中国储能网讯：能源安全是国家安全的重要组成部分，在世界格局动荡、气候风险不断升高的当下，保证国家能源安全具有重要意义。2023年以来，欧洲根据其面临的能源和地缘安全新形势，不断调整能源安全政策，采取倾向于保障供应安全和稳定价格的政策。
从短期来看，为应对能源供给危机，欧洲多国都已出台应急措施，主要方式包括寻求更加多元化的天然气来源、提高天然气储气水平、延长核电站运营年限、为居民提供用能补贴等。但从长期来看，欧洲多国通过大幅提高可再生能源供能占比，以期彻底改变以化石燃料为主体的能源结构。
我国正处于能源消费刚性增长期，并且对国际油气资源的依赖度较高，因此不可避免地会受到国际能源市场供需形势和价格波动的影响。面对新时代能源安全工作的新形势和新挑战，深入研究近期欧洲各国能源安全政策调整动态及影响，可以帮助我们更好地完善能源安全战略，借鉴欧洲经验，在复杂的国际环境中加强能源风险应对能力，优化低碳能源转型布局，从而提升我国能源系统韧性。
一、推动天然气多元化供应
欧盟2022年5月推出的“REPowerEU”能源计划的目标是在2030年之前摆脱对俄罗斯化石能源的依赖。欧洲通过寻找新气源、增加天然气库存、加快基础设施建设等政策手段实现天然气多元化供应。
1.寻找新气源
乌克兰危机爆发后，为获得充足天然气供给，欧洲正努力扩大全球天然气合作伙伴。数据显示，2022年，欧盟24.4%的进口天然气来自挪威，15.3%的进口天然气来自俄罗斯，比2021年减少8.3%。从进口结构来看，管道气是欧盟补充天然气供应的主要来源，占到2022年天然气总进口的63.6%，LNG占比36.4%。欧盟委员会副主席塞夫科维奇表示，根据初步估计，未来3年欧盟27个成员国和3个邻国的天然气总需求量将达到240亿立方米，其中2023年的需求量约为135亿立方米。
2022年3月，欧盟新设能源平台，通过汇集需求、优化基础设施使用、协调与供应商联系等方式，帮助各成员国联合购买天然气、LNG和氢气。在能源统一大市场建设方面，欧盟推进成员国间管网互联，建设投产波兰—立陶宛联络线、希腊—保加利亚联络线等管道。同年12月，欧盟即已提出以组团集体采购天然气的方式，来应对乌克兰危机爆发后俄罗斯削减对欧洲供气的尴尬局面。2023年5月，欧盟委员会通过最近创建的Aggregate EU平台，成员国可通过该平台集体购气。到目前为止，已有百余家公司通过Aggregate EU平台参与天然气联合采购。欧洲继续深化与卡塔尔、挪威、澳大利亚等天然气生产国的天然气交易。意大利政府还同阿塞拜疆、安哥拉以及刚果三国达成了天然气进口协议。此外，欧洲寻求从北非地区进口更多天然气，阿尔及利亚作为北非地区最大的石油和天然气供应国，对欧洲天然气出口量仅次于俄罗斯和挪威等国。随着俄乌冲突后欧洲对俄罗斯能源供应制裁的升级，凭借地理上同欧洲相近且油气资源丰富的优势，阿尔及利亚一跃成为欧洲国家争相追求的油气出口对象。当前，欧洲找寻新气源也将在一定程度上支撑天然气价格坚挺。
2.加强储气能力建设
为保证欧洲天然气供应、应对寒冬可能带来的能源需求激增，欧盟于2022年5月出台更严格的储气规定保障冬季供应安全，要求11月1日前成员国储气库满库率须达80%，且此后每年同期均须达90%。同年11月，欧盟采取的储气措施已经获得了一定的成效，欧盟天然气储存设施的填装程度达到95%。欧美市场在2022至2023年供暖季结束时仍保持了较高的天然气库存，因此减少了2023年夏季的补库需求，这在一定程度上缓解了市场基本面的紧张局面。数据显示，2023年6月初，欧洲天然气储存水平比十年同期平均水平高出48%。截至6月25日，欧洲天然气储存量为76%，而2022年同期为56%。截至7月10日，欧洲整体库存达到903太瓦时，储存量突破80%。欧盟的目标是储气库到2023年11月1日达到90%的储存水平，预计这一目标有望提前达成。不过，这并不意味着欧洲已经摆脱了天然气短缺的威胁。IEA发布报告称，2023年对欧洲来说可能是一个更加严峻的考验，因为俄罗斯的供应可能会进一步下降，届时全球LNG供应将更加紧张。
