2021年全球电力市场概览与启示

国际能源署

2021年，强劲的经济增长与更为极端的天气条件使全球电力需求增加了6%以上，这是自2010年金融危机复苏以来的最大增幅。能源需求的整体快速反弹令煤炭和天然气供应链紧张，推高了批发电价。尽管可再生能源的增长令人瞩目，但煤电和天然气发电量创下了历史新高，导致全球电力行业的二氧化碳年排放量在前两年有所下降后再度反弹。基于对这些近期事件的分析，2022年1月版的国际能源署《电力市场报告》对2024年之前全球电力市场的需求、供应和排放进行了预测。尽管可再生能源将满足未来几年全球电力需求的绝大部分增长，但这一趋势只会导致发电侧排放趋于平稳。种种现状都不足以使电力行业履行其作为全球经济脱碳主导力量的责任。

供需和排放

在2021年强劲增长之后，未来几年的电力需求增长放缓。在2020年全球电力需求小幅下降后，2021年增长了约6%。这是有史以来最大的年度绝对增长（超过1.5万亿千瓦时），也是自2010年金融危机复苏以来最大的相对增长。据统计，工业对需求增长的贡献最大，其次是商业和服务业，然后是居民生活用电。需求持续强劲增长有三个主要原因：首先，经济持续复苏。其次，能源行业的反弹效应将在2022年继续，原因是2021年采取的防疫措施或许抑制了电力需求。最后，由于2021年第四季度供应短缺和能源价格高企的能源危机逐步缓解，也将促进经济增长。然而，能源价格的发展和新冠肺炎疫情是需求前景的主要不确定因素。预计随着反弹效应消失，能源效率措施开始显现效果，2023年和2024年全球电力需求增长将放缓，分别增长2.6%、略高于2%。预计2021～2024年大部分电力供应增长在中国，约占净增长总量的一半，其次是印度12%、欧洲7%和美国4%。

由于电力需求强劲增长、可再生能源建设条件不利以及天然气价格上涨，2021年，火力发电总量增长了近6%（9.8万亿瓦），为2010年以来的最高增幅。燃煤发电量增长了约9%，创下历史新高。2021年，煤炭满足了逾一半的新增电力需求，其绝对增速自2013年以来首次超过可再生能源。受天然气高价影响，燃气电量在全球范围内增长了2%，抵消了2020年的下降。2021年，低碳发电量增加了5.5%（5.55万亿瓦），其中83%是可再生能源。尽管天气条件不利，但2021年可再生能源发电量的绝对增长率为有史以来最高，为6%。核能增长3.5%左右，接近2019年的水平。

2022～2024年的电力前景与2021年截然不同。假设天气状况恢复到长期平均水平，预计未来几年可再生能源将成为电力供应增长的主要来源，平均每年增长8%。到2024年，可再生能源电力将占全球电力供应总量的32%以上（2021年为28%），预计低碳发电量占总发电量的比例将从2021年的38%上升到42%。

预计到2024年，化石燃料发电量仍将占总发电量的58%，低于2021年的62%。燃煤发电量将占全球发电量的34%，低于2021年的36%。2021年，发电量大约恢复至2019年疫情前的水平，预计2024年前燃气电量将以平均每年1%的速度增长，但预计这一增长主要发生在2023年，远期预测显示天然气价格将回归较低水平。

2021年全球电力行业排放激增，预计在2022～2024年持平。全球电力行业的排放量在2019年、2020年下降之后，在2021年达到了新的历史峰值。煤炭是这一增长的主要驱动力，造成二氧化碳排放增长超过8亿吨。需求增长放缓及2021年后低碳发电的持续增长，叠加气电和煤电排放量增长缓慢，将使2022～2024年的年排放量增幅大大低于1%。到2024年，发电产生的二氧化碳排放量将超过13亿吨。

2021年，全球发电的碳排放强度增长了1%。预计在2022～2024年间，碳排放强度将平均每年下降2%，原因是低碳能源将满足这一阶段的大部分新增需求。尽管在2021～2024年间，全球碳排放强度整体下降了78%，占全球消费量的95%，但不同地区的减排幅度仍存很大差异。电力行业要在能源效率和低碳供应方面进行大规模的变革，才能在更广泛的能源领域脱碳中发挥关键作用。

2021年化石燃料重回舞台

由于供需紧张，天然气和煤炭价格在2021年下半年飙升至多年来的高点。在供应方面，由于艰巨的维护工作和非计划性停工，天然气和煤炭产能都面临着限制。北半球夏季市场供应紧张，导致天然气和煤炭库存增加缓慢，给2021年下半年的价格带来了进一步的上行压力。

