Also by EU-China Energy Cooperation
Platform Project
2020
EU China Energy Magazine Spring Double Issue
EU-China Energy Magazine Summer Issue
中欧能源杂志夏季刊
EU-China Energy Magazine Autumn Issue
中欧能源杂志秋季刊
EU-China Energy Magazine 2020 Christmas Double Issue
中欧能源杂志2020圣诞节双期刊
2021
EU-China Energy Magazine 2021 Spring Double Issue
中欧能源杂志2021春季双期刊
EU-China Energy Magazine 2021 Summer Issue
中欧能源杂志2021夏季刊
EU China Energy Magazine 2021 Autumn Issue
中欧能源杂志2021秋季刊
EU China Energy Magazine 2021 Christmas Double Issue
中欧能源杂志2021圣诞节双刊
2022
EU China Energy Magazine 2022 February Issue
中欧能源杂志2022年2月刊
EU China Energy Magazine 2022 March Issue
中欧能源杂志2022年3月刊
EU China Energy Magazine 2022 April Issue
中欧能源杂志2022年4月刊
EU China Energy Magazine 2022 May Issue
中欧能源杂志2022年5月刊
EU China Energy Magazine 2022 June Issue
中欧能源杂志2022年6月刊
EU China Energy Magazine 2022 Summer Double Issue
中欧能源杂志2022年夏季雙刊
EU China Energy Magazine 2022 September Issue
中欧能源杂志2022年9月刊
EU China Energy Magazine 2022 October Issue
中欧能源杂志2022年10月刊
Joint Statement Report Series
Electricity Markets and Systems in the EU and China: Towards Better
Integration of Clean Energy Sources
中欧能源系统整合间歇性可再生能源 - 政策考量
Supporting the Construction of Renewable Generation in EU and China:
Policy Considerations
中欧电力市场和电力系统 - 更好地整合清洁能源资源
支持中欧可再生能源发电建设: 政策考量
ENTSO-E Grid Planning Modelling Showcase for China
ENTSO-E 电网规划模型中国演示
Accelerating the Incubation and Commercialisation of Innovative Energy
Solutions in the EU and China
加速中欧创新能源解决方案的孵化及商业化
Comparative Study on Policies for Products’ Energy Efficiency in EU and
China
中欧产品能效政策比较研究
欧盟和中国的能源建模报告
Integration of Variable Renewables in the Energy System of the EU and
China: Policy Considerations
序言
亲爱的读者朋友，
欢迎阅读《中欧能源杂志》2022年10月刊。
执笔之际，能源价格仍在持续上涨，毫无疑问，我们正面临着一场全
球性的能源危机。然而正如中国人常说的一句话：危机中往往蕴藏着
机会。我们现在可以看到人们的能源消费行为正在发生改变，这正是
我们过去多年来一直在努力实现的。如今媒体上现在随处可见教导人
们如何减少能源消费和能源账单的文章，比如将室内温度调低几度；
晚上使用电热毯；使用微波炉和空气炸锅而不是大型家用烤箱；使用
保温锅具进行慢煮；关掉待机的电子设备等等，这样的例子不胜枚
举。
这场能源危机也是我们在上个月举办的“天然气未来”研讨会的核心议
题。与会专家们就天然气的供应问题以及脱碳方案各抒己见。研讨会
的纪要和视频录影已经上传至ECECP网站，本期刊物的第一篇文章也
就此进行了报道。
11月，我们的各项活动将继续推进。北京时间11月8日上午九时，
ECECP主办的欧盟能源创新线上展会将正式拉开序幕。本次展会旨在
为那些有意将其在可再生能源、能效、储能、电网和建筑节能方面的
创新技术引入中国市场的欧洲企业提供展示的机会。在为期三天的活
动中，我们还将为观众直播来自欧洲的在线访谈及相关活动。详情敬
请随时关注展会官方网站：www.euenergyinnovationexpo.com
此外，我们还将在11月发布《电力市场手册》的精华版。该手册于
2021年11月正式出版，由佛罗伦萨法规学院院长Jean-Michel Glachant
、麻省理工学院的Paul L. Joskow和剑桥大学的Michael G. Pollitt联合编
撰，汇集了众多电力市场领域最杰出的思想家和专家们的贡献。