3.加快基础设施建设
俄罗斯管道气供应大幅减少后，LNG成为欧洲补充天然气资源的主要手段。2022年，欧洲共进口1228.8亿立方米LNG，同比增长66.6%。数据显示，欧洲LNG进口量从2021年的1080亿立方米激增至2022年的1700亿立方米。欧洲国家近期大规模集中采购天然气的同时，还不断加快LNG基础设施的审批、建设。从2022年底开始，欧洲大陆新的再气化设施陆续投运。继Wilhelmshaven FSRU 1（威廉港浮式储存和再气化装置）和Lubmin FSRU 1（卢布明港浮式储存和再气化装置）先后在2022年12月和2023年1月投运后，德国370万吨/年的Brunsbuettel LNG接收站一期项目也即将投入商业运营。根据德国政府规划，在2023年冬季来临前，德国将有三座LNG接收站投入运行，2024年将另有6座LNG接收站上线。欧盟委员会称，成员国境内LNG再气化终端将很快由目前的27个增至35个，再气化能力将从1780亿立方米增至2270亿立方米。
二、投资清洁能源
欧盟正在通过加大在清洁能源领域的投资来积极应对当前的能源危机。目前欧洲清洁能源格局中，南欧以光伏为主，西、北欧以风电为主，尤其是英国、德国、丹麦、瑞典、挪威等国，海上风电资源丰富，是全球较为成熟的海上风电市场。IEA表示，随着欧洲各国加紧努力寻求俄罗斯天然气的替代品，对欧洲可再生能源产能增加的预测将提高40%。该机构称，新安装的太阳能和风能装机估计在2021年至2023年期间，通过取代更昂贵的化石燃料，为欧盟电力消费者节省1000亿欧元。
1.提升可再生能源发展目标
欧盟“REPowerEU”计划中提出的目标是2030年可再生能源占比将从此前的40%提高至45%。2023年3月，欧盟议会和各成员国就新的《可再生能源指令》达成临时协议，到2030年将欧盟可再生能源占最终能源消费总量的比例由目前的32%提高到42.5%，指导性目标将提高到45%。德国、意大利等国也相继提升可再生能源发展目标。作为欧盟从俄罗斯进口最多化石燃料的国家，德国计划在2030年实现80%可再生能源发电的目标。意大利将2030年可再生能源发展目标提高到64%。根据意大利新修订的气候和能源计划，到2030年，意大利可再生能源装机发展目标从此前的80吉瓦提升至131吉瓦，其中光伏发电与风电装机容量将分别达到79吉瓦与28.1吉瓦。此外葡萄牙发布《2030年国家能源和气候计划》（PNEC）修订版草案，将2030年可再生能源电力目标从80%提高到85%，将可再生能源在最终能源消费总量中的占比目标从47%提高到49%。
不仅如此，欧盟还在交通、工业、建筑以及供暖制冷等领域制定了具体的可再生能源发展目标：在交通领域，2030年前可再生能源利用占比需要达到29%，其中必须包括至少5.5%的先进生物燃料和可再生生物燃料，以及1%的非生物来源的可再生燃料；在工业领域，目标是每年可再生能源占比增加1.6%，到2030年工业氢消费总量中可再生能源制氢的占比应达到42%；在建筑领域，到2030年建筑能耗为49%，可再生能源消费年增长率达1.6%。
2.重新审视核电发展
