德国正式进入后石油时代：俄罗斯是主要天然气进口来源

图3-1　德国1965—2018年各能源在一次能源中的占比（%）

资料来源：BP Statistical Review 2019 All Data.

第二次世界大战之后德国虽然没有再为石油而战，但其能源安全却得到了加强。原因包括：第一，德国的和平主义国家发展路线以及美军对德国的安全保护，让德国不用像第二次世界大战之前和第二次世界大战期间那样把大量石油消耗在数量庞大的军事机器上。第二，近年来德国经济向后工业化转型，能源强度尤其是石油强度下降。而20世纪70年代两次世界石油危机后，德国积极发展节能技术，提高石油使用效率，导致1979年后德国石油消费的绝对量大幅下降。第三，德国发展核能、太阳能、风能等新能源取得巨大成功，越来越多地替代了包括石油在内的化石能源^[36]（见图3-1），由于这些能源的“原料”都在国内，这种态势提高了德国的能源安全程度。第四，德国至今仍然保留一定的国防力量，可是21世纪的军事武器对石油依赖程度远远比第二次世界大战时期低。精确制导导弹而非坦克、装甲车等“油老虎”的大量使用可以决定现代局部战争的胜负，而导弹不用石油做燃料。

1.近期德国天然气消费蓬勃发展，成为替代石油的重要能源

第二次世界大战后，德国石油替代能源的一个重要发展是，天然气消费量强劲增长，不仅有力替代了石油消费，而且成为德国最重要的能源之一。在早期的石油开发中，伴生的天然气因难以被回收、运输和利用，大量被“点天灯”当场烧掉（用这种方式烧掉的天然气被称为火炬气），如表3-1所示。之后随着技术的进步，油田伴生气的利用率越来越高，利用方式包括收集后通过管道运出、加工成液化天然气后运出、作为燃料发电保障油田电力供应，以及回注地下以驱动油藏，等等^[37]。德国并不盛产天然气，第二次世界大战后其天然气消费量的增加几乎全靠进口，尤其是通过兄弟（Brotherhood）和联盟（Soyuz）管道从苏联进口天然气^[38]，也进口北海天然气，还进口北非国家的液化天然气。

表3-1　2016年世界部分国家火炬气数量　单位：亿立方米

数据来源：吴强，“中美企业在天然气装备制造领域的机遇”，第17届中美油气工业论坛，浙江宁波，2017年11月15日。

德国在第二次世界大战结束后分裂为联邦德国（西德）和民主德国（东德），直到1990年德国重新统一。西德天然气行业的发展始于20世纪60年代初，当时其国内天然气生产的数量极为有限，难以满足日益增长的需求，于是从1963年开始从荷兰进口天然气。但是由于进口气源单一，到1965年，西德天然气消费量仅为20亿立方米，占全国一次能源消费总量的1%。20世纪70年代初，苏联和挪威的天然气先后进入西德市场，可供天然气数量随之迅速上升。东德的天然气行业起步于20世纪60年代末，当时，其天然气生产和消费量微乎其微，城市居民和公用设施都以使用煤制气为主。这一阶段，两德的天然气工业分别处于成长期和起步期。

1990年两德统一后，德国天然气管网设施建设蓬勃发展，天然气置换煤制气的过程迅速推进，较快地迈入了气源多元化、行业参与者众多、基础设施完善、市场消费需求稳定、天然气供应充足的成熟期。^[39]