ECECP已委托佛罗伦萨法规学院的Glachant与Nicolò Rossetto联合众多
专家撰稿人浓缩了手册中的精华内容，以方便决策者把握其中要点。
最后，我还是要向我们辛勤工作的编辑赤洁乔和Helen Farrell致以由衷
的谢意。祝愿我们的助理主任Helena Uhde能够早日战胜新冠，尽快康
复。
祝您阅读愉快！
Flora Kan
中欧能源合作平台（ECECP）项目主任
1、天然气未来：危机之中探寻机遇
通过部署
CCUS
、运作良好的市场以及促进可再生气体的增长来实现天
然气行业的脱碳是一项全球性的挑战。俄乌冲突以及由此产生的供应
短缺问题让全球天然气市场雪上加霜。中欧能源合作平台（
ECECP
）
与
Energy Post
今年
9
月合作举办的
“
天然气未来
”
研讨会就这些新进展进
行了讨论。
ECECP
青年研究生学者
Helena Uhde
在本文中总结了此次研
讨会的主要收获。
重压之下的欧洲天然气市场
俄乌冲突已经导致天然气市场的全面重组，这在欧洲尤为明显。国际
天然气联盟副主席Andrea Stegher解释说：“至少在过去15年里，我们都
享有一个非常发达的能源市场，但我们没有在供应短缺的情况下测试
过它。”
根据Walter Boltz咨询公司的欧洲能源高级顾问Walter Boltz的说法，这
场危机在2021年夏天就已经初具端倪，因为在俄罗斯入侵乌克兰之
前，俄罗斯天然气工业股份公司就已经开始清空欧洲储存设施中的库
存，而且俄罗斯基本上从2021年夏天开始就减少了天然气出口，从而
推动了价格上涨。
再加上自2022年2月以来俄罗斯天然气进口量的逐步下降，给欧洲天然
气市场造成了巨大震荡，导致欧洲大范围寻求俄罗斯天然气以外的供
应源。危机之前，欧盟40%的天然气供应从俄罗斯进口，到2022年8月
这一份额只剩下8%。
天然气价格的波动反映出地缘政治局势和未来可预见的变化，这对电
力市场产生了严重影响，预计今后两年内仍将继续出现高位震荡。Bolt
表示，天然气短缺导致电价暴涨，一度飙升至240欧元/MWh，这是前
所未有的水平，而在危机之前，最高价格仅为25欧元-30欧元/MWh。
天然气价格的高度波动性，以及欧洲、亚洲和北美天然气市场之间的
价格差异，使企业和政策制定者难以驾驭，不仅给经济造成下滑风
险，也扰乱了社会平衡。此外，能源的不确定性正在使人们将气候目
标抛之脑后，而煤炭由于价格优势和相对丰富的资源而继续被人们所
青睐。
欧盟的干预措施
欧盟驻华代表团能源与气候行动参赞傅维恩（Octavian Stamate）总结
了欧盟为应对严重供应中断而采取的措施：供应多样化、寻找更可靠
的供应商、加速节能，以及加大可再生能源投资规模。其中一部分举
措将通过欧盟委员会的REPowerEU计划落实，该提案旨在通过减少天
然气需求、多样化供应和建设天然气存储设施，以期在2022年底前将
欧盟对俄罗斯天然气的需求减少三分之二。
此外，欧洲委员会还特别提出了欧洲天然气需求削减计划，该计划已
于2022年7月26日由欧盟能源部长理事会审议通过。各成员国同意在
2022年8月1日至2023年3月31日期间，与过去五年的平均消费量相比，
将各自的天然气需求减少15%，措施由各国自行选择。为了使供应多样
化，欧盟、埃及和以色列签署了一份三方备忘录，就未来的天然气供
应达成一致，以便为所有成员国共同购买天然气。为了支持补充天然
气库存，欧盟规定在2022年11月前储气库填充率至少要达到80%，未来
几年还将提高到90%。
此外，傅维恩强调了欧盟成员国之间合作和团结的重要性：“当我们发
挥单一市场的优势并展现出团结的力量时，我们会更加强大。这是非
常重要的一步，欧洲需要齐心协力共度难关，以全体欧洲人的身份共
同采购天然气，而不是以27个不同成员国的身份单打独斗。”
中国天然气市场现状
在新的地缘政治格局下，中国的立场与欧洲截然不同。天然气预计将
在中国能源结构的脱碳过程中发挥重要作用，但其市场现状更多地受
到国内政治的推动，而非俄乌冲突。SNAM中国董事长兼首席执行官
Matteo Tanteri表示，中国天然气市场主要受到“十四五”规划的影响，愈
发重视液化天然气（LNG）的作用。
中国“十四五”规划的目标是在2021-2025年期间将单位GDP二氧化碳排
放量和单位GDP能耗分别较2020年降低18%和13.5%[1]。2021年，中共
中央和国务院发布的中央一号文件也充分肯定了天然气作为煤炭过渡
能源的重要性。
除了脱碳，能源供应安全也是中国的核心关切。然而，与欧洲不同的
是，中国的做法历来注重供应多样化和最大限度地利用国内资源。自
2015年以来，中国的天然气进口增加了约60%（目前约为1000亿立方
米），且来自多个供应国家。在遭遇之前的供应短缺之后，中国在几
年前就与美国和卡塔尔等主要LNG出口国签订了长期合同。与欧洲相
比，中国通过国内天然气产量满足需求的比重更大，自给率自2015年
以来已经增加了30%。
中国天然气供应目标面临的主要挑战在于基础设施和存储能力不足。
Tanteri表示，为了解决这一问题，中国制定了雄心勃勃的扩张目标，并
于2020年成立了国家石油天然气管网集团（简称国家管网，
PipeChina），成为推动从煤炭向天然气转型的关键参与者。
然而，尽管中国将天然气作为能源转型的重要一环给予了大力支持，
但天然气消费的增长目前正在放缓，今年预计仅比去年略有增长。由
于国内天然气消费低迷和LNG价格高企，中国的LNG进口预计将呈下
降局面。据亚洲天然气和液化天然气市场专家、韩国外国语大学研究