目前欧洲内部对发展核电态度差异巨大，并未就发展核电达成一致共识。以德国和部分西北欧国家为主的欧洲国家，不仅明确反对发展核电，而且有意陆续关停在运核电机组。福岛核事故后，德国前总理默克尔宣布将于2022年底前全部关停德国境内的核电机组。俄乌冲突爆发后，由于担心能源短缺，德国政府临时决定将最后3座核电站的运营时间延长至2023年4月。2023年4月15日，德国宣布关闭国内最后三座核电站，正式告别“核电时代”。
法国以及部分中东欧国家则认为核能替代化石能源能够降低碳排放。其中，法国是欧洲最大的核电生产国，核电约占全国总发电量的70%。2022年2月，法国总统马克龙宣布大规模重振核电计划，将新建6座压水反应堆，并启动另外8座核反应堆的可行性研究。2023年5月，法国国民议会通过了《加速核能发展法案》，根据这一法案，法国将取消2015年设定的“到2035年法国核电占比不超过50%的上限”，并简化行政手续促进新反应堆的建设。同时，由法国牵头创建的核联盟现在已汇集了16个欧洲国家。英国在2022年就宣布计划再兴建8座核电站。英国政府还成立新的核能部门，希望在2050年之前实现核电24吉瓦电力装机的目标，届时核电将占据电力总量的25%。波兰政府计划于2026年建设第一座核电站，2033年启用首座核反应堆。2023年7月，波兰气候与环境部原则上批准波兰核电厂公司（PEJ）在波美拉尼亚省建设一座核电站。匈牙利政府期望在2030年或2031年启动保克什核电站新反应堆。值得注意的是，在德国关闭最后3座核电站的第二天，欧洲最大核电机组——芬兰奥尔基卢奥托岛核电站3号反应堆正式投入运营，该核反应堆装机容量为160万千瓦，是芬兰自上世纪80年代以来首次新建的核电机组，与德国“弃核”形成鲜明对照。值得关注的是，尽管发达经济体拥有的核电装机容量占全球总量的近70%，但反应堆正逐渐老化，面临运行许可证到期等延寿问题，2023年以来，匈牙利、芬兰、捷克、英国等将核电站运营年限延长20年。
3.挖掘海上风电资源潜力
与充满争议的核电相比，海上风电被认为是更经济和稳妥的能源替代方案。目前，欧洲多国制定了海上风电发展规划，例如，欧盟和英国分别将2030年海上风电装机容量目标提高至6000万千瓦以上和5000万千瓦。在2023年4月举行的第二届北海峰会上，比利时、丹麦、德国、荷兰、法国、英国、爱尔兰、挪威和卢森堡九国就开发北海海上风能签署了《奥斯坦德宣言》，进一步提升了原有北海海上风电装机目标。欧盟计划2050年前将海上风电装机容量提高至300吉瓦以上，预计投资需求将达到8000亿欧元，《奥斯坦德宣言》强调，与会各国将充分利用北海地区的能源和工业潜力，到2050年将其打造成“欧洲最大的绿色能源基地”。英国计划到2030年部署的海上风电装机容量中包括500万千瓦漂浮式海上风电装机。对此，英国启动1.6亿英镑的漂浮式海上风电制造投资计划（FLOWMIS），以提高海上漂浮式海上风电供应链能力，推动成本降低和海上漂浮式风电技术商业化，实现产业、区域经济增长和社会效益，确保额外的电力供应，实现到2030年海上风电部署，实现到2050年净零排放的目标。德国修订的《可再生能源法》（EEG）提出到2030年海上风能至少达到30吉瓦的目标，陆上风能达到115吉瓦左右、每年新增约10吉瓦的目标。
目前，随着海上风电项目的增多，欧洲对海上风电场电网的建设没有完善的规划，海底电缆也通常是点对点建设，这需要全面的海上电网部署与陆上电网的增强。同时，欧洲境内现有的设备产能无法满足其每年新建风电装机需求，电缆、风力涡轮机外壳和其他部件的供应链都存在瓶颈。参加北海峰会的海上风能企业代表也强调，目前的政策支持水平难以实现海上风能的发展目标，在风能制造、基础设施等方面存在大量资金缺口，未来需要在电网和港口建设等方面引进全新投资。
4.致力于太阳能光伏开发