如今，德国的进口和境内天然气管道系统已经很发达，基本保障了德国的天然气供应安全。德国的主要天然气进口管道主要从俄罗斯进口天然气分三路进入德国。其中两路是陆路：一路经乌克兰、斯洛伐克和捷克管线从德国的韦德豪斯（Waidhaus）输入德国，另一路经乌克兰、斯洛伐克和奥地利管线从德国的维尔登拉那（Wildenranna）入境。^[40]还有一路是海路，即北溪（Nord Stream）输气管道。为减少第三方过境国对出口天然气管道的影响，2005年俄罗斯总统普京（Vladimir Putin）和德国前总理施罗德（Gerhard Schroder）达成修建北溪天然气管道的协议。该管道从俄罗斯列宁格勒州维堡港（Vyborg）出发，穿过波罗的海，在德国格赖夫斯瓦尔德（Greifswald）登陆，单管道长1 224千米，管径1 220毫米，设计压力为22兆帕斯卡，输气能力为275亿立方米/年，双管并行铺设，运能共为550亿立方米/年。该管道项目总投资为110亿美元，其中，俄气公司（Gazprom）持股51%，德国意昂集团（E.ON）和温特沙尔石油公司（Wintershall）各持15.5%的股份，荷兰天然气联合公司（N.V.Nederlandse Gasunie）和法国燃气苏伊士集团（GDF Suez）^[41]各持9%的股份。北溪第一条管道于2011年11月8日正式投入使用，第二条管道于2012年10月开始商业供气。^[42]目前，俄罗斯、德国等国公司正在铺设北溪2线（Nord Stream 2），但是由于受到美国、乌克兰、波兰、拉脱维亚、爱沙尼亚、立陶宛等国家的反对^[43]，它的前景蒙上了一层阴影。

除了进口俄罗斯的输气管道外，德国还从英国、挪威和荷兰等西北欧国家进口天然气。

在跨国天然气管网设施不断完善的同时，德国境内的天然气运输管网，尤其是东部各州的输配网覆盖范围自20世纪90年代起也迅速扩大。1995年，东部各州天然气置换煤制气和运输配送管网的大规模兴建过程基本结束，基础设施全面到位。^[44]

2.风能和太阳能对德国石油消费发挥了越来越大的替代作用

作为一种清洁能源，德国天然气消费替代了大量的石油和煤炭的消费。不过，作为一种化石能源，天然气消费也排放二氧化碳，只是排放量比煤炭和石油更少而已。在20世纪80年代之后，气候变化和节能减排逐渐成为国际共识和世界性的实践。^[45]在应对气候变化方面，德国等欧洲发达国家走在世界的前列。多年来，德国政府致力于用风能、太阳能等低碳能源替代包括天然气在内的化石能源的消费。

在发展替代性能源方面，当初德国本可以像日本、法国等国一样，把发展核能作为一个重要选项。但是，德国较早确立了把发展风能和太阳能等可再生能源作为未来能源发展的主要路线。这有特殊的历史原因。首先，德国绿党（Green Party）在德国政党政治中举足轻重，而它把反对核武器和核能作为它的重要政治口号；其次，1986年苏联切尔诺贝利（Chernobyl）核事故严重动摇了德国公众对核电站安全性的信心。

德国绿党出现在1980年，从成立之日起，就发声抗议和德国经济奇迹相关的环境恶化，包括水污染、空气污染以及森林遭破坏^[46]。德国绿党是不同组织的联盟，把各组织团结在一起的一点是反对核能。而绿党反对核能和反对核武器又联系在一起。

20世纪80年代早期，里根（Ronald Reagan）任美国总统，北大西洋公约组织（North Atlantic Treaty Organization，NATO）增加在德国等西欧国家的核导弹部署数量，以对抗苏联的核武器威胁。全德掀起了反核武器和反美游行，这强化了德国对核能的反对。1986年，苏联切尔诺贝利核事故发生后，德国社会对核能的反对进入一个新的高峰期。

经过多年的努力，德国的能源结构发生了巨大变化。2000年，德国的可再生能源在发电量中的占比为6%左右，到2018年已经超过30%。近几年来可再生能源在电力构成中的比例接连刷新纪录。在2018年的德国电力能源构成中，煤炭火力发电占比约为35%，核电占12%，天然气、石油合起来占21%，可再生能源发电的比例仅次于煤炭发电。^[47]2016年5月15日，德国完成了人类能源利用上的一次里程碑事件，第一次实现了全国电力需求在瞬间几乎全部可以由可再生能源供应的局面，预示人类能放弃以化石能源和核能为基础的能源供应体系，转向以可再生能源为基础的能源体系。