教授Jinsok Sung称，导致中国国内天然气消费低迷的原因包括新冠疫
情、天然气市场波动以及对供应造成的破坏。
通过合作及广泛的工具来化解危机
欧盟当前面临的供应不确定性和气候压力是全球性的挑战，只有通过
合作才能解决。中国在新的地缘政治局势中的角色是欧洲的热议话
题。
中国的统计数据显示，在过去六个月里，中国从俄罗斯进口的液化天
然气增加了30%。与此同时，中国已开始向欧洲出口LNG，满足了欧
盟约7%的天然气需求。然而，Tanteri表示，媒体关于中国向欧洲转售
俄罗斯天然气的报道只是基于猜测。事实上2022年上半年，中国仅从
俄罗斯购买了76亿立方米的天然气，2022年全年的目标是150亿立方
米。按照俄乌冲突之前的市场条件，这些天然气相对于俄罗斯对欧洲
的供气量来说只是很小的一部分。
中国增加俄罗斯天然气进口是在几年前就已经规划好的，并且通过西
伯利亚输气管道的供应也在增加，因为第二条输气管道尚未完工。未
来形势将如何发展还有待观察。
除了关注能源供应安全，还有一点重要的是不应忽视脱碳目标。
Stegher强调了寻找切实可行的解决方案和考虑多个工具组合的重要
性：“净零目标十分重要，但也非常具有挑战性，我们需要利用广泛的
工具。我们正在讨论核能的复兴，并且努力摆脱对煤炭和化石天然气
的依赖，可再生气体必须成为未来能源版图的一部分。”
可再生气体
从长远来看，欧洲可以依靠可再生气体来解决供应问题。R2Gas副总裁
Jan Stambasky博士表示，到2040/50年，生物甲烷、绿氢和蓝氢的技术
能力可以满足欧盟的天然气消费需求，并超过目前北溪管道（Nord
Stream）、亚马尔管道（Yamal）及兄弟天然气管道（Brotherhood）三
条主要的俄罗斯管道的供应能力。因此，欧洲本土生产的可再生气体
有能力提供供应保障，并帮助欧洲实现脱碳目标，同时促进经济发
展。
氢能在通向碳中和和气候中和的道路上也能发挥决定性作用，特别是
对于那些难以减排的部门—例如化工领域。欧洲化学工业委员会
（European Chemical Industry Council）能源部门总监Nicola Rega表示，
化工行业约占欧洲天然气消费量的10%左右，这其中56%的天然气消费
用于能源相关用途，其余44%用作原料和生产合成氨。此外，化工行业
目前是氢能最大的生产方和消费者。氢是化工生产过程的一部分，是
重要的副产品。根据FiT for 55一揽子计划，欧盟理事会规定，到2030
年，工业中使用的氢必须有35%来自非生物来源的可再生燃料，到2035
年必须提高到50%[2]。
然而，运输方面的障碍以及缺乏氢气和其他可再生气体的标准化认证
阻碍了可再生气体的发展。在某些情况下，运输终端产品比运送气体
更加容易。出于这个原因，林德公司全球商业总监Joachim von Scheele
认为，可再生能源获取较为便捷的地方未来有望发展成为各种产品的
生产基地，比如生产氨、甲醇、化肥和其他可再生气体。欧洲化工委
员会的Rega建议，氢气、生物甲烷和其他合成气体应该放在一起讨
论，因为它们在使用和运输方面有很多相似之处。
碳捕集、利用和封存（CCUS）
CCUS在控制碳足迹和碳去除方面具有巨大的潜力，特别是对于钢铁、
化工、化肥和制造业等难以减排的行业。据国际能源顾问、中国问题
专家François Issard称，单个CCUS项目每年可处理100-200万吨二氧化
碳。如果扩大规模，可以达到每年500-1000万吨的处理能力。
在过去20年中，CCUS技术主要以示范项目的形式发展部署，如法国西
南部的Pycasso项目（见下表所示）。据与会专家介绍，CCUS是一项经
过验证的技术，但其广泛应用仍有待实现。
Carboneer的创始人Simon Goess表示，CCUS领域之所以尚未起飞是因
为实施该技术的成本比支付碳价更加昂贵。Goess概述了刺激CCUS领
域增长的工具，如财政支持、碳定价和监管。ETS碳市场已经为各行业
提供了价格信号，二氧化碳的价格约为80欧元/吨。然而，在中国，碳
价水平还不足以证明CCUS价值链的成本效益。在会议的圆桌讨论环
节，专家们进一步指出，CCUS项目的实施需要时间，因此相关激励计
划必须有稳定的政治支持并且能够提供长期的价格信号。
博众智合能源转型论坛（Agora Energiewende）的高级顾问涂建军指
出，虽然中国已经储存了数百万吨二氧化碳，但中国的排放量仍占全
球总排放量的三分之一左右，这意味着碳封存的规模仍然很小。虽然
西方国家已经表示出对CCUS的兴趣，但尚未采取行动，而中国的兴趣
仍然相当微妙。然而，习近平主席宣布的2030/2060双碳目标为脱碳工
作提供了新的动力。据涂建军介绍，CCUS在中国的潜力巨大，尤其是
在煤化工领域，而蓝氢在欧洲的发展潜力更大。
未来展望
尽管能源市场形势严峻，但欧洲和中国似乎都在坚持各自的脱碳目
标，两个地区之间的合作仍有很大的发展空间。围绕LNG脱碳技术的
联合开发以及氢能和可再生气体标签领域的合作将是中欧双方未来合
作的首选。Stegher总结道：“我们对俄罗斯入侵乌克兰感到震惊，但就
能源领域而言，我们还有一个更长期的脱碳问题需要解决。因此我们
必须继续加大对天然气和CCUS技术的投资，同时促进可再生气体的增
长”。
文 / Helena Uhde
ECECP青年研究生学者
2、欧盟天然气价格上限该如何设定？
过去的一年里，特别是俄乌冲突爆发以来，欧盟天然气批发市场面临
持续的不稳定因素，导致价格剧烈波动，天然气价格飙升至前所未有
的水平。去年夏天，欧盟主要的天然气市场参照枢纽——荷兰天然气
期货交易所TTF的近月期货交易价格一度冲高至350欧元/MWh，考虑
