随着政府和公用事业公司争夺天然气的替代来源，欧洲剩余燃油电厂似乎势将迎来淘汰前最后的恢复运营。欧盟正越来越多地转向使用石油，以减少发电用燃气量，并准备应对即将到来的冬季。
然而，欧盟燃油发电机组的规模相对较小——仅占总发电装机容量的2.5%，替代燃气发电的能力较为有限。此外，燃油发电的成本极高，这导致石油作为替代燃料的优势不如煤炭；恢复燃油发电，还需要政策方面的重大转变。因此，燃油电厂更有可能作为欧洲今年冬季的最后一道防线，而燃油发电要实现持久恢复则更加遥远。
意大利燃油电厂的月均发电量
来源：欧洲输电系统运营商网络（Entso-e）、彭博新能源财经
欧洲持续的天然气危机引发了人们对电力行业替代燃料的追逐——更多相关内容，请查看我们的《欧洲天然气月报：计算输气管道涡轮机数量是一场噩梦》。这一燃料追逐凸显出石油可以作为潜在的解决方案。即使具备大规模煤电基础的德国也转向使用燃油电厂，将其作为削减天然气使用战略的组成部分。6月，德国政府通过《替代电厂法》（Power Plant Replacement Act），恢复1.6GW燃油发电装机容量。随后，慕尼黑市于8月宣布有关重启两座燃油电厂的计划。
在替代燃气发电的煤电和褐煤发电装机容量有限的国家，燃油电厂发挥着更大作用。以意大利为例，7月平均燃油发电量大幅上升至322GWh，达到过去五年平均水平的三倍。但是，同月意大利燃油发电机组的平均容量因子仅为13%，这表明以下两点：燃油发电正在用于峰值供电；燃油仍有一定潜力作为基荷容量，替代更多燃气发电。
欧盟规模最大的剩余燃油发电机组位于德国、法国、意大利、瑞典和爱沙尼亚；2020年，欧盟23GW燃油发电装机容量中14.5GW来自这些国家。然而，石油在总体发电来源中仍然是相对较小的一部分，在上述五个国家化石燃料和核电总发电机组中仅占比6%。欧盟剩余约10GW燃油发电装机位于希腊、爱尔兰、芬兰、丹麦和东欧成员国。
即使所有上述燃油电厂开始运营，它们对燃气发电的影响也将微不足道。在最佳情景中，假设容量因子为80%，欧盟23GW燃油电厂可以在年发电总量中占比5%-6%。尽管这一比例达到该地区发电组合中石油10年平均比重的三倍，但相较燃气发电的比重15%-20%仍相形见绌。
运营燃油电厂仍然是一种昂贵的业务。即使2022年煤价和碳价上涨，但燃煤电厂仍然比使用低硫燃油的发电厂更廉价。尽管燃气轮机联合循环（CCGT）比低硫燃油电厂的成本更高，但它们与燃烧取暖油的发电厂已经达到成本平价。
燃油发电商不能经常在不同品级石油之间转换，因此有更低价的石油品级并不意味着燃油电厂可以纷纷选择使用这些石油。由于全球大宗商品市场的需求继续高于供应，燃料供应限制也有可能阻碍欧洲燃油发电的持续增长。
发电商在恢复燃油电厂运营之前还面临监管阻碍。欧洲的政策力图摆脱排放密集型燃油电厂。工业排放指令（Industrial Emissions Directive， IED）将燃油电厂包括在内，针对燃油设施制定排放上限，尤其对硫排放物进行限制。该指令自2012年起迫使发电厂转变石油品级或关闭运营，从德国、法国、意大利、瑞典和爱沙尼亚发电用高硫燃油的使用量下降就可以看出这一趋势。以意大利为例，该国以不符合IED规定为由在2012-2015年期间关闭8GW燃油发电装机容量。
燃油发电有潜力将规模扩大到推动电力行业减少天然气需求的水平。然而，燃油发电缺乏来自欧盟的经济和政策支持。欧盟委员会的“节省天然气，安全度过冬季”计划倡导电力行业进行基于市场的“天然气改石油”燃料转换。但鉴于燃烧取暖油发电与燃气发电已达到成本平价，目前仅靠市场力量不足以激励实现这一转换。欧盟可能需要仔细评估IED等限制燃油电厂使用更廉价高硫燃料油的监管体系。
总体而言，油价上行和大规模恢复燃油电厂运营所需的反向政策调整都表明一点：对于减少欧洲天然气消费来说，短暂恢复燃油发电将会是昂贵但也许有必要的最后一根稻草。
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