德国确定了能源消费总量控制目标。工业化高度发达的德国在能源上并没有什么优势可言。多年来，德国石油几乎完全依赖进口。同时，欧洲国家进口的天然气大多来自俄罗斯，俄罗斯与北约、欧盟的紧张关系让德国感到自身的能源安全缺乏保障。保障能源供应、提高能源利用效率一直是德国追求的目标。

德国在2007年、2010年、2014年推出了全国能源效率计划，在经济增长和居民生活水平保持不变的情况下，对国家的能源消费总量进行控制。根据最新的能源目标，德国的一次能源消费量以2008年为基准，计划在2020年减少20%，到2050年减少50%；总电力消耗量计划在2020年下降10%，到2025年下降25%。^[48]现阶段虽然还有一些国家也提出了能源效率目标，但像德国这样确立能源总消费量下调目标的还很少见。

在确定能源消费量总目标的基础上，德国确定可再生能源发展目标。纵观德国可再生能源的发展，可以分为起步、发展、快速发展以及超预期发展四个阶段。1990年之前，可再生能源的开发和利用在德国还未得到重视；1990年之后，德国政府层面开始采取鼓励的态度；2000年后，德国围绕能源开发和能源效率开始立法，并从研发到资金配套，从能源市场改革到制度设计等方面，为发展可再生能源提供了一定程度的保障。2000年4月，德国政府发布《可再生能源资源法》（Erneuerbare-Energien-Gesetz，EEG）^[49]，2011年3月福岛（Fukushima）核电事故发生后，德国政府加紧能源转型的步伐，通过了修改后的《可再生能源资源法》，使可再生能源获得快速发展。

德国政府把可再生能源的发展和利用作为施政的基本纲领，把其作为诸多政策的出发点，例如，应对气候变化带来的挑战、减少能源进口、促进技术创新、发展绿色经济、减少核能风险、保障能源安全等，同时促进经济发展、确保社会公正。

根据2011年版的《可再生能源资源法》，德国政府提出在终端能源消费中可再生能源的比例，2014年为13.5%，2020年为18%，2030年为30%，2040年为45%，2050年为60%；在电力消费中的比例，2014年为27.4%，2020年为35%，2030年为50%，2040年为65%，2050年为80%。^[50]这些意味着来自化石能源的电力所占比例将越来越低。至于供热、交通运输，需要更为复杂的产业衔接，因此提出具体目标存在一定困难。

德国政府还结合可再生能源的发展，确定了相应的温室气体减排指标。德国是欧盟的主要成员国之一，2007年，欧盟发出指令，要求成员国到2020年把温室气体排放量在1990年的基准上削减20%，可再生能源消费占比达到20%。由于核能在排放标准上符合零碳要求，在统计上被欧盟列入可再生能源，欧盟成员国可自行确定是否采用核电，法国就是凭核电比例较高而符合这一要求。^[51]2009年，欧盟再次发出指令，要求各成员国把可再生能源相关指令上升为本国法律，并在法律框架下，每个成员国都要制订出本国的行动计划，确定达到目标所采取的步骤。欧盟委员会于2010年11月正式出台了欧盟面向2020年的能源新战略：《能源2020：具有竞争力的、可持续的和安全的能源战略》（Energy 2020：A Strategy for Competitive，Sustainable and Secure Energy）^[52]，规定将着力提高能源效率，到2020年节能20%。^[53]

德国发展可再生能源的目的之一也是为了应对气候变化，减少温室气体排放。德国已设定了各个时间节点所要完成的减排目标：2020年，德国的温室气体排放量要比1990年基准标准减少40%，2050年减少80%～95%。放在欧盟范围内看，减少温室气体排放是欧盟成员国的一致行动，所有成员都制定了本国的目标。德国工业规模大，是欧盟中最大的能源消费国^[54]，德国完成温室气体减排的情况决定着欧盟总体的减排完成程度。