到在截至2021年春季的前5年时间里，TTF价格几乎从未达到过30欧
元/MWh（如图1所示），如此高的价格水平令人震惊。
图
1
：
TTF
近月期货价格（
2018-2022
）
天然气价格的飙升也导致了电力价格的上涨，因为在欧洲大多数市
场，天然气发电厂是边际电厂，这便引起了政治上的关注。争论的重
点是需要保护消费者，特别是能源密集型部门以及脆弱和能源匮乏的
消费者。
除了成员国层面为缓解高能源价格对消费者的影响而采取的几项措施
之外[3]，最近能源领域最受争议的选择之一无疑是对欧洲天然气价格
设定上限的想法。
早在今年5月，欧洲理事会就邀请欧盟委员会与国际伙伴通力合作，探
索遏制能源价格上涨的方法，包括讨论在适当的时候引入天然气临时
进口价格上限的可能性[4]。 然而这场争论在夏季并没有取得明显进
展，直到最近，15个欧盟成员国的能源部长联署了一封信[5]，呼吁欧
盟委员会作为优先事项引入"适用于所有天然气批发交易"的价格上
限。
佛罗伦萨法规学院一直致力于为欧盟机构提供支持，帮助其评估可以
采取哪些措施来缓解当前的能源危机。佛罗伦萨法规学院（FSR）围
绕相关讨论发表了若干出版物和倡议，特别是关于监管干预以及电力
和天然气市场的潜在改革措施方面。
具体来说，在天然气价格上限方面，FSR最近分别就欧洲天然气价格
上限和确保欧洲天然气安全发布了两份政策简报。在这两份简报中，
抛开是否应该引入欧盟天然气价格上限的政治争论，FSR分析了如果
在政治层面能够达成一致，那么该如何设计欧盟天然气批发市场的价
格上限的问题。
上限的设定应当慎之又慎
天然气市场已经成为一个全球性市场，特别是由于液化天然气
（LNG）在过去10年发挥了日益重要的作用，预计在未来几年LNG对
欧洲的影响将更为突出。事实上，欧洲作为一个重要的区域市场，其
内部动态变化不可避免地会在全球范围产生直接影响，并可能影响到
其他市场。
一般情况下，一旦欧洲的天然气价格被封顶，首要的挑战是要确保运
往欧洲的液化天然气不会被转到天然气价格更高的其他市场（通常是
亚洲）。因此，虽然欧洲的现货价格与欧洲天然气交易中心的价格挂
钩，但在对欧盟天然气市场引入价格上限时，不应忽视LNG的全球层
面。
另一方面，尽管欧盟正在逐步淘汰俄罗斯的天然气供应，但仍有大量
的天然气通过管道输送至欧洲。所谓的"管道天然气"和 "液化天然
气"，虽然在物理意义上是相同的，但却具有不同的市场基本面。因
此，特别是就欧洲而言，从监管的角度上说如果有需要可以将管道气
与LNG分别处理。特别是对于向欧盟出口管道天然气的外部出口商来
说，将天然气转买到其他目的地，或是将其液化并作为LNG在全球市
场上销售的机会是有限的。
FSR的建议
基于这些假设，FSR在政策简报中阐述了一种机制，由两部分组成，
分别针对欧洲天然气的两个细分市场——管道天然气和液化天然气。
就管道天然气而言，FSR建议：
● 利用技术功能，如洲际交易所的区间价格限制，对有组织市场的天
然气价格进行监管干预[6]；
● 授权天然气传输系统运营商（TSO）以预定的价格或价格范围提供
天然气平衡服务，这有望做为欧盟天然气交易价格趋同的驱动因素
事实上，这两项措施可以同时采用以提高上述机制的效力。
就液化天然气而言，FSR建议引用竞拍机制在全球液化天然气市场上
采购TSO平衡系统所需的任何数量的天然气。拍卖可以由TSO自主管
理，或者更合适的是由单一买方实体来管理，其模式与欧盟委员会
REPowerEU计划中所提出的联合采购平台类似[7]。这样的一个实体可
以组织拍卖，外部LNG供应商以高于欧盟管道天然气现价的溢价竞标
向欧盟供应LNG。单一买家实体将以最终拍卖价格（包括溢价）购买
这些天然气，并根据TSO的需求，以预定的价格或在预定的价格范围
内将其出售给TSO。单一买方实体支付的价格溢价必须通过监管来收
回[8]。
在实践中，根据FSR的建议，航运商和贸易商可能需要重新关注他们
的交易策略，在购买或出售任何数量的天然气时以天然气上限价格
（或范围）为参考。如果欧洲机构将上述机制作为应对当前能源危机
和由此导致的能源价格飞涨问题的可靠承诺的一部分来引入，那么
TSOs通过平衡机制提供的天然气数量可能仍然相当有限。
然而，这只是最好的情况，为欧盟管道天然气的价格设置上限很可能
导致管道天然气的外部供应商在一定程度上削减向欧洲的供气量。这
正是欧盟委员会倡导的国际外联和能源外交可以发挥作用的地方[9]，
可以解释这种机制的意义以及能够给欧盟的管道天然气外部出口商提
供的机会。
最后，由于许多欧洲天然气供应长期合同与欧盟市场的现货价格挂
钩，如果上述措施成功地抑制了现货市场的天然气价格，它们也将对
长期合同进口天然气价格产生有益影响。
结论
正如FSR在政策简报中所指出的那样，FSR一般不赞成设置价格上
限，但欧洲目前正经历一场战争，这可能需要特殊的监管或市场干
预。
FSR非常同意15个成员国的观点，即潜在的天然气上限“可以在确保欧
洲天然气供应安全的前提下以自由流动的方式设计，同时实现削减天
然气需求的共同目标”。然而，目前在欧盟层面讨论的所有可能措施都
存在缺陷，而且都涉及一定程度的风险。挑战在于寻找到能将这些缺
点和风险最小化的措施。
FSR在政策简报中概述的战略是基于满足欧盟需求的天然气来源的两
个细分市场（管道天然气和LNG）的不同特征，以及对市场结构、天
然气承运商和其他市场参与者行为的特定假设。很明显，还有许多设
计元素需要进一步细化和验证，也有许多挑战需要解决。FSR在其两
份政策简报中试图至少澄清其中的一些问题。
3、欧洲电力和天然气价格脱钩：危机是
暂时的，有必要这样做吗?
