减排目标制定复杂化。据日本经济产业省最新报告，2026年之前可以按稳定价格供应的长期LNG（液化天然气）合同都已经售罄，这意味着德国等欧洲国家只能在未来三四年中以高于长期合同的三倍的价格购买现货市场天然气来弥补缺口。

在百分百绿色电力目标模糊化过程中，德国可再生能源发展趋缓。“复活节一揽子计划”中所确立的2035年实现100%可再生能源供电的目标，在德国议会的立法投票中遭到了自民党的反对而未通过；仅保留到2030年可再生能源占发电总量的80%的目标，并希望在煤炭完全淘汰后，电力系统能实现净零排放。②这意味着德国放弃了2035年能源系统实现碳中和的目标，增大了2045年整体性碳中和目标的实现难度。目前德国可再生能源在总发电量中占比超过42%③，但要实现2030年翻倍目标仍需要巨大努力与资金投入。尽管化石能源价格高涨为可再生能源发展带来利好时机，但规划土地不足、项目审批缓慢、补贴大幅度减少、劳动力短缺、原材料价格上涨和供应链中断等因素共同导致了当前德国风电和光电行业的发展困境。虽然德国政府提出到2032年共有2%的土地用于风电规划，但这一政策尚未具体落实。另外，在能源供给持续紧缩的情况下，德国政府从2022年7月开始，暂时取消为扩大可再生能源而征收的税款，以缓解通胀压力，在一定程度上削弱了发展可再生能源的融资能力。在此背景下，德国的风电和光伏发电装机容量目标是否能实现尚待观察。2022年上半年，德国新增投运的陆上风机数量仅为238台，获得核准的风电项目总装机量为153.6万千瓦，远低于预期，使人们不得不忧虑德国短期内快速增加可再生能源发电的前景。

能源价格飙升冲击工业体系，现有保障措施无力应对日益严峻的能源贫困。乌克兰危机使市场上天然气和硬煤的批发价格高涨，从而导致德国电力市场的价格不断上升，严重损害了德国工业的竞争力。德意志银行预测，在能源危机下德国经济正逐步衰退，其GDP将在2023年萎缩1%。尽管2022年3月以来，德国政府从维护社会凝聚力维度出台了三轮减轻民众负担的能源补贴方案，如2022年9月第三轮救助方案达到650亿欧元，其中15亿欧元用于公共交通折扣优惠，向养老金领取者提供一次性300欧元补助等。但相比于急转而下的经济状况和通货膨胀，这些补助只不过是杯水车薪。据德国联邦统计局数据，德国10月通货膨胀率为10.4%，连续第二个月创下1990年以来新高。企业因能源价格高涨而被迫减产或关停业务，越来越多的工薪阶层正逐步陷入“能源贫困”状态。德国经济研究所（IW）的报告显示，8100万德国人中有超过2000万公民受到能源匮乏的威胁。这意味着超过四分之一的德国人不得不将家庭净收入的10%以上用于基本能源消费。即便如此，德国政府同意从10月起对所有消费者征收天然气附加费，持续至2024年4月，天然气供应商可以把急剧上涨的天然气进口价格转嫁给消费者，这将进一步恶化社会面的能源贫困状况。

德国能源政策日益与欧盟整体政策脱节，其区域协调领导能力变弱。2022年7月初，欧洲议会通过了一项将天然气和核能列为“绿色能源”的提案，即从2023年起会将符合特定条件的核电和天然气归类为可持续投资的过渡能源，并对相应的核电和天然气项目设置了技术筛选标准和排放标准。在此背景下，以法国、比利时、西班牙为代表的国家纷纷从之前计划缩减核能转为加大核电发展力度，承认满足核安全和环境安全要求的核电有助于碳中和目标实现。目前，德国核电政策的权宜之计是将尚在运行的核电站运营时间延长至2023年4月15日，但在是否继续延长以及重启核电问题上，联合政府内部仍分歧不断。同时，德国延缓核电政策也会受到高额安全检查成本、缺少反应堆运转所需燃料棒、核能技术滞后等客观阻力的影响。德国同欧盟层面核能发展政策的脱节使其应对能源危机的韧性减弱。另外，值得注意的是，2022年10月21日，德国联邦参议院批准了内阁政府提交的2000亿欧元的“能源防护盾”经济援助计划，包括设置天然气价格上限和降低燃料销售税，以保护私人消费者和企业。意大利等国批评该计划将使德国企业获益，并在欧盟内部能源市场引发“不正当竞争”。欧盟内部市场专员也称将对德国的“能源盾牌”计划保持警惕，强调需维护欧盟的公平竞争环境和单一市场，极力避免有害的补贴竞赛的发生。尽管德国经济部长强调西班牙和法国等盟国也采取了能源减负一揽子措施，但该事件凸顯了欧盟在能源危机面前整体性解决方案的缺失以及德国在欧盟能源联盟内部领导协调能力与意愿的“双重下降”。

就中短期而言，全球在能源转型中仍难以摆脱对化石能源的依赖。因此，成就更具韧性的能源安全保障体系并塑造更平稳的能源转型路径，成为各国能源安全战略的重中之重。中国可以合理选择过渡性能源组合，提升危机情况下的能源安全弹性治理，最终为“双碳”目标下的能源绿色转型保驾护航。