欧盟计划到2025年实现320吉瓦的太阳能光伏并网，较2020年翻番，到2030年几乎再度翻倍至600吉瓦。而要达到这个目标，未来欧盟每年新增装机量至少要达到45吉瓦。此外，欧盟还提出了一项分阶段屋顶光伏立法，到2026年，所有屋顶面积大于250平方米的新建公共建筑和商业楼必须安装屋顶光伏，所有符合条件的现存楼栋则需要在2027年完成安装，2029年后所有的新建住宅楼都需要强制安装屋顶光伏。英国决定2035年前光伏装机增加5倍，年均增长超过5吉瓦，未来14年增加70～75吉瓦光伏发电装机。而荷兰作为温室气体排放最严重的6个欧洲国家之一，能源转型压力巨大。近年来，荷兰电力结构中光伏发电比例大幅增加，从2015年的1%快速上升至2022年的14%。2022年，荷兰光伏发电占欧盟国家总发电量的7.3%，作为欧盟国家中光伏发电占比最高的国家，荷兰无疑是欧洲光伏发电领域新的“领头羊”。
2023年5月，欧洲光伏技术与创新平台（ETIP PV）发布光伏产业白皮书——《欧洲光伏制造：理解价值链以建立成功的产业政策》报告，该报告指出了重建欧盟光伏产业面临的主要挑战，包括：多晶硅、铸锭和晶圆生产是光伏制造的关键环节，也是欧盟产能的落后领域，目前仍缺乏足够的工业制造能力和投资以建立强大的本土供应链；除了技术、投资和许可障碍外，还需要解决制造和运行相关的技能短缺问题；光伏制造成本竞争力主要取决于能源成本，需要解决光伏制造中从原材料生产到组件组装等环节的运营挑战，并支持研发和部署具有更高能效和更大产量的制造技术；欧洲大陆缺乏对光伏价值链的整合，需要特别关注确保整个光伏价值链的产能可用性。彭博新能源财经发布的最新市场分析报告也称，在通货膨胀、电价飙升背景下，欧洲民众希望通过提高电力自给能力来控制家庭用电成本，光伏发电系统因此备受青睐，吸引资金大量流入光伏市场。不过，欧洲光伏市场要持续吸引资本，这对于收益率波动很大的光伏企业来说十分困难。
5.促进绿氢规模化供应
欧盟计划到2025年将氢电解槽产能从目前的每年1.75吉瓦提高到每年17.5吉瓦，计划2030年绿氢产量达到1000万吨，绿氢进口量也达到1000万吨。2023年3月，欧盟委员会在推出《净零工业法案》的同时提出了欧洲氢能银行的计划。目前欧盟氢能银行已正式启动，按照计划，欧盟将于2023年秋季在创新基金下，启动首批可再生氢能试点拍卖，专项预算为8亿欧元，这将是氢能银行的第一个金融工具。通过氢能银行，欧盟委员会希望进一步支持在欧盟内部引进绿色氢能以及从国际进口氢能。2023年2月，欧盟宣布1.7亿欧元资助丹麦制氢技术，支持可再生能源电解制氢及其衍生物（如氨、甲醇等）技术。该计划将建造装机容量为100～200兆瓦的电解槽，实现在工业、交通和能源领域每年减少约7万吨二氧化碳减排量。业界估计，实现欧盟“REPowerEU”计划的2030年绿氢供应目标，需要电解槽装机容量达到90～100吉瓦，而当前容量仅为1.6～1.75吉瓦。
德国是欧洲发展氢能最具代表性的国家。德国政府于2023年7月通过新版的《国家氢能战略》指出，预计到2030年，德国的氢能需求量将达到130太瓦时，其中50%～70%需要进口，德国政府正在制订相关进口战略。此外，德国还计划大幅提升国内电解氢能力，计划到2030年将国内电解氢能力的目标提高一倍，从5吉瓦提高到至少10吉瓦。德国还将建立高效的氢能基础设施，计划在2027/2028年前改造和新建超过1800千米的氢气管道。法国最近推出《绿色工业法案》以加快重工业脱碳进程，尤其侧重于推广无碳氢，预计将于今年年内出台新的氢能战略，进一步明确如何快速部署和实施绿氢生产，以期在2030年前实现6.5吉瓦的绿氢产能。美国Plug Power公司今年宣布投资60亿欧元，在芬兰建设3座制氢工厂，通过一条管道向西欧供应氢气，该项目建设的电解槽产能规模将占“REPowerEU”目标的近5%。为了促进欧盟内部出口，爱尔兰和德国于5月31日签署了一份联合声明，在绿色氢能领域进行合作。爱尔兰政府设定了到2030年将海上风电装机容量提高到5吉瓦的目标，同时打算再增加2吉瓦的海上风力发电用于生产绿氢。
