东南欧三国的绿色能源崛起

2024年2月，欧洲知名能源智库EMBER发布了旗舰报告《欧洲电力回顾2024》^[1]，该报告全景式地回顾了最近一年里欧盟27国的电力行业发展情况。其中希腊的光伏发电占比19%，超越西班牙和匈牙利，一跃成为欧盟第一。如果将风电和光伏合并计算发电量占比，希腊仍以41.1%在欧洲主要国家（人口1000万以上）中领先，相比五年前仅19.2%的风光发电占比，其电力能源转型的巨大变化令人印象深刻。

长期以来，以德国、法国、英国等为代表的西欧国家一直是我国电力同行关注的主要对象，而欧洲大陆另一侧的东南欧国家却较少被国内同行讨论。实际上，近年来以希腊为代表的东南欧国家在能源转型和电力互联方面的发展进程明显加速。本文以东南欧电力行业的最新数据和进展为依据，“穿珠成串”地展示东南欧电力发展新形势，为广大同行提供参考。

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观察范围

东南欧（Southeast Europe）是一个广泛使用但定义并不足够严谨明确的地理概念。通常涵盖巴尔干地区的国家，包括但不限于罗马尼亚、保加利亚、塞尔维亚、希腊等。但由于不同研究机构的惯例或不同研究主题的需要，东南欧区域的界定存在一定差异。例如，国际可再生能源机构（IRENA）在其2019年发布的《东南欧可再生能源市场分析》^[2]中，按照欧盟成员国和能源共同体成员国对该区域进行了分类，但未将希腊、土耳其、意大利等国家纳入考虑范围。而美国国际开发署（USAID）与美国能源协会（USEA）在2017年共同发布的《东南欧电力市场2030展望》报告^[3]中，则包括了匈牙利，但排除了意大利和土耳其。

本系列研究以欧洲电网运营商组织（ENTSO-E）的区域划分为基础，考虑区域国家历史渊源等因素，将东南欧十余个国家划分为如下三块区域（图1）：

区域一：巴尔干半岛东侧的三个主要欧盟国家（绿色区域），包括希腊、罗马尼亚和保加利亚；

区域二：巴尔干半岛西侧国家（蓝色区域），涵盖位于该区域中心的7个西巴尔干国家；

区域三：东南欧的外围国家（紫色区域），如西侧的意大利、南部的土耳其、北部的匈牙利等。

本文首先关注上述分类的第一板块的三个欧盟国家——希腊、罗马尼亚和保加利亚。这三个国家加入欧盟均已超过十五年，在东巴尔干地区形成紧密的地理和经济联系，并能反映在欧盟体系下的共性。

图1：东南欧国别区域划分示意图

希腊——绿电转型的新龙头

如多数欧盟国家一样，希腊在2010年之前就陆续出台补贴上网电价（FiT）和所得税豁免等激励措施，支持投资可再生能源。因此在2010至2013年，希腊出现了一波“太阳能发电投资热潮”，导致补贴账户迅速出现赤字，政策难以为继。到2018年之后，随着风电和光伏度电成本的下降和希腊相对较高的电价水平，绿电投资重获追捧，新增装机在近年欧洲高电价刺激下不断加速增长（如图2）。2022年和2023年，希腊分别新增了1.7吉瓦和1.4吉瓦的光伏装机容量，这一增速对于平均电力负荷约8吉瓦的国家来说非常可观。希腊在2023年光伏发电占比达到了19%，超越了匈牙利（18%）和西班牙（17%），在欧盟27国中位居首位。这一成就得益于希腊政府的政策支持、优异的光照资源以及近年来高电价对光伏投资的市场激励。

图2：希腊、罗马尼亚和保加利亚三国电力负荷和风光发电量变化（2000—2023年）

希腊的风电装机规模增长一直较为平稳，但增速自2019年以来明显加快，希腊历史上年新增风电装机容量最高的2019年、2020年和2023年都发生在最近五年。虽然希腊的风电装机容量在2022年被快速增长的光伏所反超，但得益于更高的发电小时数，2023年的风力发电量（10.91太瓦时）仍高于光伏发电量（9.4太瓦时）。