能源危机背景下，欧洲关于如何使电价与异常高企的天然气价格脱钩
的争议正愈演愈烈。
Simona Benedettini
和
Carlo Stagnaro
认为，目前的
高电力价格并不是由电力市场失灵造成的，而是由天然气价格的异常
趋势所导致。那么，是否应该重新设计市场机制？我们是否会失去现
有设计的益处，包括为可再生能源带来可靠利润，从而刺激进一步的
投资。作者们研究了来自欧委会、希腊、西班牙、葡萄牙和意大利的
提案，并详细讨论了这些提案的利弊，以及价格上限、市场分割、补
贴机制等选择。任何对市场的重塑都会带来风险，还可能会无意间扩
大成员国之间的差异，从而改变其相对的竞争优势和劣势。因此，作
者认为，脱钩应当非常谨慎，或者干脆不做。
在欧洲，每个人都想让电价与天然气价格脱钩，至少看起来是这样。
最值得注意的是，欧盟委员会主席乌苏拉·冯·德莱恩在她的2022年国情
咨文中表示：“当前基于优先顺序调度的电力市场设计对于消费者来说
已不再公平，他们应该能够从低成本的可再生能源中获益。因此，我
们必须消除天然气对电价的支配影响，这就是为什么我们要对电力市
场进行深入、全面的改革。”
要使气电脱钩，说起来容易做起来难。在过去的几个月里，欧盟各方
提出了若干提案建议。比如，希腊此前就提出了一种机制以区别对待
与低边际成本和高边际成本发电机组的电力交易。西班牙和葡萄牙也
通过了一项类似目的的机制，并且已经得到了欧盟委员会的临时批
准。意大利最近强制性地将一些可再生能源发电机组纳入一项差价合
约计划，旨在获取这些资产的超边际收益。在欧盟层面，欧委会也提
出了一项法规提案，其中包括对超边际发电技术设置价格上限。但这
些提案建议究竟有何内涵？又存在哪些利弊呢？
背景：系统边际定价
电价是通过一系列的市场交易时段来确定的，这确保了供需之间的实
时平衡。所谓的日前市场代表主要交易日。日前市场交易旨在为每台
发电机组确定一个生产计划，以满足第二天逐小时的电力需求。
为此，一个中央对手方收集和汇总发电商和消费者提交的报价。发电
商的出价根据其边际发电成本（即燃料和二氧化碳成本）由小到大的
顺序排列，由此产生的曲线被称为优先顺序曲线。相对的，需求方的
出价根据消费的边际效益有大到小排列。这样可以得出一条需求曲
线。
需求和供应曲线的交汇点代表均衡价格。这个价格对应所谓的系统边
际成本，也就是在任何特定时间点满足需求所需的最昂贵的发电资产
的边际发电成本。该发电技术对于完全满足后一天的电力需求计划至
关重要。所有参与的发电厂都按此价格进行交易结算。因此，边际电
厂得到的价格只包括其发电的可变成本，而次边际电厂—即位于电力
供应曲线中边际电厂左侧的发电厂（见下图1）—将获得高于其各自边
际成本的价格，这使得它们也能够支付资本支出。
图
1
：系统边际定价法
欧盟层面的持续争论
关于可再生能源为主导的能源系统的价格形成机制的改革及其是否适
当的争论并不是什么新鲜事。大约就在一年前，在2021年第四季度天
然气价格上涨之后，欧盟委员会要求欧盟能源监管合作署ACER着手
调查这一问题。ACER的结论是，系统边际价格当前仍然是最有效的
机制，因为它不但能够使电力购买成本最小化，而且可以为可再生电
源和核电站的投资成本回收提供足够的保障。
尽管ACER得出了上述结论，但俄乌冲突导致天然气和电力价格创下
历史新高，重新引发了关于边际定价是否仍然适用的辩论。近期关于
电力市场设计改革的建议有一个共同的特点，且明显有别于过去提出
的其他建议（例如改用按报价结算）。新建议大都基于这样一种观
点：尽管电力是一种同质产品，但（从物理、金融或行政的角度）将
电力市场一分为二是可能的，并且也是可取的。一种用于高边际成本
的发电厂，另一种用于低或零边际成本的发电厂。
欧盟层面的三种主流提案
在欧盟层面，有三种主要的提案脱颖而出：一是对超边际发电技术的
收入设置上限；二是建立两个独立的电力交易所，分别用于低边际成
本和高边际成本的发电资产，三是向天然气发电厂支付补贴，购买用
于发电的天然气（“el tope al gas”）。
1）对超边际发电技术的收入设置上限
这是欧盟委员会总统主席在9月14日发表年度咨文演讲时提出的建议。
该措施包括对超边际发电技术每卖出MWh电力所能赚取的收入设定价
格上限。发电量将继续按市场价格结算，均衡价格将继续根据边际定
价确定。但是，如果均衡价格超过上限，超边际成本的发电商将不得
不针对市场价格超过限额的部分缴纳加税补偿。由此筹得的财政资金
应当用于为各成员国对家庭和企业帐单的干预性活动提供资金支持。
欧盟委员会建议将这一上限定为180欧元/MW。这种机制如图2所示。
图
2
：欧洲对超边际发电技术设置收入上限
意大利和其他一些国家也引入了类似的机制，适用于：1）装机容量大
于20kW并享受上网电价的光伏电站；2）2010年以前投产、装机容量
大于20kW、未享受激励措施的可再生能源发电厂。意大利的机制设定
的上限约为60欧元/MWh。
2）分拆市场
在7月26日的欧盟能源部长会议上，希腊提出了一项提案，建议在日前
市场上建立两个不同的、连续的交易小节：第一节交易将只针对那些
成本结构以高固定成本和低可变成本为特点的发电厂，即超边际发电
技术。第二节交易则将针对那些以正边际成本为特征的可控发电技
术，如燃煤电厂和天然气发电厂。在第二节交易中，运营商将就满足
剩余需求所需的发电量进行竞标，即第一节竞标后未能满足消费的部