在美国，亨利枢纽（Henry Hub）的天然气价格在2021年下半年达到4.6美元/MBtu，同期增长了一倍多，这是自2008年以来同期最高水平。与之相比，煤炭价格水平更为稳定。与2020年同期相比，2021年下半年煤电的燃料成本增长不到6%。这提高了煤电相对于气电的成本竞争力，导致出现大量的“天然气转煤炭”。2022～2024年，供应可靠性的改善将给天然气价格带来下行压力，根据截至2022年1月初的预测曲线，亨利枢纽的价格平均比2021年的水平低12%。尽管如此，与2018～2020年的情况相比，煤电仍比气电更具竞争力。

在欧洲，由于供应难以满足高需求，2021年下半年荷兰产权转让基金（TTF）的天然气价格飙升至历史最高水平，煤炭价格也紧随其后。虽然欧盟和英国的煤炭价格都创下了历史新高，但高气价加剧了“天然气转煤炭”。预测曲线显示，2022～2024年，天然气价格平均比2021年低5%，提高了气电相对于煤电的成本竞争力。欧盟和英国高昂的气价、煤价和排放补贴，推高了火电厂的发电成本，并给电价带来上行压力。

和2020年相比，美国煤电量增长了19%，欧洲增长了11%，而美国的气电量下降了3%，欧洲则平稳增长，为4%。预计随着天然气价格的缓和，煤电量将在未来几年再次下降，2021年的特殊情况为发电灵活性分析提供了一个很好的样本。在不同燃料之间切换的能力可以作为一个评估系统弹性的指标。

国际能源署对德国、荷兰和美国区域市场的研究中发现，天然气和煤炭燃料的切换与发电成本差异之间显示出强烈的相关性。

2021年下半年，日本和韩国天然气价格上涨不如其他地区强劲，而煤炭价格飙升至历史高点。根据预测曲线，燃煤发电将在中期内恢复其成本竞争力，2022～2024年，煤炭价格平均比2021年低10%。

煤炭市场的收紧对中国和印度都产生了严重影响。截至2020年，中国和印度分别有超过60%和70%的煤电电量。国际范围高昂的天然气价格导致几大电力市场频现“天然气转煤炭”，推高了2021年下半年的煤炭需求和价格。此外，印度尼西亚的洪水等气象事件也限制了煤炭的进口。高昂的煤炭价格和有限的进口增加了对当地煤炭资源的依赖。此外，在印度的季风季节之前，发电厂煤炭储备不足，印度80%以上的煤电厂燃料库存在10月达到临界水平，剩下的煤炭供应不足一周。

2021年批发电价持续上涨

天然气和煤炭价格飙升是2021年许多国家批发电价迅速上涨的主要原因。与2020年相比，发达经济体的主要批发电力市场的价格指数几乎翻了一番（较2016～2020年的平均水平上涨64%）。

2021年第四季度，法国、德国、西班牙和英国的批发价格比2016～2020年同期平均水平高出3～4倍。主要是由于天然气价格的急剧上涨叠加需求增加，以及欧盟ETS价格在2021年比前一年翻了一倍以上。

北欧地区的批发价格也出现了飙升，2021年第四季度的批发价格几乎是2016～2020年同期平均水平的3倍，比2020年同期高出7倍以上。然而，2021年第四季度的平均价格为96欧元/兆瓦时，仅为西欧的一半左右。

美国的批发价格增长不如欧洲强劲，部分原因是天然气价格涨幅较小。2021年第四季度的平均价格几乎比2016～2020年同期平均价格高出75%。

日本电力批发价格第一季度因供应短缺而出现峰值，第二季度下降后，在2021年下半年再次上涨。2021年第四季度的平均价格比2016～2020年同期平均价格高出80%。

在澳大利亚，燃煤发电受限和需求增加导致2021年第二季度电力批发价格同比大幅上涨174%（比上一季度上涨196%）。与其他国家和地区的情况相反，在此之后，澳大利亚2021年第二季度至第四季度的价格下降了50%。气温回升、可再生能源和可调度发电的可用性增加，均促进了价格的下降。

近年来，印度通过短期电力交易的发电量占总发电量的比例大幅上升。然而，这一比例仅为6%～7%，仍远低于欧洲等更成熟的电力市场的水平。2021年下半年，由于煤炭供应短缺，批发电价同比增长了70%。弥补燃煤发电赤字导致现货交易量的增加，与前3个月相比，8～10月期间的现货交易量增长了近50%。

气候保护政策为全球电力行业带来的影响

电力行业脱碳是当前气候政策的核心组成部分。各国政府越来越重视气候变化带来的威胁，气候政策成为影响电力行业短期、中期和长期发展策略的重要因素。截至2021年11月24日提交的国家自主贡献报告中，包括美国在内的许多国家设定了颇具雄心的温室气体减排目标：美国承诺到2030年实现温室气体减排50%～52%，日本承诺到2030年实现温室气体减排46%，南非则是到2030年将温室气体排放量控制在350～420Mt CO2-eq当量范围内。中国也提交了最新的国家自主贡献报告，除“双碳”目标外，同时将2030年单位GDP排放的下降幅度从2005年的60%～65%提高到65%以上。