2010年后，德国的能源转型步伐明显加快。2011年3月日本发生福岛核电事故，德国上下对核电发展展开了广泛讨论。德国核电在总电力中的比例为20%左右，为避免核电事故可能造成的危害，德国暂时关闭了几个运营时间较长的核电厂。同年，政府推出《能源政策2011》，确定以可再生能源代替核电和化石能源的战略，决定暂时关闭的核电厂将永远不再启用，剩余的九座核电厂将在2015年至2022年分步骤关闭。

德国立法部门于2012年对《能源产业法》进行了细化和修订，强化了对可再生能源的制度支持和资金保障，为陆上风能发电、太阳能光伏发电，尤其是海上风能发电清除了法律障碍，完善了国有开发银行支持可再生能源发展的贷款制度，2011年确定的贷款支持资金就达50亿欧元。(www.xing528.com)

德国政府还通过优先上网与补贴政策支持可再生能源发展。可再生能源电力的发展重在解决上网销售问题，毕竟可再生能源发电无法与传统能源大电厂相抗衡，且前期投入成本高，缺乏竞争力。对此，德国对传统电力竞价上网进行了调整。按照原来的方式，只有那些成本最低的电厂才能通过竞价优先上网，哪家电厂在哪个时段能以最低的化石燃料投入提供电力就可以拍得上网权。德国对可再生能源采取了一种固定电价上网方式，只要是可再生能源产生的电力，不用竞标就可以优先上网，而且不管是光伏发电、风能发电、地热发电还是生物质发电，都可以获得不同的补贴。

随着可再生能源在整个电力市场中的份额上升，德国政府对补贴进行了调整。来自陆上的可再生能源，不管是风电还是光伏发电已基本成熟，国家确定海上风电作为发展可再生能源的重点支持领域。德国政府对海上风电提供了两种补贴制度，由企业自行选择：所有在2018年1月1日前投入运营的海上风力发电机组，可以选择在初始的12年，按照每千瓦补贴1.5欧元，也可选择在运营的前八年期间，按照每千瓦补贴1.9欧元。超过补贴期后，按照风电场与陆地的距离，补贴数额相应下调。

德国并不是太阳能特别丰富的国家，但近年光伏发电获得了空前的发展。一方面是光电上网电价比较高，另一方面是太阳能板价格的下降，更为重要的是居民家庭从政府的措施中得到了实惠，田间、屋顶、空旷地带等充分利用，除了满足自己的用电需求，也带来不菲的收入。实际上，这一轮可再生能源的发展浪潮，基本是由个体在政府政策引导下自发发展起来的。可再生能源的发展壮大，也让曾经对此持怀疑态度的能源电力巨头们不得不吞噬因自己消极对待而带来的苦果。

德国可再生能源产业发展的繁荣搅动了电力市场格局，也导致相关利益格局的改变，尤其是对包括天然气在内的化石能源发电行业造成冲击。然而在现有体制下，常规能源电力对可再生能源电力做出的反应是扭曲的，如何促进电力生产和消费的协调发展依然是需要解决的问题。产业中的经济问题与现实中的政治问题纠结在一起，难以从纯经济理论角度寻求到最优结果。德国的四家能源巨头过去占据着常规能源电力市场2/3以上的市场份额，从事发电、配送和销售业务。欧盟对电力市场进行深化改革，规定成员国发电企业都不得面对终端用户，终端市场处于完全竞争状态。能源巨头的一体化业务被分拆和重组，在促进市场公开、透明、竞争的同时，削弱了它们的市场影响力。

