中國儲能網(wǎng)訊：2021年，強勁的經(jīng)濟增長與更為極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(fù)蘇以來的最大增幅。能源需求的整體快速反彈令煤炭和天然氣供應(yīng)鏈緊張，推高了批發(fā)電價。盡管可再生能源的增長令人矚目，但煤電和天然氣發(fā)電量創(chuàng)下了歷史新高，導致全球電力行業(yè)的二氧化碳年排放量在前兩年有所下降后再度反彈?；趯@些近期事件的分析，2022年1月版的國際能源署《電力市場報告》對2024年之前全球電力市場的需求、供應(yīng)和排放進行了預(yù)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(fā)電側(cè)排放趨于平穩(wěn)。種種現(xiàn)狀都不足以使電力行業(yè)履行其作為全球經(jīng)濟脫碳主導力量的責任。
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%。這是有史以來最大的年度絕對增長（超過1.5萬億千瓦時），也是自2010年金融危機復(fù)蘇以來最大的相對增長。據(jù)統(tǒng)計，工業(yè)對需求增長的貢獻最大，其次是商業(yè)和服務(wù)業(yè)，然后是居民生活用電。需求持續(xù)強勁增長有三個主要原因：首先，經(jīng)濟持續(xù)復(fù)蘇。其次，能源行業(yè)的反彈效應(yīng)將在2022年繼續(xù)，原因是2021年采取的防疫措施或許抑制了電力需求。最后，由于2021年第四季度供應(yīng)短缺和能源價格高企的能源危機逐步緩解，也將促進經(jīng)濟增長。然而，能源價格的發(fā)展和新冠肺炎疫情是需求前景的主要不確定因素。預(yù)計隨著反彈效應(yīng)消失，能源效率措施開始顯現(xiàn)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(yù)計2021～2024年大部分電力供應(yīng)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(shè)條件不利以及天然氣價格上漲，2021年，火力發(fā)電總量增長了近6%（9.8萬億瓦），為2010年以來的最高增幅。燃煤發(fā)電量增長了約9%，創(chuàng)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(nèi)增長了2%，抵消了2020年的下降。2021年，低碳發(fā)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(fā)電量的絕對增長率為有史以來最高，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(shè)天氣狀況恢復(fù)到長期平均水平，預(yù)計未來幾年可再生能源將成為電力供應(yīng)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(yīng)總量的32%以上（2021年為28%），預(yù)計低碳發(fā)電量占總發(fā)電量的比例將從2021年的38%上升到42%。
預(yù)計到2024年，化石燃料發(fā)電量仍將占總發(fā)電量的58%，低于2021年的62%。燃煤發(fā)電量將占全球發(fā)電量的34%，低于2021年的36%。2021年，發(fā)電量大約恢復(fù)至2019年疫情前的水平，預(yù)計2024年前燃氣電量將以平均每年1%的速度增長，但預(yù)計這一增長主要發(fā)生在2023年，遠期預(yù)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(yè)排放激增，預(yù)計在2022～2024年持平。全球電力行業(yè)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(qū)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(fā)電的持續(xù)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(fā)電產(chǎn)生的二氧化碳排放量將超過13億噸。
2021年，全球發(fā)電的碳排放強度增長了1%。預(yù)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(qū)的減排幅度仍存很大差異。電力行業(yè)要在能源效率和低碳供應(yīng)方面進行大規(guī)模的變革，才能在更廣泛的能源領(lǐng)域脫碳中發(fā)揮關(guān)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(yīng)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(chǎn)能都面臨著限制。北半球夏季市場供應(yīng)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年以來同期最高水平。與之相比，煤炭價格水平更為穩(wěn)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(xiàn)大量的“天然氣轉(zhuǎn)煤炭”。2022～2024年，供應(yīng)可靠性的改善將給天然氣價格帶來下行壓力，根據(jù)截至2022年1月初的預(yù)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(yīng)難以滿足高需求，2021年下半年荷蘭產(chǎn)權(quán)轉(zhuǎn)讓基金（TTF）的天然氣價格飆升至歷史最高水平，煤炭價格也緊隨其后。雖然歐盟和英國的煤炭價格都創(chuàng)下了歷史新高，但高氣價加劇了“天然氣轉(zhuǎn)煤炭”。預(yù)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(fā)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(wěn)增長，為4%。預(yù)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年的特殊情況為發(fā)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(tǒng)彈性的指標。
國際能源署對德國、荷蘭和美國區(qū)域市場的研究中發(fā)現(xiàn)，天然氣和煤炭燃料的切換與發(fā)電成本差異之間顯示出強烈的相關(guān)性（見圖3）。
2021年下半年，日本和韓國天然氣價格上漲不如其他地區(qū)強勁，而煤炭價格飆升至歷史高點。根據(jù)預(yù)測曲線，燃煤發(fā)電將在中期內(nèi)恢復(fù)其成本競爭力，2022～2024年，煤炭價格平均比2021年低10%。（見圖4）
煤炭市場的收緊對中國和印度都產(chǎn)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。國際范圍高昂的天然氣價格導致幾大電力市場頻現(xiàn)“天然氣轉(zhuǎn)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進口。高昂的煤炭價格和有限的進口增加了對當?shù)孛禾抠Y源的依賴。此外，在印度的季風季節(jié)之前，發(fā)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(yīng)不足一周。
2021年批發(fā)電價持續(xù)上漲