分。
参与第一节交易的发电厂的利润来自于发电企业与公/私交易对手方
（如终端消费者、贸易商或聚合服务商）签订的差价合约。对于无法
在市场上找到买家的发电厂，可以签订差价合约，设想其自愿参与一
个新成立的市场。这样的市场被称为绿色电力池，将由作为单一买家
的公共实体管理。参与第二节交易的发电厂将继续根据系统边际定价
机制对其发电量进行估值。
买卖电力的均衡价格将由三个值的加权平均值确定：（1）第一节交易
中根据差额合约支付的平均价格；（2）第二节交易的结算价格；
（3）绿色电力池交易的加权平均价格。这个机制看起来很复杂，在某
些方面还很模糊。例如，目前还不清楚绿色发电池将按照何种规则组
织和运营。
希腊的提案似乎是要放弃边际定价（这实际是大宗商品市场的常
态），转而采用平均定价的方法（即基于平均发电成本的定价机制，
包括可变成本和固定成本）。
3）天然气价格上限
西班牙和葡萄牙为发电厂采购的天然气设定了成本上限（“tope”）。
启动实施后的六个月内的上限为40欧元/MWh。从第七个月开始，上
限将每月提高5欧元/MWh，直到达到70欧元/MWh的封顶价。
如果天然气的市场价格超过上限，火力发电商将获得补贴，以弥补燃
料成本与上限之间的差额。例如，如果天然气的价格为100欧
元/MWh，火力发电商在电力交易所按照上限价格出价（即，如果天
然气的价格仅为40欧元/MWh），并将获得差额部分（60欧元/MWh）
的补偿。补贴资金由不同的主体提供：（1）批发市场上的买方，按购
买量的比例提供；（2）没有在开放的零售市场上选择供应商，而继续
按管制价格购买电力的终端用户；（3）由于引入了tope，西班牙电价
下降，导致额外的电力出口到法国而带来的更高收入。
通过补贴天然气成本，边际发电商可能会在未来的市场上出价更低，
从而压低均衡价格和超边际收益。
结论
以上这些提案建议都旨在降低电价，并且以不同的方式取得了成效。
然而，没有一种方式是免费的，都需要付出代价。对有的方案来说，
这是一个为明确补贴寻找资金来源的问题，例如伊比利亚半岛的天然
气限价，或者就希腊的提案而言，则有必要求助于一个公共实体，从
那些无法在市场上规定差价合约的运营商手中购买电力。实际上，最
显著的代价是对电力市场设计的干预所产生的连带影响。
每种建议都有利弊。限制超边际收益机制的优点是不影响日前市场均
衡价格。因此，这一机制不影响成员国之间的跨境电力交易。希腊的
提案展现出重新思考市场运作机制的雄心，而不是试图修补一个被认
为过时的机制。伊比利亚的机制维护了电力市场设计，并设法在上游
进行干预，以解决被认为是特殊现象的天然气价格上涨问题。
希腊机制和伊比利亚机制都对批发价格产生影响，因此，应在欧盟层
面采用这两种机制，以防止跨境电力交易的扭曲。至于对天然气和超
边际收入设置上限的方案，还有一个进一步的问题。如果上限设置过
低（比如在tope模式中），其风险是会加剧对电力出口和电力系统安
全的影响。而对超边际收入设置上限，还可能会阻碍电厂投资成本的
回收。
希腊的提议则有更进一步和更为具体的局限性。首先，由于没有义务
参与所谓的绿色电力池，目前尚不清楚那些不能或不方便在市场上签
订差价合约的发电厂讲如何获得报酬。其次，在第二节交易（即高边
际成本资产的交易）中，如果一些发电厂认为必须满足一天中某些时
段和某些市场区域的电力需求，那么它们可能会行使市场力，从而构
成重大风险。这有可能会阻碍降低电价的目标。此外，这种机制在实
施层面的复杂性也不容低估，不管是调整市场和跨境电力交易的运作
规则，还是在电力交易所运营商之间及其与电力监管机构之间拟定新
交易机制的实施协议，都将会是一个非常复杂耗时的过程。
最后，所有这些措施——即使是在欧盟层面上采取的措施——都有可
能在无意中增加成员国之间的分歧。例如，从边际定价转向平均定价
的模式显然会使得平均发电成本较低的国家（即天然气发电占比较小
的国家）享受较低电价。这会对下游行业的竞争优势或劣势产生影
响，特别是那些能源密集型和与贸易相关的行业（如钢铁、水泥、造
纸、玻璃等）。
市场脱钩的想法——通过行政干预将可再生电源与其他电源分离开来
——虽然在政治层面取得了巨大成功，但也会有许多不同的含义。然
而，几乎所有这些措施都与抑制电价和减少超边际收益的愿望有关。
在后自由化市场设计中，边际定价体系的合理性在于能够鼓励对新发
电产能的投资，特别是对高固定成本、低边际成本甚至零边际成本的
发电厂(如可再生能源)的投资。直接或间接设定收入上限可能会阻碍
新的投资，这既不利于通过减少对天然气的依赖来摆脱当前危机的努
力，也不利于欧洲的脱碳计划。无论如何，从这个角度来看，这个问
题明显是经验主义的：设定一个足够高的上限（例如欧盟委员会建议
的180欧元/MWh）不一定在这方面构成阻碍，而一个过低的门槛（如
意大利设定的60-70欧元/MWh）则可能会适得其反。另一方面，“脱钩
论”似乎试图在解决一个并非源于电力市场失灵的问题：而问题的根源
实际在于天然气价格的异常上涨。因此，人们不禁要问，这种情况是
不是应遵循古老的智慧：如果没有坏，就不要去修理它。
文 / Simona Benedettini、Carlo Stagnaro
本文由
EnergyPost
授权转载。
4、工业副产氢：氢产业绿色化的过渡方
案
低成本的工业副产氢能促进氢能产业链上下游的发展，被视为中国氢
