2021年，強勁的經濟增長與更為端的天氣條件使全球電力需求增加了6%以上，這是自2010年金融危機復蘇以來的增幅。能源需求的整體快速反彈令煤炭和天然氣供應鏈緊張，推高了批發電價。盡管可再生能源的增長令人矚目，但煤電和天然氣發電量創下了歷史新高，導致全球電力行業的二氧化碳年排放量在前兩年有所下降后再度反彈。基于對這些近期事件的分析，2022年1月版的能源署《電力市場報告》對2024年之前全球電力市場的需求、供應和排放進行了預測。盡管可再生能源將滿足未來幾年全球電力需求的絕大部分增長，但這一趨勢只會導致發電側排放趨于平穩。種種現狀都不足以使電力行業履行其作為全球經濟脫碳主導力量的責任。
（來源：微信公眾號“中國電力企業管理”李天嬌 編譯）
供需和排放
在2021年強勁增長之后，未來幾年的電力需求增長放緩。在2020年全球電力需求小幅下降后，2021年增長了約6%。這是有史以來的年度絕對增長（超過1.5萬億千瓦時），也是自2010年金融危機復蘇以來的相對增長。據統計，工業對需求增長的貢獻，其次是商業和服務業，然后是居民生活用電。需求持續強勁增長有三個主要原因：首先，經濟持續復蘇。其次，能源行業的反彈效應將在2022年繼續，原因是2021年采取的防疫措施或許抑制了電力需求。后，由于2021年第四季度供應短缺和能源價格高企的能源危機逐步緩解，也將促進經濟增長。然而，能源價格的發展和新冠肺炎疫情是需求前景的主要不確定因素。預計隨著反彈效應消失，能源效率措施開始顯現效果，2023年和2024年全球電力需求增長將放緩，分別增長2.6%、略高于2%。預計2021～2024年大部分電力供應增長在中國，約占凈增長總量的一半，其次是印度12%、歐洲7%和美國4%（見圖1）。
由于電力需求強勁增長、可再生能源建設條件不利以及天然氣價格上漲，2021年，火力發電總量增長了近6%（9.8萬億瓦），為2010年以來的增幅。燃煤發電量增長了約9%，創下歷史新高。2021年，煤炭滿足了逾一半的新增電力需求，其絕對增速自2013年以來首次超過可再生能源。受天然氣高價影響，燃氣電量在全球范圍內增長了2%，抵消了2020年的下降。2021年，低碳發電量增加了5.5%（5.55萬億瓦），其中83%是可再生能源。盡管天氣條件不利，但2021年可再生能源發電量的絕對增長率為有史以來，為6%。核能增長3.5%左右，接近2019年的水平。
2022～2024年的電力前景與2021年截然不同。假設天氣狀況恢復到長期平均水平，預計未來幾年可再生能源將成為電力供應增長的主要來源，平均每年增長8%。到2024年，可再生能源電力將占全球電力供應總量的32%以上（2021年為28%），預計低碳發電量占總發電量的比例將從2021年的38%上升到42%。
預計到2024年，化石燃料發電量仍將占總發電量的58%，低于2021年的62%。燃煤發電量將占全球發電量的34%，低于2021年的36%。2021年，發電量大約恢復至2019年疫情前的水平，預計2024年前燃氣電量將以平均每年1%的速度增長，但預計這一增長主要發生在2023年，遠期預測顯示天然氣價格將回歸較低水平（見圖2）。
2021年全球電力行業排放激增，預計在2022～2024年持平。全球電力行業的排放量在2019年、2020年下降之后，在2021年達到了新的歷史峰值。煤炭是這一增長的主要驅動力，造成二氧化碳排放增長超過8億噸。需求增長放緩及2021年后低碳發電的持續增長，疊加氣電和煤電排放量增長緩慢，將使2022～2024年的年排放量增幅大大低于1%。到2024年，發電產生的二氧化碳排放量將超過13億噸。
2021年，全球發電的碳排放強度增長了1%。預計在2022～2024年間，碳排放強度將平均每年下降2%，原因是低碳能源將滿足這一階段的大部分新增需求。盡管在2021～2024年間，全球碳排放強度整體下降了78%，占全球消費量的95%，但不同地區的減排幅度仍存很大差異。電力行業要在能源效率和低碳供應方面進行大規模的變革，才能在更廣泛的能源領域脫碳中發揮關鍵作用。
2021年化石燃料重回舞臺
由于供需緊張，天然氣和煤炭價格在2021年下半年飆升至多年來的高點。在供應方面，由于艱巨的維護工作和非計劃性停工，天然氣和煤炭產能都面臨著限制。北半球夏季市場供應緊張，導致天然氣和煤炭庫存增加緩慢，給2021年下半年的價格帶來了進一步的上行壓力。