6.制定绿色工业关键原材料清单
全球范围内关键原材料需求正处于快速上涨期，欧洲国家高度依赖外部进口，为降低供应链风险，欧盟委员会于2023年3月提出《关键原材料法案》。按照供应风险和经济重要性，欧盟委员会对30种原材料进行了分类。除了更新关键原材料清单外，《法案》还确定了一份战略原材料清单。这些原材料对欧洲绿色和数字转型等领域涉及的关键技术至关重要，同时未来可能面临潜在的供应风险。《法案》将关键原材料清单和战略原材料清单纳入欧盟法律中，并为战略原材料供应链的本土产能设定了明确的基准，以期2030年前实现欧盟原材料供应多样化。按照《法案》，到2030年，欧盟计划每年在本地区内生产至少10%的关键原材料，加工至少40%的关键原材料，回收15%的关键原材料。在任何加工阶段，来自单一第三方国家的战略原材料年消费量不应超过欧盟的65%。不仅如此，欧盟委员会进一步提出，需要提高战略性原材料的回收水平。以永磁体原材料为例，欧盟在其文件中指出，镍、钴、硼等永磁体原材料大量应用于电动汽车、风机发电机组、热泵、工业机器人等领域，将优先推动这类原材料回收。
根据世界银行的数据，随着绿色转型加速，到2050年，关键原材料的需求预计将飙升五倍，绿色经济尤其被认为是原材料密集型行业。除欧盟制定的战略性原材料清单以外，在欧洲，用于风机叶片的玻璃纤维也高度依赖外部进口，广泛应用于绿色工业设备中的铝、锌等金属并未被纳入关键原材料清单当中，为此，欧洲应进一步扩大关键原材料涵盖范围。
三、强化能源需求侧管理
欧洲国家通过提高能源效率，减少能源消耗，从而减少对俄罗斯的能源依赖。例如，欧洲国家采用更加节能的技术和设备，推广可再生能源等。此外，欧洲国家还在积极推广能源管理和节能措施，以提高能源利用效率，并且延长了天然气需求削减计划的时限。欧盟统计局发布数据显示，欧盟天然气消费量在2022年8月到11月期间比此前五年平均消费量下降了20.1%，超额完成目标。
1.推进节能和提升能效
根据欧盟在2022年公布的“Fit for 55”气候方案，家庭和企业的节能措施将节约25亿立方米的天然气消耗。“REPowerEU”计划将“节约能源”放在了“加速推进可再生能源”前面。欧盟鼓励各国宣传节能理念，并采用财政手段鼓励节能行动，通过限制空调和暖气温度、非营业时间关闭照明、缩短供暖时间等举措降低迎峰度夏度冬期间用能水平。
在工业领域，督促企业减产，对资金周转周期短的高耗能企业强制要求投资替代能源。德国通过碳排放权交易和强制性企业能源审计，推动企业提高能效、降低成本；引入拍卖机制，鼓励工业减少天然气消耗。
在建筑领域和民生领域，对公共建筑和国有设施更新节能建筑材料，限制商业营业时间，并按时段进行用能需求管控，控制市政及公共建筑用能和温度限制。2023年4月19日，德国通过对《建筑能源法》新的修订，根据该修订法案，今后德国新安装供热设备的可再生能源使用占比不得少于65%。为建筑节能改造服务机构制定建筑节能方案并实施改造提供资金支持，补贴额度最高达到改造成本的80%。法国政府规定住宅、教育机构、办公室和对公众开放场所的冬季供暖温度不得高于19摄氏度，夏季空调温度不得低于26摄氏度。瑞士明确规定，冬季室内暖气温度不得超过19摄氏度，热水不超过60摄氏度。研究机构Navigant Research指出，欧洲节能建筑年收入预计将从2014年的560亿美元增长到2023年的1090亿美元。此外，欧盟和德国还制定了“能效优先原则”（Energy Efficiency First Principle），并将能效优先应用于能源转型、金融支持等碳减排相关领域中。