能发展的过渡方案，但是该发展模式包含着
“
碳锁定
”
的风险。
随着对氢能需求的增加及其成本的下降，其生产和运输的基础设施也
需要跟上。
（图片来源：
Yu Fangping / Alamy
）
首次使用氢能作为火炬燃料、运营近千辆氢燃料电池车辆作为运输主
力、配建30余座加氢站......氢能在北京2022年冬奥会的广泛应用，为中
国氢能产业发展注入了新的动力。
冬奥会闭幕不久后的3月，中国首个氢能产业中长期规划出台，提出了
三个五年跨度的氢能发展计划。规划尤其强调工业副产氢短期内的积
极作用，鼓励在焦化、氯碱、丙烷脱氢等行业聚集区优先使用工业副
产氢，并提出了“到2025年，初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢
就近利用为主的氢能供应体系”的目标。
工业副产制氢是指将富含氢气的工业尾气（如氯碱尾气、焦炉煤气
等）作为原料，通过变压吸附等技术将其中的氢气分离提纯的制氢方
式。随着顶层设计出台，目前已有30多个省市发布涉及氢能的规划和
政策，其中，山东、山西、内蒙古等地都提出了要发挥本地的“工业副
产氢资源优势”。
工业副产氢不仅成本低廉，而且能够促进周边氢能产业链的协同发
展。但是专家认为，在“双碳”背景下，工业副产氢项目只能是短期的
过渡方案，要避免对此领域的过度投资，尽快转向可再生能源制氢。
氢能不够“绿”
虽然氢能是清洁的可再生能源，释放能量时只会产生水，没有碳排
放，但是制氢的过程并不是百分百“零碳”。根据其生产来源和生产过
程中的碳排放情况，氢气被分为通过化石燃料燃烧产生的灰氢、在灰
氢的基础上使用碳捕集和封存（CCS）技术的蓝氢和可再生能源通过
电解水等手段所制的绿氢。
中国是世界上最大的氢能生产国，年产量达3300万吨，占全球需求的
三分之一以上。从能源结构看，全球氢气有60%来源于天然气、19%
来源于煤炭，21%来自于工业副产气，电解水等低碳方式制氢所占比
例微乎其微。中国氢源结构目前仍以煤为主，来自煤制氢的氢气占比
约62%、天然气制氢占19%，工业副产占18%，电解水制氢仅占1%
无论是全球还是中国的氢源结构都不够“绿”，主要是受技术和成本的
限制。根据能源转型委员会（ETC）的报告，全球生产灰氢的成本目
前在0.7至2.2美元/公斤之间，具体数值取决于不同国家的天然气或煤
炭价格。在此基础上安装CCS装置，变成蓝氢，成本将会必然超过灰
氢，而最清洁环保的绿氢成本约为3-5美元/公斤。
（图片来源：中外对话）
从长远来看，想要发挥氢能对碳达峰、碳中和目标的支撑作用，最清
洁的绿氢无疑是最佳的，但是中短期内，工业副产氢被认为是中国氢
能产业发展的重要过渡方案。
作为工业大国，中国具有得天独厚的原料优势。根据《中国氢能源及
燃料电池产业白皮书》（简称“《白皮书》”）公布的数据，目前中国
工业副产氢的提纯成本在0.3-0.6元/公斤，考虑副产气体成本后的综合
制氢成本约在10-16元/公斤。
工业副产氢仍属于灰氢，但相较于化石燃料制氢，它既能提高资源利
用效率和经济效益，又能在一定程度上降低大气污染，改善环境。
《白皮书》指出，中国的焦炉煤气、氯碱化工、合成氨及合成甲醇、
丙烷脱氢等工业每年能够提供百万吨级的氢气供应，在氢能产业发展
初期提供了低成本、分布式氢源。
自国家规划出台以来，各省市不断加快推进氢能项目的实施。有媒体
统计，2022年上半年共有18个制氢项目落地，其中副产氢项目9个，可
再生能源制氢项目9个，在数量上基本持平。从目前已经开展的工业副
产氢项目中，不难发现，利用工业副产气制氢只是其氢能发展的第一
步而已。工厂生产出来的便宜氢气为其周边的区域以及所在的城市提
供了建设氢能基础设施的契机。
用便宜的氢源打通产业链
氢能产业链分为制氢、储运、加氢站、氢燃料电池应用等多个环节。
国际能源署（IEA）研究指出，想要发展氢能，需要有效且具有成本
效益的储运系统的支持，将供应端和需求端连接起来，建立一个高流
动性的市场。中国目前已经开展的副产氢项目多采用“前站后厂，就近
供给”的模式：在工厂的附近建设加氢站，为周边的氢燃料汽车、公交
车以及工厂生产运输需要使用的重型卡车提供氢气。
以山东省为例，据初步测算，山东省年产氢气260万吨左右，居全国第
一，大部分为工业副产氢。2021年省内首个加氢母站在泰山钢铁集团
建成投产，该加氢站能够辐射周边150公里范围的近百辆氢能汽车的需
求，其氢气来源就是钢铁厂的工业副产焦炉煤气。随着加氢站的建
成，山东重工集团的10辆49吨氢燃料电池牵引车也投入了运营。
内蒙古乌海市也采取了类似的措施。由乌海化工的氯碱工厂产生的工
业副产氢通过管道输送至工厂前方的加氢母站，再通过长管拖车运输
至子站，为全市50辆氢燃料电池公交车提供氢气。同时，乌海及周边
地区总计8万辆矿山用车和柴油货车如果更新换代为氢燃料电池车，将
提供更为广阔的应用空间。
上海的氢燃料客车。（图片来源：
Alamy
）
加氢站等基础设施的建设是构建氢能产业链的重要环节，也是中国氢
能产业链发展的薄弱环节。和氢气生产所面临的问题一样，成本是阻
碍加氢站建设的重要因素。《白皮书》数据显示，国内建设一座日加
氢能力500公斤的加氢站需要约1200万元，相当于传统加油站的3倍左
右。除了建设成本外，加氢站的运行还面临着设备维护、运营、人工