电力行业是所有国家自主贡献的核心组成部分。《联合国气候变化框架公约》（UNFCCC）2021年的国家自主贡献报告指出，截至2021年10月12日，代表着192个缔约方的165份最新国家自主贡献报告均涵盖了电力行业，其中有116份报告为新增或最近更新。2019年，这些国家自主贡献报告中的承诺涵盖了全球温室气体排放总量的94%。有86%的国家自主贡献报告提及到2030年提高可再生能源发电份额的目标。

电力行业也是长期脱碳目标的关键组成部分。截至2021年11月24日，45个国家和欧盟已经向《联合国气候变化框架公约》提交了长期温室气体低排放发展战略，涵盖了2019年全球能源相关二氧化碳排放量的65%以上。此外，18个国家和欧盟已通过立法，在2050年或更早之前实现净零排放目标，覆盖2019年全球能源相关二氧化碳排放量的15%以上。

所有这些承诺也覆盖电力行业。在总体净零目标中，一些国家宣布其电力行业将在2030年前或2030年实现净零排放，如挪威已经实现净零排放，丹麦定于2027年，奥地利为2030年。美国、新西兰和德国的目标日期较晚，前两者均为2035年，德国为2045年。

各国政府正在采取一系列政策措施，根据中长期气候目标促使其经济和电力行业脱碳。这些措施包括设定逐步淘汰未减排煤炭阶段性日期的具体计划，如法国到2022年为短期计划，还有一些如最迟到2038年的德国和2040年的智利，为长期计划。这其中还包括一系列碳定价措施。但即便全面落实这些措施，仍不足以与《巴黎协定》1.5摄氏度的温控目标相匹配。

截至2021年底，共有65种碳定价机制就位，其中有6种新机制全面覆盖电力行业。特别值得注意的是，中国启动了全国碳排放交易体系，这是世界上最大的二氧化碳排放交易体系。

2021年，作为“适合55岁”一揽子立法计划的一部分，欧盟对其碳市场交易体系提出了广泛的改革，来配合欧盟2030年的新排放目标。改革建议包括更积极地降低排放上限，加强市场稳定储备来增强对未来外部冲击的抵御能力，以及制定更有针对性的碳泄漏规则。其中还特别提出了碳边界调整机制（CBAM），该机制将对包括电力在内的高碳进口产品征收边境税。

韩国碳排放交易体系的第三阶段始于2021年，并进行了重要改革，改革涉及热能、电力等6个领域。政府在二级市场上推出了12900韩元/吨二氧化碳（约68元/吨二氧化碳）的临时最低价格。

2021年，各国政府采取了初步措施在电力行业引入碳定价机制。乌克兰宣布将于2025年启动碳排放交易系统，并旨在联通欧盟碳排放交易体系。印度尼西亚于2021年3～8月开展了电力行业自愿排放交易试验，并正在考虑构建国家碳定价框架，可能会在2022年开始征收碳税，同时引入碳排放交易体系。巴西正在制定将环境效益纳入电力行业运作的机制，并对碳交易市场进行监管。

2021年，随着缔约方大会第二十六届会议就《巴黎协定》第6条的实施框架规则达成协议，国际碳市场发展也得到了推动。第6条涵盖了国家双边单位交换的核算，以及《联合国气候变化框架公约》下的中央碳市场机制。电力行业的低碳选择很可能促使其继续在未来的国际碳市场中占有举足轻重的位置。

近年来，全世界的煤炭淘汰承诺如雨后春笋般涌现。从2016年《巴黎协定》生效至2021年底，有21个国家将逐步淘汰煤电的日期定在2040年前。这些国家2021年的煤电总量仅占全球总量的3%，其中近一半来自德国，德国承诺尽可能在2030年前淘汰煤电，最迟到2038年。“弃用煤炭发电联盟”是由加拿大和英国建立的煤电减排组织，旨在加速淘汰煤电的进程。截至2021年12月，48个国家政府（占2021年全球煤电量估值的近4%）、48个次国家政府和69个组织加入了该组织。2021年11月在格拉斯哥举行的联合国气候变化大会第26次缔约方会议上，45个国家、欧盟、5个次国家政府和26个组织签署了《全球煤炭向清洁电力转型声明》，签署国的煤电总量占全球燃煤发电量的12%。在此次会议之前，中国、日本、韩国和20国集团承诺，截至2021年底停止为国外未减排煤电提供国际公共资金。

全球电力市场正在受到气候变化日益严重的影响。虽然极端天气事件的影响可能因国家、地区而异，但基于气候变化给电力系统稳定性和安全性带来的风险，构建具有气候适应性的电力市场变得越来越重要，各国政府可通过以下措施支持清洁能源转型：解决气候变化对可再生能源发展的不利影响；通过确保可靠的能源服务促进行业可持续发展；提高电力系统应对气候变化危害和风险的适应性、抗压性、协调性，提高电力系统的安全稳定性；提前谋划，减少与气候灾害相关的风险。（中国电力企业管理 李天娇编译）