在美國，亨利樞紐（Henry Hub）的天然氣價格在2021年下半年達到4.6美元/MBtu，同期增長了一倍多，這是自2008年以來同期水平。與之相比，煤炭價格水平更為穩定。與2020年同期相比，2021年下半年煤電的燃料成本增長不到6%。這提高了煤電相對于氣電的成本競爭力，導致出現大量的“天然氣轉煤炭”。2022～2024年，供應可靠性的改善將給天然氣價格帶來下行壓力，根據截至2022年1月初的預測曲線，亨利樞紐的價格平均比2021年的水平低12%。盡管如此，與2018～2020年的情況相比，煤電仍比氣電更具競爭力。
在歐洲，由于供應難以滿足高需求，2021年下半年荷蘭產權轉讓基金（TTF）的天然氣價格飆升至歷史水平，煤炭價格也緊隨其后。雖然歐盟和英國的煤炭價格都創下了歷史新高，但高氣價加劇了“天然氣轉煤炭”。預測曲線顯示，2022～2024年，天然氣價格平均比2021年低5%，提高了氣電相對于煤電的成本競爭力。歐盟和英國高昂的氣價、煤價和排放補貼，推高了火電廠的發電成本，并給電價帶來上行壓力。
和2020年相比，美國煤電量增長了19%，歐洲增長了11%，而美國的氣電量下降了3%，歐洲則平穩增長，為4%。預計隨著天然氣價格的緩和，煤電量將在未來幾年再次下降，2021年的情況為發電靈活性分析提供了一個很好的樣本。在不同燃料之間切換的能力可以作為一個評估系統彈性的指標。
能源署對德國、荷蘭和美國區域市場的研究中發現，天然氣和煤炭燃料的切換與發電成本差異之間顯示出強烈的相關性。
2021年下半年，日本和韓國天然氣價格上漲不如其他地區強勁，而煤炭價格飆升至歷史高點。根據預測曲線，燃煤發電將在中期內恢復其成本競爭力，2022～2024年，煤炭價格平均比2021年低10%。
煤炭市場的收緊對中國和印度都產生了嚴重影響。截至2020年，中國和印度分別有超過60%和70%的煤電電量。范圍高昂的天然氣價格導致幾大電力市場頻現“天然氣轉煤炭”，推高了2021年下半年的煤炭需求和價格。此外，印度尼西亞的洪水等氣象事件也限制了煤炭的。高昂的煤炭價格和有限的增加了對當地煤炭資源的依賴。此外，在印度的季風季節之前，發電廠煤炭儲備不足，印度80%以上的煤電廠燃料庫存在10月達到臨界水平，剩下的煤炭供應不足一周。
2021年批發電價持續上漲
天然氣和煤炭價格飆升是2021年許多國家批發電價迅速上漲的主要原因。與2020年相比，發達經濟體的主要批發電力市場的價格指數幾乎翻了一番（較2016～2020年的平均水平上漲64%）。
2021年第四季度，法國、德國、西班牙和英國的批發價格比2016～2020年同期平均水平高出3～4倍。主要是由于天然氣價格的急劇上漲疊加需求增加，以及歐盟ETS價格在2021年比前一年翻了一倍以上。
北歐地區的批發價格也出現了飆升，2021年第四季度的批發價格幾乎是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年第四季度的平均價格為96歐元/兆瓦時，僅為西歐的一半左右。
美國的批發價格增長不如歐洲強勁，部分原因是天然氣價格漲幅較小。2021年第四季度的平均價格幾乎比2016～2020年同期平均價格高出75%。
日本電力批發價格季度因供應短缺而出現峰值，第二季度下降后，在2021年下半年再次上漲。2021年第四季度的平均價格比2016～2020年同期平均價格高出80%。
在澳大利亞，燃煤發電受限和需求增加導致2021年第二季度電力批發價格同比大幅上漲174%（比上一季度上漲196%）。與其他國家和地區的情況相反，在此之后，澳大利亞2021年第二季度至第四季度的價格下降了50%。氣溫回升、可再生能源和可調度發電的可用性增加，均促進了價格的下降。
近年來，印度通過短期電力交易的發電量占總發電量的比例大幅上升。然而，這一比例僅為6%～7%，仍遠低于歐洲等更成熟的電力市場的水平。2021年下半年，由于煤炭供應短缺，批發電價同比增長了70%。彌補燃煤發電赤字導致現貨交易量的增加，與前3個月相比，8～10月期間的現貨交易量增長了近50%。
氣候保護政策為全球
電力行業帶來的影響
電力行業脫碳是當前氣候政策的核心組成部分。各國政府越來越重視氣候變化帶來的威脅，氣候政策成為影響電力行業短期、中期和長期發展策略的重要因素。截至2021年11月24日提交的國家貢獻報告中，包括美國在內的許多國家設定了頗具雄心的溫室氣體減排目標：美國承諾到2030年實現溫室氣體減排50%～52%，日本承諾到2030年實現溫室氣體減排46%，南非則是到2030年將溫室氣體排放量控制在350～420Mt CO2-eq當量范圍內。中國也提交了的國家貢獻報告，除“雙碳”目標外，同時將2030年單位GDP排放的下降幅度從2005年的60%～65%提高到65%以上。