希腊为何能一跃而起，成为东南欧可再生能源电力发展的领军者？

（1） 首先，希腊的水电资源有限，又没有发展核电，褐煤火电厂在欧盟去碳化政策的压力下不得不逐步退出，因而有加大投资本土可再生能源发电的迫切需要。

（2） 其次，希腊长期以来依赖进口能源（天然气和石油）。作为一个电力净进口国，希腊的电价一直相对较高，这对投资来说容易形成较好的收益预期。

（3） 再次，希腊风光资源禀赋得天独厚，年日照时间超过3000小时，爱琴海地区的优质风资源区预计发电小时数可达4000小时。无论陆地还是海上，资源质量还是可开发规模，希腊的风能和太阳能资源在欧盟范围内都名列前茅。

（4） 最后，希腊相对友好的投资环境，良好的基础设施和人力资源等配套条件，都有助于促进可再生能源发电投资。

上述因素共同铸就了希腊在新能源电力领域的领先优势，使其成为东南欧地区吸引投资的热点国家。然而，快速进入高比例可再生能源阶段的希腊，其隐忧也日渐显现。

首先是本国市场在新能源大发时段已出现消纳压力，据希腊独立输电网运营商（IPTO）披露，2023年希腊对可再生能源限电量达228吉瓦时，但这并没有阻止希腊政府加速能源转型的决心。希腊政府在最新提交欧盟的《国家环境和气候规划（NECP）》修订草案中，调高了2030年可再生能源发电占比的目标（从当前版本NECP中的61%大幅提高至80%）。为此，希腊政府同时推出两项举措：

一是加快规划和建设希腊的跨国（甚至跨大洲）电力互联通道，为未来出口更大规模的可再生能源电力做准备；二是推动本国电力储能的规模化部署，希腊能源、废物和水监管局（RAAEY）正在推进三轮合计1吉瓦的储能项目招标。

在希腊风电和光伏装机占比快速上升的同时，还应注意到燃煤电站的加速退役和在运燃气机组容量的稳中有升（图3），天然气在能源转型的目前阶段仍发挥重要作用。

图3：希腊、罗马尼亚和保加利亚三国燃煤发电装机和燃气发电装机容量变化（2000—2022年）

保加利亚——市场加速燃煤发电的退役

保加利亚的人口规模和经济体量偏小，但在东南欧区域电力市场上却扮演着不可忽视的角色，这是因为其核能发电占比多年稳定在40%左右，长期是该区域的电力净出口国。

2022年，保加利亚电力净出口量达到了创纪录的12.2太瓦时，相当于其国内同期电力负荷的三分之一。在2022年普遍超过200欧元/兆瓦时的东南欧区域现货电价水平上，保加利亚获得超过30亿欧元的电力出口收益。然而，随着2023年欧盟电价的回落，保加利亚的电力出口量急剧减少（2023年仅出口3.6太瓦时）。这一变化主要归因于欧盟在2023年出现的普遍的需求下降，这对应2023年区域国家的电力现货均价回落到略高于100欧元/兆瓦时，而保加利亚的燃煤机组在考虑碳排放交易系统（ETS）碳配额成本后，出口电力的市场竞争力明显下降。燃煤电站的度电碳排放强度远高于准许额度，欧盟要求发电商从市场购买碳排放权（ETS），按目前保加利亚的60欧元/吨二氧化碳，相比可再生能源，多了50欧元/兆瓦时的碳税成本。2024年的1月和2月，随着东南欧区域国家电力现货均价降至75至80欧元/兆瓦时，保加利亚竟然成了电力净进口国，净进口电力约0.4太瓦时。

可再生能源方面，保加利亚和罗马尼亚的风电和光伏装机在2010至2013年的期间因政府的绿证和其他激励政策也经历过一个短暂的增长热潮。但随着激励政策的调整，均陷入长达十年的停滞期。近年来，两国（特别是保加利亚）开始出现了风电和光伏装机重新增长的迹象（图4）。截至2022年，保加利亚的光伏和风电装机分别为2吉瓦和0.7吉瓦，有媒体预测，保加利亚2023年的光伏新增装机约1吉瓦，且在2024年将继续增长1.5吉瓦，有望在2024年底达到4.5吉瓦，对于平均电力负荷约5吉瓦的国家而言，已是惊人的增速。这个增速有望提前实现其在最新提交欧盟的《国家环境和气候规划NECP》修订稿中设立的2030年可再生能源电力占比达到42%的目标。

