16座煤电厂中仅1家重启，德国重启煤电依旧困难重重

为保障能源供应，德国正寄希望于重启煤电，但这条路同样困难重重。

近期，德国能源运营商要么拒绝重启煤电厂，要么难以获取煤炭。根据德国能源监管机构的统计，在德国政府计划重启或延长运营16座煤电厂中，只有一座煤电厂按计划重启。

德国能源企业尤尼珀公司（Uniper）表示，尚未决定是否重启煤电厂。德国赢创工业集团则称，将恢复一家煤电厂运营，但仅限于今年秋季。

路孚特首席电力与碳分析师、牛津能源研究所研究员秦炎在接受第一财经记者采访时表示，在德国重启煤电的过程中，除此前一直存在的高煤价问题外，该国还存在煤电厂老化、供应瓶颈等问题，这正对德国“以煤补气”的政策带来挑战。“目前，俄欧在天然气供给问题上桎梏不断，德国基本上需要采取一切可行措施才能保证安全过冬。在高电价的背景下，煤电厂的利润将提升，这将推升煤电厂的发电意愿。”她说。

德国正寄希望于重启煤电，但这条路困难重重德国正寄希望于重启煤电，但这条路困难重重

煤电难重启

厦门大学中国能源政策研究院助理教授吴微在接受第一财经记者采访时表示，德国煤电厂难重启，未必是主观愿意不愿意，从客观条件来看，其闲置工厂已存在诸多问题。德国政府虽然允许煤电厂重启，但供应链调整和适应都需要较长时间。

在德国政府计划重启的16座煤电厂中，半数由德国南部巴登-符滕堡电力公司（EnBW）运营。该公司表示，旗下部分煤电厂因设备过于老旧，已无法重新接入电网。

吴微认为，能源基础设施具有资本密集型、建设周期较长的特点。此前，德国政府退煤计划颇为激进，使资本逐渐离开以煤电为代表的火电产业。受此影响，以传统能源业务为主的公司利润受损、裁员不断，自然无法维持或者扩展本来业务。

近年来，投资人巴登-符滕堡电力公司（EnBW）、意昂集团（E.ON）、莱茵集团（RWE）将核电、火电、天然气等核心业务视作不良资产。非营利性金融智库碳追踪计划（Carbon Tracker Initiative）在一份调查中称，在疫情暴发前的2019年，欧盟79%的煤炭发电厂都处于亏损状态。

吴微还称，抛开能源转型的政策背景来看，德国煤电难重启的另一原因也有短期因素——天气。今年，欧洲高温天气再创纪录，导致煤炭运输存在瓶颈。

一般而言，欧洲境内的煤炭大多通过河流运输。据当地媒体报道，受欧洲热浪影响，按季节性来看，欧洲部分河流部分地区的水位已降至15年来的最低水平。在德国境内法兰克福重要隘口考布（Kaub）的莱茵河水位一度低于一米。

根据欧洲能源交易所（EEX） 发布的通知，莱茵河上的两个电站因水位较浅而难以采购煤炭，从荷兰和比利时的主要煤炭港口沿河的重物运送也受到影响，EnBW的煤炭供应也已受阻。德国煤炭进口商协会称，内陆运输受到低水位的阻碍，迫使船只能运载一半的运力。

“此外，燃煤发电过程需要消耗大量的冷却水。欧洲天气干热，使整体降水较少，也给煤电重启造成了障碍。”吴微进一步表示。

德国能否应对重启煤电挑战？

在秦炎看来，虽然德国重启煤炭正面临重重困难，但该国政府保供能源需求很迫切，且煤炭应该是短时间内获得能源供应的最佳方式，因此政府有望对煤电产业提供支持。从市场因素来看，受天然气价格抬升影响，欧洲电价也正不断上涨，这将使煤电厂利润颇丰，推升煤电厂的发电意愿。

RWE近日发布财报，将2022年盈利前景上调25%，其原因便是电力价格高涨。EEX的数据显示，近期，德国2023年远期电力价格超过300欧元/兆瓦时，在法国已超过450欧元/兆瓦时。

标准普尔全球定价数据显示，在欧洲，25日，发电效率为50%的机组的燃气发电成本为386.02欧元/兆瓦时，发电效率为35%的煤炭机组的燃气发电成本为193.40欧元/兆瓦时。

从煤炭供应问题来看，能源咨询公司Ember的一份报告称，为应对对俄制裁及增加煤电发电量，欧盟电力运营商已于今年初（3月而非6月）开始囤积需要进口硬煤。截至7月中旬，西北欧的煤炭库存已增至660万吨，为2019年11月以来的最高水平，这些货物主要来自澳大利亚、南非和美国。

秦炎则认为，由于德国本国拥有褐煤煤矿，估计德国的褐煤电厂会更有可能先开放。“此外，目前褐煤发电成本也有优势。因为褐煤电厂虽然每度电负担的碳排放更高，但是发电企业应该是套期保值提前采购入了碳配额，这降低了它们需要支付的碳排放成本。”她说。

吴微表示，欧洲在煤炭使用方面也具备一定的优势。像鲁尔工业区等制造业发达地区，有着大量浅层煤炭储量，适合露天开采。在能源供给短缺的情况下，只要德国政府在环保等方面适当地放松监管要求，预计该国在未来1～2年能够恢复部分煤炭产能。