8月30日，德国媒体报道的一份“电价单”引发关注。数据显示，德国家庭用电价格为每千瓦时35.6欧分（1欧分约合0.08元人民币），意大利为34.5欧分，英国为32.4欧分，而G20成员平均仅16.3欧分，美国为18.3欧分。这意味着，德国电价已超过G20平均水平一倍以上。一度电看似只是生活成本，背后却连接着化工、钢铁、汽车、数字产业乃至整个现代工业体系。

无独有偶，欧盟委员会主席冯德莱恩8月27日承认，欧洲当前的能源价格已经达到美国或中国的“两到三倍”，并且成为“制约欧盟竞争力和独立性的主要因素”。显然，欧洲的高电价已经不只是民生问题，更是关乎竞争力、治理能力、发展前景的综合问题，其背后既有地缘政治冲击，也有能源转型和政策选择的长期影响。

俄乌冲突爆发前，欧洲对俄罗斯能源高度依赖。2021年，俄罗斯约占欧盟天然气进口的44%、固体化石燃料进口的52%。廉价稳定的俄罗斯能源，长期支撑着德国等欧洲工业国生产高附加值产品并出口全球。冲突爆发后，欧盟出于安全和制裁考虑迅速削减俄罗斯能源进口，供应来源明显多元化，但也更多转向价格更高、受国际市场影响更大的液化天然气。欧洲减少了对单一供应方的依赖，却更加直接地暴露在全球能源价格波动之下。到2025年，液化天然气已占欧盟天然气进口的45%。

眼下，中东冲突仍在持续，霍尔木兹海峡航运严重受阻，美国又在加码针对伊朗的金融和次级制裁，全球油气市场不确定性进一步上升。对高度依赖能源进口的欧洲而言，这显然不是好消息。

但如果把欧洲高电价全部归咎于俄乌冲突和中东危机，显然过于简单。外部冲击之所以如此容易传导到居民和企业的账单，与欧洲自身能源政策中的结构性矛盾密切相关。欧洲的问题并非绿色转型本身，而是在转型过程中，能源结构调整、基础设施建设与成本控制没有完全同步。退回化石能源受制于人，加速绿色转型成本难担，欧洲正卡在进退之间。

首先，能源转型的节奏和配套存在失衡。风能、太阳能的边际发电成本较低，但具有波动性，需要储能、备用电源、电网扩容和跨区域调度共同支撑。装机规模快速上升，并不意味着整个电力系统的成本同步下降。德国一边大规模发展可再生能源，一边退出核电，最后三座核电站于2023年4月关闭。在替代性稳定电源和储能设施尚未完全到位时，过快退出部分稳定电源，客观上增加了能源系统的调节压力和成本。

其次，电力基础设施长期投入不足。新能源发得出来，还要送得出去、用得下来。欧盟数据显示，电网拥堵管理成本2022年已达52亿欧元，2030年可能升至260亿欧元。老旧电网难以适应可再生能源快速增长，一些地区不得不限制风电、光伏出力，同时又要为备用电源和网络调度支付更高成本。这说明，决定电价的不只是“发电贵不贵”，更取决于电网、储能和调度体系能否跟得上。

再次，税费和政策成本层层叠加。德国当前居民电价中，税收、附加费和电网费用合计占比超过六成。这意味着即使批发市场电价下降，居民和企业的终端账单也未必同步下降。同时，德国家庭电价是匈牙利的三倍多。不同欧洲国家面临相近的减排要求，终端电价却差距明显，也说明高电价并非绿色转型不可避免的代价，而与各国的税费结构、补贴方式和能源组合直接相关。

欧洲摆脱对俄罗斯能源的高度依赖后，转而大量进口液化天然气，能源来源变得更加多元，却也被自己的盟友狠狠薅了“羊毛”，付出了更高的成本代价。问题的关键已经不是要不要绿色转型，而是如何让转型建立在可靠且可负担的能源体系之上。欧洲旧经济模式赖以维系的一些外部条件正在消失，真正需要回答的是：新的竞争力从哪里来？如果能源政策只强调目标，却忽视成本、基础设施和工业承受能力，那么最终写在电费账单上的，就不只是能源价格，也是政策选择的代价。（作者是北京外国语大学国际关系学院教授）