2.制定需求压减方案
欧盟前所未有地加强了需求侧管理，成员国于2022年7月达成共识，在同年8月到2023年3月期间通过“自愿削减措施”减少天然气消费，实现比过去五年平均消费量减少15%的目标，同时降低高峰时段电力消费的5%，每月电力消费总量减少10%。欧盟统计局数据显示，欧盟天然气消费量在2022年8月到11月期间已比此前五年平均消费量下降了20.1%，超额完成目标。法国提出到2024年将能源使用量减少10%、到2050年减少40%的目标。鉴于欧盟并未完全摆脱能源危机，欧盟成员国不得不为明年冬天做好准备。2023年3月，欧盟成员国同意将自愿减少15%天然气需求的目标延长一年，即在2023年4月1日至2024年3月31日期间，将天然气消费量与2017年4月1日至2022年3月31日期间的平均消费量相比减少15%。此举短期内将极大缓解能源与电力供应保障压力。
欧盟致力于减少天然气长期消费的决心是毫无疑问的，但其天然气需求的降幅及随时间推移的演变仍存在不确定性。虽然国际机构和能源公司所做的欧洲长期天然气需求预测都表明，欧洲天然气需求将从2030年开始呈现下降趋势，但即使仅从中期来看，各方对欧洲天然气需求水平的演进也存在不同的看法或设想。例如，IEA预测显示，2020—2030年，欧盟天然气需求将下降15%～40%。BP在《2023年能源展望》报告中预测，到2030年，欧盟天然气需求将比2019年下降20%～50%。可以看出，欧洲天然气需求和进口存在较大不确定性。
四、发挥政府在能源市场中的调节作用
欧洲推出各种干预能源市场的措施，包括电力市场改革、价格上限、财税支持政策等，旨在缓解能源供给短缺和降低民众用能成本。
1.加速电力市场改革
由于欧盟的电价受以化石燃料为基础发电成本的高度影响，能源价格的飙升使得家庭和企业承担了过高的用电成本。为解决这些问题，欧盟委员会于2023年3月通过了修订后的欧盟电力市场改革提案，旨在通过使用长期合约、提高电力系统灵活性等措施，增加可再生能源发电占比，提升电力市场稳定性，帮助欧洲降低能源成本。为在短期市场和消费者支付的电费之间建立缓冲区，减少电费对化石能源价格的依赖，提升欧盟电力市场抵御未来价格冲击的能力，提案涵盖一系列措施。具体包括购电协议、差价合约和远期合约等。其中，差价合约可保证发电商从电力生产中获得稳定收入，在双向差价合约中，如果市场价格低于执行价格，则发电商接收差额；如果市场价格高于执行价格，则发电商偿还差额。欧盟未来新投建的风电、太阳能、地热能、水电和核电项目将必须采用双向差价合约（CfD），以对上述发电机组提供价格支持。双向CfD的签约主体是政府，以此保障发电商收入长期稳定。
虽说欧盟电力市场改革受到各方欢迎，但经历能源危机和能源电力价格大幅上涨之后，欧盟委员会的新电力市场改革方案在推出前和推出后都受到了巨大的争议。改革旨在将整个欧盟的电力价格与天然气价格脱钩，并将其与风能和太阳能装置产生的电力价格挂钩。从已经公布的计划草案看，新机制不会改变欧盟电力市场的基本面，市场仍将沿用当前的边际定价体系，但趋向于在实现绿色转型的同时确保消费者负担得起能源价格。今年以来，欧盟成员国围绕电力市场改革进行了多轮谈判，未能就旨在将电力价格与天然气价格脱钩的能源市场改革方案达成一致。多数欧盟成员国希望能在年底前达成最终协议，以便安全渡过持续几年的能源危机。法国、意大利、瑞典和西班牙等国支持天然气与电价脱钩。2023年1月，西班牙政府发布一份文件，呼吁进行更为激进的电力市场改革，希望将天然气价格上限定得尽可能更低，并建议欧盟委员会将电价与天然气市场彻底脱钩，这些举措得到法国、意大利等南欧国家的支持。但德国、丹麦、芬兰等国则大力反对对欧洲电力市场进行颠覆性改革，认为当前的市场制度不存在问题，电价上涨只是天然气供给减少而造成的特殊情况，也有市场机构警告称，过度干预可能会扰乱能源市场的正常运作。