图4：希腊、罗马尼亚和保加利亚三国风光装机变化（2000—2022年）

电力市场价格的下调正在加速保加利亚煤炭开采区和火电厂的转型进程。保加利亚积极寻求欧盟“公正过渡基金”（Just Transition Fund）和“凝聚力基金”（Cohesion Funds）的财政支持，目标是向熔盐储能电站、天然气或氢能发电站、光伏电站和生物质电站等更清洁的能源解决方案转型。

此外，2023年10月，保加利亚能源部发布了一项政府补贴招标方案的咨询意见，旨在支持新增1425兆瓦的可再生能源发电能力和350兆瓦的储能设施。该方案预计政府补贴最高将可覆盖储能设施造价的50%，这显示出政府意识到快速增长的可再生能源对电网灵活性资源需求的紧迫性。

罗马尼亚——欧盟资助推动的能源转型

相比希腊和保加利亚，罗马尼亚的电源结构的主要特点是水电的高占比。水力发电作为罗马尼亚的第一大类电源，在2023年的发电量占比为32.5%，其次是核电的19.9%。这两者合计已超过一半，燃气和燃煤发电占比都是约15%，余下的是风电（13.4%）和光伏（3.7%）等可再生能源发电。除了非化石能源占比超过70%的优势，罗马尼亚还是欧盟主要的石油和天然气产地，这使得其能源自给能力较高，曾长期是本区域的主要电力净出口国。然而，由于水电、核电等电源出力下降，罗马尼亚曾一度（2019—2021年）成为电力净进口国。

在罗马尼亚最新提交欧盟的《国家环境气候规划（NECP）》修订稿中，其将可再生能源发电在2030年的占比目标设为55.8%，其中风电装机将达到6.9吉瓦（对应35.1%的发电量占比），水电装机6.9吉瓦（同样对应35.1%的占比），太阳能发电装机8.3吉瓦（对应23.5%的发电量占比）。与之比较，其储能的近期目标（到2025年安装240兆瓦电池储能）相对保守，远期目标则言之不详。罗马尼亚对退役煤电的政策基调仍是“渐进”，虽然将2030年（之前为2032年）设为退役全部煤电的节点，但落实退役的政策路径不够明确，且强调需要新增的燃气发电能力相匹配。

与保加利亚类似，罗马尼亚的能源转型也积极利用欧盟支持，比如利用欧盟的公平转型基金（Just Transition Fund）来逐步淘汰煤炭发电。该基金为罗马尼亚分配了21.4亿欧元额度，重点帮助Dolj、Galaţi等六个受淘汰煤炭影响最大的地区，减轻这一转型产生的不利社会经济影响，支持培训和提升当地工人技能，在当地创造就业机会，将退役矿区和燃煤电厂转变为光伏电站等可再生能源发电基地等。

此外，在欧盟现代化基金（Modernisation Fund）的支持下，罗马尼亚正在评估八家公司和财团提交的，为处于Dolj和Gorj区域的Oltenia燃煤电站转型为太阳能发电的竞标方案，预计总装机容量达到455兆瓦。通过充分利用欧盟的援助支持，罗马尼亚尝试在实现能源转型的同时，也力争实现本地的就业和经济转型。

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核电复兴的势力版图

在过去二十多年里，欧盟核电份额发生着显著变化，其发电量占比从2000年的32%下降至2022年的约22%。然而，随着法国电力公司（EDF）对其核电机组进行维护并重新投入运营，2023年核电的占比有所回升，达到约23%。这一变化反映出以法国为代表的核能国家倾向于继续发展核电，并将其作为确保能源供应安全和实现去碳化的关键路径。

在近年的欧洲能源危机期间，罗马尼亚和保加利亚凭借其在运核电站的发电能力，获得更有利的能源自主优势（图5）。2023年，罗马尼亚和保加利亚的核电站分别提供了11.21太瓦时和16.17太瓦时的电力，分别占本国总电力负荷的20.9%和44.7%。

图5：希腊、罗马尼亚和保加利亚三国核电装机容量变化（2000—2022年）

罗马尼亚在核能发展方面表现出明显的积极性，2020年10月与美国签署政府间协议，旨在扩建并升级其运营中的切尔纳沃德（Cernavoda）核电站，包括对1号机组的技术改造和延寿，以及新建3号和4号机组。这些项目吸引了包括韩国、加拿大、意大利等国家企业的参与。此外，罗马尼亚能源部还曾表示支持美国NuScale Power公司在罗马尼亚建设模块化的小型核电站，即便NuScale Power公司在美国的试点项目都困难重重。