可再生能源享受的优惠及其蓬勃发展，对常规化石能源电力生产带来很大冲击。尽管可再生能源取之不尽、用之不竭，没有温室气体排放，环境友好，但最大的不足在于电力供应不稳定。例如，光伏发电会随着太阳的照射强弱和天气的不同状况而变化，风电也存在类似问题，而电力需求是相对稳定的。常规能源电厂起到了稳定电力供应的作用，当可再生能源电力供应增加时，就需要减少常规能源供电量；当可再生能源电力供应减弱时，再增加常规电力供应量。

由于电力生产很难与电力需求完全匹配，在电力过度供应时，就产生了负电价，给发电企业的经营造成困难。

德国最大的公用事业公司意昂集团2015年亏损额达到30亿欧元，被迫关闭不盈利的天然气发电业务。德国第二大公用事业公司莱茵集团（RWE）封存了花费14亿欧元新建的Westfalen-d火电厂。由于可再生能源的快速发展，德国电力供应饱和，发电企业依靠出口电力维持生存，德国已成为欧洲最主要的电力出口国。^[55]

德国很早就提出要实现没有石油与铀的繁荣。虽然德国可再生能源的发展已经取得很大的成绩，但和德国的长期发展目标相比，还相距甚远。当然，在实现长期目标的过程中，挑战与机遇并存。

根据德国制定的可再生能源发展目标规划，全国总发电中可再生能源发电的比重2020年达到35%，2030年达到50%，2040年达到65%，2050年达到80%以上。

当前德国能源转型带来的问题主要有四个：转型成本高、煤电和碳排放量不降反增、可再生能源导致电力批发价格持续下降的负面影响，以及能源转型所导致的财富不公平转移和能源贫困问题。这些问题已经影响了德国可再生能源的发展，而且还将继续困扰德国替代性能源的发展。

第一，向可再生能源转型的成本高且不断增加。能源转型的成本高且不断增加可能是德国当前能源转型面临的最主要问题。能源转型的成本如何度量并无统一标准，但其最直接的成本首先是对可再生能源的补贴成本。德国零售电价包含批发价格、电网并网费、增值税、碳税、可再生能源附加费等要素。可再生能源附加费是用来补偿可再生能源电力的固定上网电价（feed-intariff，FIT）超过市场批发电价的差额，这一差额主要由德国居民用户分摊。在2000年前后，德国开始征收附加费，由每千瓦时不足1欧分，到2015年增至6.3欧分/千瓦时。

20世纪80年代末，德国的一些城市开始推行可再生能源的固定上网电价，这保障了可再生能源发电的盈利空间，从而吸引了私人资本投资于可再生能源发电。这对可再生能源的发展推动很大。

1991年德国《可再生能源购电法》（Stromeinspeisungsgesetz，Electricity Feed-in Law）问世，它要求德国公用事业单位以比火电等电力高得多的价格购买可再生能源电力，然后再把过高的成本在所有的电力供应池子里平摊^[56]。到了1993年，风电项目在全国范围内蔓延。1998年，德国绿党在大选中取得成功，并与社会民主党（Social Democrats）组成红-绿联盟。在联合政府里，绿党的政治主张更多地转变为实际政策。

2000年通过的《可再生能源资源法》规定，上网的“绿电”根据技术的不同，售价也不同。光伏发电的上网电价高达火电的7倍。公用设施因引入可再生能源电力而承担的成本继续被分摊到整个电网中，而电网最终把成本转移至消费者。当时的德国总理施罗德说：“通过法律来支持可再生能源的消费，我们迫使电力公司接受可再生能源。”

2002年，红-绿联盟计划逐渐让核电站退役，当时核电占德国电力消费量的1/4。这就需要加快发展可再生电力。

风电、太阳能发电和生物质等可再生能源发电量的增加，以及可再生能源附加费的不断上涨，共同导致德国电价持续上涨。有批评者指出，可再生能源的上网电价过高。随着可再生电力产量的增加，补贴金额水涨船高，消费者最终会感到压力不堪重负并群起反对，因而难以持续。^[57]批评者还指出，对不同的可再生电力定不同的补贴标准，以及对同一技术的不同版本定不同的补贴标准，这在经济上不合理。^[58]