2.短期干预能源价格
据预测，2022年和2023年，能源价格上涨将使欧洲生活成本分别上涨7%和9%。2022年以来，欧洲通过行政手段推出紧急干预市场以降低能源价格的一系列措施。在供给端，欧盟委员会于2022年9月发布《应对能源高价的紧急干预方案》，《方案》具体包括限电、限价和征收暴利税三方面干预措施。限价措施主要指的是欧盟临时性将包括可再生能源在内的低成本发电公司收入上限设定在每兆瓦时180欧元，超过这个上限的收入将由政府征收，用于补贴电力消费者的电费支出。成员国之间可以互相交易用电配额。暴利税政策旨在对石油、天然气、煤炭和炼油部门产生的超额利润征收至少33%的税。据初步估算，这两项措施将帮助欧盟筹集约1400亿欧元资金。同年10月，欧盟理事会发布了一则名为《欧洲理事会关于能源和经济结论》的声明，内容包括自愿联合购买天然气、针对欧洲天然气风向标荷兰天然气交易中心（TTF）交易设置“临时动态价格”、建立新的补充价格基准、对发电用天然气实施价格限制等。德国也将在2023年投入830亿欧元用于设定天然气和电力价格上限。
此外，欧洲履行外部能源市场价格干预机制，干预能源进口价格。欧盟、七国集团和澳大利亚2022年12月对俄海运出口原油设置每桶60美元的价格上限。同月，欧盟能源部长会议决定，对来自俄罗斯的进口天然气价格设置180欧元/兆瓦时上限，该限价机制于2023年2月15日启动。
3.推出财税支持政策
在欧洲，欧盟国家通过非常规手段获得了较为充足的天然气供应和储备，各成员国也为此支付了一笔不菲的能源补贴，不少国家针对民众能源开支的暴涨还提供了特别补贴。例如，德国将此前提出的2000亿欧元一揽子纾困计划持续至2024年，同时还将花费150亿欧元用于财政支持能源巨头Uniper集团。意大利政府于2023年3月通过总额49亿欧元的能源账单补贴法令。法令提出，天然气价格中的增值税比例降至5%，免除系统收费，家庭能源账单补贴延长至2023年6月30日。同时从2023年10月1日至12月31日，对供暖期间的节能家庭提供奖励。各类企业也可以根据能源支出情况，得到相应的税收减免。欧洲短期补贴虽然可以部分缓解能源危机压力，但从长期看，解决生活成本危机的短期政策必须与减缓气候变化目标和其他长期可持续发展承诺保持一致。
五、对我国能源安全的启示
欧洲能源安全政策调整不仅对其自身的能源供应局面产生影响，而且将给全球能源格局、绿色发展等带来影响，为我国防范化解重大风险提供了启示，我国宜充分结合自身发展阶段、国情和发展目标不断完善能源发展战略，保障国家能源安全。
1.统筹好能源转型和安全
在极端天气、能源短缺、地缘政治等因素影响下，部分欧洲国家重启煤电、核电，脱碳进程减速，这也暴露出转型过程中能源系统韧性不足的短板，对我国能源转型节奏具有启示意义。面对变化的、不确定性的未来，我国必须要在保证能源安全的前提条件下，稳妥推进能源绿色低碳转型。富煤贫油少气是我国的基本国情，以煤为主的能源结构短期内难以根本改变。煤电在保障我国能源安全方面还将发挥基础和兜底作用，在一定时期内煤电在我国电力结构中的基础性地位仍将保持。传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，而不能未立先破，陷入能源安全的被动。今后，在较长的一段时间内，我国能源需求总量还将持续增长，所以在“双碳”目标的约束下，要大力发展非化石能源，推动构建新型电力系统，统筹好非化石能源特别是新能源与化石能源之间的互补和优化组合。