保加利亚的核电站科兹洛杜伊（Kozloduy）历史悠久，其六台机组均为苏联时期设计建造。加入欧盟后，其中四台440兆瓦的机组被关闭，而两台1000兆瓦的机组，分别于1987年和1991年投运，预计将运行至2050年。2024年2月，保加利亚能源部宣布与美国签署政府间的合作协议，以推进在科兹洛杜伊新建两台由美国西屋电气（Westinghouse Electric）公司主导的新的AP1000核电机组，随后韩国现代工程公司中标该项目的EPC合同。

在罗马尼亚和保加利亚筹备核电项目的过程中，考虑到美国对欧盟国家（尤其是依赖于欧盟和美国援助的东南欧国家）施加的广泛政经影响，这些重大能源项目的合作往往会超出商业决策的考量。

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海上风电，道阻且长

2024年1月，欧洲电网运营商组织（ENTSO-E）发布了其首份《海上网络发展规划（Offshore Network Development Plans，ONDP），这份规划是其十年电网发展规划（TYNDP）中关于海上风电的专项部分。在该规划中，第五区域（地中海东岸和黑海的区域）即是东南欧所在区域^[4]。尽管希腊等国在陆上风电装机方面已有相当的规模，但到目前为止，尚未有东南欧国家建成或在建的海上风电项目。不过希腊和罗马尼亚已开始在政策和规划层面采取积极行动。

2023年10月，希腊政府制定了《国家海上风电发展规划》，设定了“到2030年达到2吉瓦海上风电装机”的目标，展现了希腊发展海上可再生能源的雄心。但ENTSO-E务实地指出：希腊的海上风电发展仍处于初期阶段，从监管政策到技术准备再到落实项目资金都有大量工作需要完成，因此这些规划目标更多地体现了一种可能性，而非有约束力的实施计划。

2023年12月21日，罗马尼亚政府批准了一项《黑海海上风电运营法》草案。随着后续法律程序的落实，预计在2025年6月开始规划海上风场区块，并推进竞争性风电特许经营的实施工作，其中首批特许经营海上风电场招标规模上限为3吉瓦。推动海上风电的立法是罗马尼亚政府为了获得欧盟“国家复苏和恢复计划（National Recovery and Resilience Plan，简称NRR Plan）”中的资金支持而履行的政策承诺的一部分。

在2024年2月，世界银行旗下国际金融公司（IFC）发布了《罗马尼亚海上风电路线图》研究报告^[5]，提出了到2036年实现3吉瓦和6吉瓦的两档海上风电装机的情景假设，并呼吁政策制定者加大支持力度。这些信息标志着东南欧地区将成为欧盟海上风电发展的一块新兴市场。

尽管有企业或智库探讨在保加利亚的黑海区域发展海上风电，但保加利亚政府在其现行的“国家气候和能源计划（NCEP）”中暂未包含发展海上风电的规划。

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欧盟电网互联水平指标

2014年10月，欧洲理事会曾呼吁让成员国在2020年之前实现10%的电网互联水平。随后，欧盟发布的《能源联盟治理条例（2018/1999）》正式将成员国电网互联水平的要求提高到2030年不低于15%。所谓15%的电网互联水平，是对应于跨境输电容量与各自国家发电装机容量的比值。近年，随着低利用小时数的可变可再生能源装机（风能和太阳能）的容量激增，欧盟对2030年不低于15%的目标进行了补充修订，增加了考虑基于批发市场价格差异（相邻电力批发市场电价差不超过2欧元/兆瓦时）以及互联电网额定传输容量与各国峰值负荷比值（30%以上）和与可再生能源装机比值（30%以上）等因素指标。

希腊、罗马尼亚和保加利亚各自最新提交的《国家环境和气候规划（NECP）》修订稿中，都分析了目前的电网互联水平，并不同程度地设定了未来发展目标。由表1可见，保加利亚的电网互联水平明显高于希腊和罗马尼亚，三国主要通过将跨境电网项目纳入欧盟的共同利益项目清单来推进投资。希腊独特性还在于，其国土仍有众多岛屿还未实现与大陆的电网互联，这是希腊国内发展电网互联的优先事项。