電力行業是國家貢獻的核心組成部分。《聯合國氣候變化框架公約》（UNFCCC）2021年的國家貢獻報告指出，截至2021年10月12日，代表著192個締約方的165份國家貢獻報告均涵蓋了電力行業，其中有116份報告為新增或近更新。2019年，這些國家貢獻報告中的承諾涵蓋了全球溫室氣體排放總量的94%。有86%的國家貢獻報告提及到2030年提高可再生能源發電份額的目標。
電力行業也是長期脫碳目標的關鍵組成部分。截至2021年11月24日，45個國家和歐盟已經向《聯合國氣候變化框架公約》提交了長期溫室氣體低排放發展戰略，涵蓋了2019年全球能源相關二氧化碳排放量的65%以上。此外，18個國家和歐盟已通過立法，在2050年或更早之前實現凈零排放目標，覆蓋2019年全球能源相關二氧化碳排放量的15%以上。
這些承諾也覆蓋電力行業。在總體凈零目標中，一些國家宣布其電力行業將在2030年前或2030年實現凈零排放，如挪威已經實現凈零排放，丹麥定于2027年，奧地利為2030年。美國、新西蘭和德國的目標日期較晚，前兩者均為2035年，德國為2045年。
各國政府正在采取一系列政策措施，根據中長期氣候目標促使其經濟和電力行業脫碳。這些措施包括設定逐步淘汰未減排煤炭階段性日期的具體計劃，如法國到2022年為短期計劃，還有一些如遲到2038年的德國和2040年的智利，為長期計劃。這其中還包括一系列碳定價措施。但即便全面落實這些措施，仍不足以與《巴黎協定》1.5攝氏度的溫控目標相匹配。
截至2021年底，共有65種碳定價機制就位，其中有6種新機制全面覆蓋電力行業。特別值得注意的是，中國啟動了全國碳排放交易體系，這是世界上的二氧化碳排放交易體系。
2021年，作為“適合55歲”一攬子立法計劃的一部分，歐盟對其碳市場交易體系提出了廣泛的改革，來配合歐盟2030年的新排放目標。改革建議包括更積地降低排放上限，加強市場穩定儲備來增強對未來外部沖擊的抵御能力，以及制定更有針對性的碳泄漏規則。其中還特別提出了碳邊界調整機制（CBAM），該機制將對包括電力在內的高碳產品征收邊境稅。
韓國碳排放交易體系的第三階段始于2021年，并進行了重要改革，改革涉及熱能、電力等6個領域。政府在二級市場上推出了12900韓元/噸二氧化碳（約68元/噸二氧化碳）的臨時低價格。
2021年，各國政府采取了初步措施在電力行業引入碳定價機制。烏克蘭宣布將于2025年啟動碳排放交易系統，并旨在聯通歐盟碳排放交易體系。印度尼西亞于2021年3～8月開展了電力行業自愿排放交易試驗，并正在考慮構建國家碳定價框架，可能會在2022年開始征收碳稅，同時引入碳排放交易體系。巴西正在制定將環境效益納入電力行業運作的機制，并對碳交易市場進行監管。
2021年，隨著締約方大會第二十六屆會議就《巴黎協定》第6條的實施框架規則達成協議，碳市場發展也得到了推動。第6條涵蓋了國家雙邊單位交換的核算，以及《聯合國氣候變化框架公約》下的中央碳市場機制。電力行業的低碳選擇很可能促使其繼續在未來的碳市場中占有舉足輕重的位置。
近年來，全世界的煤炭淘汰承諾如雨后春筍般涌現。從2016年《巴黎協定》生效至2021年底，有21個國家將逐步淘汰煤電的日期定在2040年前。這些國家2021年的煤電總量僅占全球總量的3%，其中近一半來自德國，德國承諾盡可能在2030年前淘汰煤電，遲到2038年。“棄用煤炭發電聯盟”是由加拿大和英國建立的煤電減排組織，旨在加速淘汰煤電的進程。截至2021年12月，48個國家政府（占2021年全球煤電量估值的近4%）、48個次國家政府和69個組織加入了該組織。2021年11月在格拉斯哥舉行的聯合國氣候變化大會第26次締約方會議上，45個國家、歐盟、5個次國家政府和26個組織簽署了《全球煤炭向清潔電力轉型聲明》，簽署國的煤電總量占全球燃煤發電量的12%。在此次會議之前，中國、日本、韓國和20國集團承諾，截至2021年底停止為國外未減排煤電提供公共資金。
全球電力市場正在受到氣候變化日益嚴重的影響。雖然端天氣事件的影響可能因國家、地區而異，但基于氣候變化給電力系統穩定性和安全性帶來的風險，構建具有氣候適應性的電力市場變得越來越重要，各國政府可通過以下措施支持清潔能源轉型：解決氣候變化對可再生能源發展的不利影響；通過可靠的能源服務促進行業可持續發展；提高電力系統應對氣候變化危害和風險的適應性、抗壓性、協調性，提高電力系統的安全穩定性；提前謀劃，減少與氣候災害相關的風險。
本文刊載于《中國電力企業管理》2022年02期，編譯者系本刊記者