天然氣和煤炭價格飆升是2021年許多國家批發(fā)電價迅速上漲的主要原因。與2020年相比，發(fā)達經(jīng)濟體的主要批發(fā)電力市場的價格指數(shù)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(fā)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(qū)的批發(fā)價格也出現(xiàn)了飆升，2021年第四季度的批發(fā)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(fā)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(fā)價格第一季度因供應(yīng)短缺而出現(xiàn)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(fā)電受限和需求增加導致2021年第二季度電力批發(fā)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(qū)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(diào)度發(fā)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(fā)電量占總發(fā)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(yīng)短缺，批發(fā)電價同比增長了70%。彌補燃煤發(fā)電赤字導致現(xiàn)貨交易量的增加，與前3個月相比，8～10月期間的現(xiàn)貨交易量增長了近50%。
氣候保護政策為全球
電力行業(yè)帶來的影響
電力行業(yè)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(yè)短期、中期和長期發(fā)展策略的重要因素。截至2021年11月24日提交的國家自主貢獻報告中，包括美國在內(nèi)的許多國家設(shè)定了頗具雄心的溫室氣體減排目標：美國承諾到2030年實現(xiàn)溫室氣體減排50%～52%，日本承諾到2030年實現(xiàn)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(nèi)。中國也提交了最新的國家自主貢獻報告，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(yè)是所有國家自主貢獻的核心組成部分。《聯(lián)合國氣候變化框架公約》（UNFCCC）2021年的國家自主貢獻報告指出，截至2021年10月12日，代表著192個締約方的165份最新國家自主貢獻報告均涵蓋了電力行業(yè)，其中有116份報告為新增或最近更新。2019年，這些國家自主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%的國家自主貢獻報告提及到2030年提高可再生能源發(fā)電份額的目標。
電力行業(yè)也是長期脫碳目標的關(guān)鍵組成部分。截至2021年11月24日，45個國家和歐盟已經(jīng)向《聯(lián)合國氣候變化框架公約》提交了長期溫室氣體低排放發(fā)展戰(zhàn)略，涵蓋了2019年全球能源相關(guān)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(xiàn)凈零排放目標，覆蓋2019年全球能源相關(guān)二氧化碳排放量的15%以上。
所有這些承諾也覆蓋電力行業(yè)。在總體凈零目標中，一些國家宣布其電力行業(yè)將在2030年前或2030年實現(xiàn)凈零排放，如挪威已經(jīng)實現(xiàn)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(jù)中長期氣候目標促使其經(jīng)濟和電力行業(yè)脫碳。這些措施包括設(shè)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，還有一些如最遲到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(xié)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(yè)。特別值得注意的是，中國啟動了全國碳排放交易體系，這是世界上最大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。改革建議包括更積極地降低排放上限，加強市場穩(wěn)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(guī)則。其中還特別提出了碳邊界調(diào)整機制（CBAM），該機制將對包括電力在內(nèi)的高碳進口產(chǎn)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(lǐng)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）的臨時最低價格。
2021年，各國政府采取了初步措施在電力行業(yè)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(tǒng)，并旨在聯(lián)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(yè)自愿排放交易試驗，并正在考慮構(gòu)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(huán)境效益納入電力行業(yè)運作的機制，并對碳交易市場進行監(jiān)管。
2021年，隨著締約方大會第二十六屆會議就《巴黎協(xié)定》第6條的實施框架規(guī)則達成協(xié)議，國際碳市場發(fā)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(lián)合國氣候變化框架公約》下的中央碳市場機制。電力行業(yè)的低碳選擇很可能促使其繼續(xù)在未來的國際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(xiàn)。從2016年《巴黎協(xié)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，最遲到2038年?！皸売妹禾堪l(fā)電聯(lián)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(lián)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(zhuǎn)型聲明》，簽署國的煤電總量占全球燃煤發(fā)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國際公共資金。
全球電力市場正在受到氣候變化日益嚴重的影響。雖然極端天氣事件的影響可能因國家、地區(qū)而異，但基于氣候變化給電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和安全性帶來的風險，構(gòu)建具有氣候適應(yīng)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(zhuǎn)型：解決氣候變化對可再生能源發(fā)展的不利影響；通過確保可靠的能源服務(wù)促進行業(yè)可持續(xù)發(fā)展；提高電力系統(tǒng)應(yīng)對氣候變化危害和風險的適應(yīng)性、抗壓性、協(xié)調(diào)性，提高電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定性；提前謀劃，減少與氣候災(zāi)害相關(guān)的風險。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年02期，編譯者系本刊記者