据德国联邦能源和水管理协会（Bundesverband der Energie-und Wasserwirtschaft，BDEW）的统计数据，2000—2013年，德国平均居民电价从13.64欧分/千瓦时上升到29.19欧分/千瓦时，上涨幅度高达114%，高出欧盟平均水平近50%；同期企业用电价格从6.04欧分/千瓦时上涨到14.87欧分/千瓦时，涨幅为14.62%。目前，在欧盟国家中，德国是仅次于丹麦的电价最贵的国家。和同样是工业大国的美国相比，德国电价的高昂更加突出。随着各类可再生能源电力规模的继续扩张，未来向可再生能源转型所累积的这一笔成本相当惊人！2013年，德国环境部部长彼得·阿尔特迈（Peter Altmaier）曾表示，如果不收缩项目规模，德国的“绿色革命”在2030年代末之前成本将达到1万亿欧元。^[59]西门子公司（Siemens）估算到2050年能源转型政策的直接成本将达到4.5万亿美元，相当于德国50年GDP的2.5%。

发展可再生能源的高成本在德国不可避免会成为政治问题。在2017年的德国大选中，总理默克尔（Angela Merkel）所属的党派基督教民主联盟（Christilich Demokratische Union，CDU）虽然再次获得最多选票，但和前一次大选得票率相比却有所下降，并且遇到较大的组阁困难。德国选民对可再生能源发展带来的高电价以及其他成本不满，这是基督教民主联盟支持率下降的部分原因。^[60]

第二，煤电和碳排放量在可再生能源转型过程中出现反复。2014年，有关德国能源转型存在问题的焦点话题之一是，随着可再生能源电力发展壮大，煤炭发电和二氧化碳排放本应减少，但德国近几年出现了褐煤发电和二氧化碳排放不降反升的情况，只是到了2014年才又比前几年有所下降。2016年，德国二氧化碳排放量再次同比上升，2017年和2018年又有所下降（见图3-2）。

图3-2　德国碳减排成绩不稳定（单位：亿吨）

资料来源：BP Statistical Review 2019 All Data.

第三，可再生电力的竞争力增强，对传统电力公司的冲击日益明显。大量边际成本为零的可再生能源电力参与德国电力市场竞价，使德国电力批发价格一再下降。根据欧洲能源交易所（EEX）的数据，自2008年以来，德国和其他欧洲国家的基荷电力批发价格进入下降通道，从90欧元/兆瓦时左右下降到2014年中不到40欧元/兆瓦时。然而，可再生能源电力导致的批发价格大幅下降并没有传递到零售价格上，因而没给电力消费者带来好处。

第四，能源转型所引发的财富转移和公平问题。推动可再生能源发展的支持政策所引发的财富在不同主体或阶层之间转移和能源贫困也是当前德国能源转型的一个不可忽视的问题。德国可再生能源支持政策除了投资补贴外，主要采取以可再生能源附加费形式的电价补贴方式。这一机制安排来自德国《可再生能源资源法》。该法规定各类可再生能源上网的“固定价格”，并要求电网运营商必须优先收购全部可再生能源发电量。可再生能源发电商通过竞价方式产生的上网“市场价格”与“固定价格”之间的价差由“可再生能源附加费”来弥补。

同时，为了确保德国工业竞争力，德国法律允许工业用户不承担分摊可再生能源附加费义务，高耗能大企业也获得减少缴纳可再生能源附加费的“豁免权”。此外，为加快光伏发电发展，自发自用的屋顶光伏也可以免交可再生能源附加费。因此，可再生能源附加费主要由居民用户来分摊。

展望未来，德国能源转型的真正挑战来自风电和太阳能发电的两个本质属性所导致的问题：一是可再生电力的间歇性对电网稳定性的冲击，二是风电与太阳能发电边际成本接近于零的特点导致其在现有电力市场难以收回投资。^[61]