立足自身能源禀赋，提升能源安全应急管理能力。中国可基于自身能源结构特点，理性、务实地选择能源安全保障路径，并不断提升能源应急管理能力。一是不断提升能效并推进煤炭清洁化使用，在淘汰高耗能行业和落后煤电产能上应稳妥渐进且兼顾煤炭产业转型下普通民众的能源平等问题。二是不断提高能源自主供给能力来降低对外依存度，推进清洁能源多元化发展同时也注重加大油气勘探开发，依靠技术创新推进页岩油气、煤层气、天然气水合物（可燃冰）等非常规油气资源的利用。三是正确认识石油、天然气等能源战略储备的重要性，形成政府储备、企业社会责任储备和生产经营库存三位一体的储备模式，提高能源战略储备能力。四是完善能源应急管理体系，系统性提升对突发事件的预防、预警、行动与恢复能力，通过能源危机预警、跨区域协调、能源应急保障等措施来减少冲击，并提升能源系统应对易变气候和极端天气的适应性和韧性。

能源转型战略稳中求进，构建清洁能源友好型电力系统与储能系统。中国作为世界可再生能源装机和绿色投资大国，“到‘十四五’末，预计可再生能源在全社会用电量增量中的比重将达到三分之二左右，在一次能源消费增量中的比重将超过50%，可再生能源将从原来能源电力消费的增量补充，变为能源电力消费增量的主体”。“双碳”目标下的中国能源转型不仅是单纯提高清洁能源产量，更需要稳中求进，加强国家层面对能源体系优化的统筹协调。一是深入推进能源体制改革并提升电力系统的智能数字化水平，针对易波动的风电光电入网，统筹推进抽水蓄能、燃气发电、燃煤发电以及核电参与调峰，同时还可通过跨省交易的方式进行消纳。二是持续推进储能技术创新，特别是发展大规模地下储能技术，保障大电网安全、提升全系统性能，这包括发电—供热—储能一体化增强型地热系统、矿井抽水蓄能、废旧油气田和盐穴地下储库等。

提升“双碳”目标实现过程中的能源安全韧性，大力推进核能和绿色氢能技术创新与多场景应用。德国单一的“退核脱煤”转型路径在乌克兰危机下暴露出其能源安全的韧性不足。相比于波动性较大的可再生能源，核电作为稳定的基荷能源，为保障能源安全提供了稳定的零碳支持。因此，积极安全有序地发展核电是能源转型过程中的必然选择。目前，中国在“华龙一号”和“国和一号”第三代核电技术的基础上向第四代先进核电技术突破，所研发的全球首座球床模块式高温气冷堆核电站已经并网发电；同时钠冷快堆、商用模块化小堆、聚变堆、熔盐堆等先进核能系统的关键技术创新也在加速。除了发电外，还需关注核能在区域城市供暖、乙醇提纯、石油化工、海水淡化、核能制氢等多种综合场景中的应用。与此同时，氢能作为重要二次能源在能源安全保障与“双碳”目标推进中也发挥日益重要的作用。中国《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》强调我国需要从世界制氢大国（以依赖化石能源的灰氢为主）变为绿氢强国（可再生能源制氢），构建清洁化、低碳化、低成本的多元制氢体系，增强氢能产业链供应链的稳定性和竞争力。在中国碳达峰碳中和的“1+N政策体系”中，强调了氢能的多场景应用，需要我们探索氢能在发电与电网平衡、热能供应、交通运输、航天燃料、工业制造、建筑供暖等领域的重要作用。

推进多元稳定的国际能源合作格局，拓展全球能源治理伙伴关系網络。能源安全保障需要“盘活两个市场、两种资源”，在当前复杂的国际环境下，我国需要构建安全稳定可控的全球能源供应链，拓展能源伙伴关系并努力塑造开放共赢的能源安全格局。一是中国石油和天然气的进口来源地遍布东西半球几十个国家，受地缘政治和国际市场的影响较大，面临能源供应、运输通道和价格波动等多维度风险挑战。中国作为“超大规模买方”，可以与合作国在能源及可持续发展领域构建起长期稳定、相互依存、互惠互利的发展合作关系。二是不断推进“一带一路”能源伙伴关系网络建构，灵活务实地兼顾传统能源外交与清洁能源外交。中国不再新建境外煤电项目的同时，需灵活地在石油、天然气、非传统油气领域展开投资，稳步提升风电、光伏、生物质能、绿色氢能等清洁能源投资比重。帮助沿线伙伴国家完善清洁能源产业体系，营造有利于绿色投资进入的可持续基础设施环境。三是中国应积极参与全球能源治理，推进安全、公正、绿色、包容的国际能源治理新秩序构建，加强与国际能源署、国际可再生能源署、清洁能源部长级会议、国际能源论坛、能源宪章等国际组织和机制的深入合作。另外，随着G20在全球能源治理中影响力的提升，如何建立和促进弹性的、负责的和一体化的能源产业链，并提升自身在全球能源危机管理中的制度性话语权，也成为一个值得思考的问题。

（作者为山东大学当代社会主义研究所研究员、山东大学政治学与公共管理学院教授）

【注释】

①BMWK， Overview of the Easter Package， 6 April 2022.

②Kerstine Appunn， Parliament Amends Energy Transition Laws， Weakens 2035 Renewables Target， 7 July 2022.

③Kerstine Appunn， Yannick Haas， Julian Wettengel， Germany’s Energy Consumption and Power Mix in Charts， 3 August 2022.

责编/周小梨 美编/宋扬