表1：希腊、罗马尼亚和保加利亚的电网互联水平的现状和目标

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从ENTSO-E规划看电网互联未来

由欧盟各国的输电网运营商TSO组成的ENTSO-E机构，每两年发布一版《十年发展规划（Ten-Year Network Development Plan，简称TYDNP）》，其最新版本为TYDNP2022。在其规划分析模型的2030年和2040年场景中，欧洲跨境电力输送容量新增需求最大的三大跨境连接分别是：第一，连接英国与欧洲大陆；第二，连接德国和法国；第三是从土耳其出发、贯穿整个东南欧区域的巴尔干半岛直到捷克（如下图6）。

图6：TYDNP2022中的东南欧区域跨国互联线路示意图，欧盟十年电网发展规划（TYNDP2022）

在2023年11月28日，欧盟委员会宣布了一项关键的能源基础设施发展计划，即“欧盟电网行动计划（EU Grid Action Plan）”，旨在加速电网相关的投资和建设项目。同时，欧盟还批准了第六版共同利益项目清单（PCI），其中包含了部分希腊、罗马尼亚和保加利亚在ENTSO-E最新十年网络发展计划（TYNDP）中的相关项目（详见表2）。这一系列项目将重点推进中欧或中东欧国家的互联，值得注意的是，希腊正同时推动和参与多个极具雄心的跨国、跨区域乃至洲际电网互联项目。

被列入欧盟共同利益项目（CPI）清单的“大洋互联（Great Sea Interconnector, GSI）”项目，其目标是通过建立希腊和塞浦路斯的海底电网互联，结束塞浦路斯作为唯一一个未接入欧洲电网的欧盟成员国的孤立状态，预计这将显著降低塞浦路斯的电力成本并加速其能源转型。希腊独立输电网运营商IPTO不仅推动GSI项目，还计划将其扩展至以色列，构建一个覆盖多国的洲际电网互联网络。

此外，希腊启动的绿色爱琴海互联项目（Green Aegean Interconnection, GAI），将海上风电穿越亚得里亚海输送到斯洛文尼亚和克罗地亚；希腊还在推动与埃及之间的GREGY跨国互联项目。

2024年1月，在欧盟推动的中欧和东南欧能源互联互通（CESEC）高级别工作组年会上，希腊、保加利亚、罗马尼亚三国代表签署了多个协议，包括推动共同开发海上风电、加强电网互联和天然气合作等。

这些项目凸显了希腊在推动区域内和跨区域电网互联的积极努力，也体现了欧盟在加强能源互联互通、提升能源安全和促进绿色能源转型方面的坚定方向。当然，这其中不少洲际互联项目目前仅处于规划层面，有待未来多方努力才能逐步成为现实。

表2：TYDNP2022电网发展规划中涉及希腊、罗马尼亚和保加利亚的输电项目清单

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小结

在2010至2013年之间，像不少欧洲国家一样，希腊、罗马尼亚和保加利亚都曾以FiT或高溢价绿证等光伏补贴政策，刺激了一波规模可观却戛然而止的光伏装机潮。今天，东南欧国家陆续启动的可再生能源投资潮，会是历史的短暂重演，还是一轮持续而波澜壮阔的能源转型史诗长卷呢？

随着政策法令的出台、投资规划的更新以及跨国电力互联的加强，在东南欧区域的新变化之下，是否有更基本和更持久发挥影响的力量在指引和推动电力行业前行？相比十多年前，现在有更可靠和更低度电成本的风能和太阳能发电技术，更加智能的电网，以及更被公众认可的绿色发展理念。然而，在资源禀赋、能源结构和社会经济发展程度都存在诸多差异的东南欧国家，能源转型会如何演变？让我们继续观察。

参考文献：

[1] BROWN S, JONES D, FULGHUM N等. European Electricity Review 2024[R].

[2] RABIA FERROUKHI E B. Renewable Energy Market Analysis: Southeast Europe[R]. .

[3] CONNECTIONS R, REPORT F. SEE Electricity Market Perspectives until 2030[R]. .

[4] REPORT S O. and Black Sea – South and East Offshore Grids ENTSO-E Mission Statement[R]. .

[5] WHITTAKER S. Offshore Wind Roadmap for Romania: Draft Findings[R/OL]. . https://bvgassociates.com/romania-offshore-wind-roadmap-consultation-session-february-2023-draft-v1/.