等费用，从而成了氢能产业的“卡脖子”环节。想要把产业链打通，加
氢站和氢燃料电池车的供需匹配十分重要。若氢燃料电池车数量少，
加氢站运营就没有经济性和规模效应。
IEA在上述报告中指出，使用副产氢有助于在工业中心获得低成本氢
气并部署服务于工业的燃料电池卡车和公共汽车车队，以最大限度地
提高加氢站的利用率。这个模式解决了氢能部署主要面临的成本的问
题。
工业副产氢项目不仅制氢成本低廉，而且由于接近应用端，储运成本
也非常低。《白皮书》指出，在同一区域内的氢能价值链有机会发挥
彼此之间的协同作用，例如在工业集群和运输走廊上的卡车车队可以
依托更大规模优势降低总体成本。
山西的“柴改氢”项目就是这样的一个例子。山西焦煤集团利用自有的
煤炭焦化产能，提供低成本氢源，使用氢能重卡运煤，其产能全年可
满足2200台重卡满负荷使用。参与该项目的国家电投国氢科技总经理
张银广在采访中表示，煤炭基地外运量大且稳定，一个区域拥有成千
甚至上万辆氢能重卡，为运营阶段规模化降低成本提供了可能。只要
氢气成本能够控制在25元/公斤以下，氢能重卡较柴油车就有足够竞争
力。
挑战重重
工业副产氢在现阶段氢能供应方面有很大的潜力，但是并不能够满足
持续增长的需求，其项目模式在一定程度上促进了上下游协同发展，
不过氢能产业链仍存在“储运难”等诸多掣肘，过度发展工业副产氢有
着锁定高碳基础设施的风险。
在“双碳”目标的背景下，钢铁、化工等工业领域的产能必然下降，其
副产气也会大幅减少，未来用工业副产气制氢必将遭遇产能瓶颈。河
北省就遇到了这个问题，随着碳达峰、碳中和工作推进，河北焦炭企
业数量将在“十四五”期间减少到40家左右，未来实际可提纯利用的工
业副产氢资源总量也将从94万吨/年降低为约45万吨/年。
此外，目前现有的大部分加氢站采用外供氢源，需要依靠高压气态的
运输方式，如果超过200公里，运输成本就会大幅增加。“就近消纳”是
工业副产氢模式得以成功运行的关键，但并不是所有工业园区都能够
像山西焦煤集团一样“自产自销”。储运环节成本高的问题受技术限制
短期内仍难以解决。
独立能源分析师朱利安·阿尔米约（Julien Armijo）认为，依托于煤化
工业的工业副产氢在短期内可能是个机会，但是过分依赖工业副产氢
是“危险”的，投资错误的基础设施会导致“碳锁定”效应。如果企业将
用工业副产气制氢视为减碳的手段，反而延长了本该加速淘汰的高碳
排放基础设施的寿命。
他指出，同样问题也出现在其他地区，尤其是欧洲。石油和天然气行
业经常声称蓝氢能够迅速扩大产业规模，因此应该作为大规模生产绿
氢前的临时解决方案。然而智库E3G的报告表明，这种方法反而会适
得其反，蓝氢锁定了高碳基础设施和就业机会，很有可能阻碍绿氢的
发展。
阿尔米约也持相同的观点，“当企业倾注大量的资金去建设基础设施，
他们通常期待其能够运营数十年甚至更久的时间，才愿意对他们进行
替换或淘汰”。E3G 建议，为了确保向绿氢转变，政府需要设定明确的
时间表和目标、问责制和透明度机制，以及支持逐步过渡的法规和标
准，但是阿尔米约对此并不乐观，“应对气候变化刻不容缓，各国的行
动都太慢了。”
转向绿氢
墨卡托中国研究所（Mercator Institute for China Studies，简称Merics）
的分析报告指出，中国对氢能的政策支持仍以“产业发展为主，绿化为
辅”。相较于旨在利用绿色氢能实现快速脱碳的欧洲战略，中国的氢能
目标过于保守。
好消息是，可再生能源制氢的成本近年来持续下降，有望成为氢气来
源的主流。ETC报告预计到2030年，在全球大多数地区，绿氢的成本
将低于每公斤2美元。未来，绿氢在大部分地区将会比蓝氢、灰氢更便
宜。
Merics的分析师亚历山大·布朗（Alexander Brown）表示，工业副产气
为产业发展提供了便宜的氢气来源，但仍属于灰氢，制氢过程中会产
生二氧化碳。中国需要利用氢能来实现“双碳”目标，而只有绿氢才能
够做到这一点。他提醒中国不能依赖工业副产氢来满足不断增长的能
5、中国“低比功率”风机：全球市场的游
戏规则改变者？
2021年，中国海上风电行业在补贴驱动下实现爆发式增长。2022年，
随着平价上网时代来临，这种增长明显放缓。市场动态也突然从以供
应短缺为主的局面转变为以产能过剩为主的局面，影响到了供应链的
大部分零部件。无论中国的政策制定者是否有意，由此造成的风机制
造商（也称为“主机厂”）之间的激烈竞争正在产生明显的后果，包括
风机价格前所未有的下降以及对国际市场更多的关注。
2017-2022
年
8
月中国海上风机平均价格（不含塔筒
[11]
）和平均单机容
量
[
来源
: Azure database]
今天，我们将仔细探讨中国海上风电供应链的另一个显著趋势：
8+MW系列低比功率风机崭露头角。
在深入分析这些趋势之前，我们应该定义“比功率”，即：额定功率与
转子扫风面积之比(W/m2)。比功率越小，风机的风能捕获能力就越高
[12]。或者说，对于一个给定额定功率的风机，比功率越小，它配备的
叶轮直径越大。下图显示了中国和欧洲市场上典型风机(WTG)机型的
比功率。
中国风机对比西方风机
[
来源
: Azure database]
可以很容易地想象，更大的叶轮可以为相同功率的风机带来更多动
力，但这也有缺点，例如风机和基础上的载荷条件更恶劣，以及物流
和安装方面的挑战。下表提供了不同方面优缺点的比较。