2.完善能源储备与应急响应体系建设
综合欧洲各国能源政策动态和地缘局势走向不难看出，如今国际能源市场仍面临巨大的不确定性，未来难测。“手中有粮，心中不慌”。要把能源储备体系建设摆到与勘探开发投资同等重要的位置，健全能源供应保障和储备应急体系。统筹能源绿色低碳转型和能源供应安全保障，提高适应经济社会发展以及各种极端情况的能源供应保障能力，优化能源储备设施布局，完善煤电油气供应保障协调机制。建立能源供需预警及保供应急体系，健全完善能源监测预测机制，提升形势预研预判能力，提高快速响应和能源供应快速恢复能力，化解区域性、时段性供需矛盾。加快完善能源产供储销体系，提升能源资源配置能力，加强电力和油气跨省跨区输送通道建设，增强区域间协调互济能力。建立健全煤炭储备体系，加大油气增储上产力度，重点推进地下储气库、LNG接收站等储气设施建设，提升能源供应能力弹性。
3.大力推进节能和提升能效
节能和提高能效是维护发展安全的重要保障。当前国际形势复杂严峻，全球能源治理体系深度调整。为应对能源危机，欧洲多国普遍采取更严格的节能措施，增强能源获取可靠性、可负担性。我国仍处于新型工业化、新型城镇化快速发展阶段，能源消费总量还将持续刚性增长。同时也要看到，与国际先进水平相比，我国能耗强度约为世界平均水平的1.5倍、经合组织（OECD）国家平均水平的2倍左右，仍然存在很大的节能潜力。特别是，我国的“双碳”目标对节能工作提出了新的要求。为此，必须着力提高能效，充分保障国家能源安全，牢牢守住高质量发展的安全底线。要坚决遏制高耗能、高排放、低水平项目盲目发展。从发展规划、投资的审查审批等方面严把增量项目关口，深挖存量项目节能潜力，加快淘汰落后产能，推进产业结构优化升级。要深入推进重点领域和行业节能改造。支持煤电机组节能降碳改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”。对标能效先进水平，推动钢铁、有色、石化、化工、建材等重点用能行业节能降碳改造。加快居住建筑和公共建筑节能改造，持续推动老旧供热管网等基础设施节能降碳改造。加快制修订一批能耗限额、产品设备能效等强制性国家标准，积极推广先进适用节能技术和产品。
4.构建全国统一的能源市场体系
欧洲国家正在积极推动能源市场竞争、提高市场透明度，以提升能源供应的可靠性和稳定性。从欧洲经验看，构建合理、高效的能源市场体系是加快能源转型进程、保障能源供应的重要措施。未来，随着体制机制壁垒破除及市场机制完善，构建公平开放、有效竞争的能源市场体系势在必行。电力市场机制建设是能源市场体系建设的重要环节，一方面，应加快构建适应新型能源体系的市场机制，有序推动新能源参与市场交易，完善发电容量补偿机制，保障火电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源和安全保供电源的建设运行成本合理回收。在电力市场机制建设的进程中，还应重点加大电力辅助服务市场建设力度，建立市场化的价格形成机制，修订完善有关市场交易细则，推动调频、备用等辅助服务品种市场化，以市场竞争方式降低系统整体调节成本。另一方面，应高度重视需求侧响应市场化激励机制的完善，充分发挥电价引导作用，优化调整分时电价的时段、价差和实施范围，将需求侧响应费用向不参与响应的用户疏导。同时，深入挖掘弹性负荷、用户侧储能、虚拟电厂、电动汽车等灵活调节资源，替代发电侧深度调峰等传统调节手段，有效降低调节成本。
