16座煤電廠中僅1家重啟，德國重啟煤電依舊困難重重

為保障能源供應，德國正寄希望于重啟煤電，但這條路同樣困難重重。

近期，德國能源運營商要么拒絕重啟煤電廠，要么難以獲取煤炭。根據德國能源監管機構的統計，在德國政府計劃重啟或延長運營16座煤電廠中，只有一座煤電廠按計劃重啟。

德國能源企業尤尼珀公司（Uniper）表示，尚未決定是否重啟煤電廠。德國贏創工業集團則稱，將恢復一家煤電廠運營，但僅限于今年秋季。

路孚特首席電力與碳分析師、牛津能源研究所研究員秦炎在接受第一財經記者采訪時表示，在德國重啟煤電的過程中，除此前一直存在的高煤價問題外，該國還存在煤電廠老化、供應瓶頸等問題，這正對德國“以煤補氣”的政策帶來挑戰。“目前，俄歐在天然氣供給問題上桎梏不斷，德國基本上需要采取一切可行措施才能保證安全過冬。在高電價的背景下，煤電廠的利潤將提升，這將推升煤電廠的發電意愿。”她說。

煤電難重啟

廈門大學中國能源政策研究院助理教授吳微在接受第一財經記者采訪時表示，德國煤電廠難重啟，未必是主觀愿意不愿意，從客觀條件來看，其閑置工廠已存在諸多問題。德國政府雖然允許煤電廠重啟，但供應鏈調整和適應都需要較長時間。

在德國政府計劃重啟的16座煤電廠中，半數由德國南部巴登-符滕堡電力公司（EnBW）運營。該公司表示，旗下部分煤電廠因設備過于老舊，已無法重新接入電網。

吳微認為，能源基礎設施具有資本密集型、建設周期較長的特點。此前，德國政府退煤計劃頗為激進，使資本逐漸離開以煤電為代表的火電產業。受此影響，以傳統能源業務為主的公司利潤受損、裁員不斷，自然無法維持或者擴展本來業務。

近年來，投資人巴登-符滕堡電力公司（EnBW）、意昂集團（E.ON）、萊茵集團（RWE）將核電、火電、天然氣等核心業務視作不良資產。非營利性金融智庫碳追蹤計劃（Carbon Tracker Initiative）在一份調查中稱，在疫情暴發前的2019年，歐盟79%的煤炭發電廠都處于虧損狀態。

吳微還稱，拋開能源轉型的政策背景來看，德國煤電難重啟的另一原因也有短期因素——天氣。今年，歐洲高溫天氣再創紀錄，導致煤炭運輸存在瓶頸。

一般而言，歐洲境內的煤炭大多通過河流運輸。據當地媒體報道，受歐洲熱浪影響，按季節性來看，歐洲部分河流部分地區的水位已降至15年來的最低水平。在德國境內法蘭克福重要隘口考布（Kaub）的萊茵河水位一度低于一米。

根據歐洲能源交易所（EEX） 發布的通知，萊茵河上的兩個電站因水位較淺而難以采購煤炭，從荷蘭和比利時的主要煤炭港口沿河的重物運送也受到影響，EnBW的煤炭供應也已受阻。德國煤炭進口商協會稱，內陸運輸受到低水位的阻礙，迫使船只能運載一半的運力。

“此外，燃煤發電過程需要消耗大量的冷卻水。歐洲天氣干熱，使整體降水較少，也給煤電重啟造成了障礙。”吳微進一步表示。

德國能否應對重啟煤電挑戰？

在秦炎看來，雖然德國重啟煤炭正面臨重重困難，但該國政府保供能源需求很迫切，且煤炭應該是短時間內獲得能源供應的最佳方式，因此政府有望對煤電產業提供支持。從市場因素來看，受天然氣價格抬升影響，歐洲電價也正不斷上漲，這將使煤電廠利潤頗豐，推升煤電廠的發電意愿。

RWE近日發布財報，將2022年盈利前景上調25%，其原因便是電力價格高漲。EEX的數據顯示，近期，德國2023年遠期電力價格超過300歐元/兆瓦時，在法國已超過450歐元/兆瓦時。

標準普爾全球定價數據顯示，在歐洲，25日，發電效率為50%的機組的燃氣發電成本為386.02歐元/兆瓦時，發電效率為35%的煤炭機組的燃氣發電成本為193.40歐元/兆瓦時。

從煤炭供應問題來看，能源咨詢公司Ember的一份報告稱，為應對對俄制裁及增加煤電發電量，歐盟電力運營商已于今年初（3月而非6月）開始囤積需要進口硬煤。截至7月中旬，西北歐的煤炭庫存已增至660萬噸，為2019年11月以來的最高水平，這些貨物主要來自澳大利亞、南非和美國。

秦炎則認為，由于德國本國擁有褐煤煤礦，估計德國的褐煤電廠會更有可能先開放。“此外，目前褐煤發電成本也有優勢。因為褐煤電廠雖然每度電負擔的碳排放更高，但是發電企業應該是套期保值提前采購入了碳配額，這降低了它們需要支付的碳排放成本。”她說。

吳微表示，歐洲在煤炭使用方面也具備一定的優勢。像魯爾工業區等制造業發達地區，有著大量淺層煤炭儲量，適合露天開采。在能源供給短缺的情況下，只要德國政府在環保等方面適當地放松監管要求，預計該國在未來1～2年能夠恢復部分煤炭產能。

本文轉自:第一財經