全球能源危机与碳减排征途

张程

 2020年火电发电量占总发电量的68.5%

最近，全球能源危机拉响了警报，能源价格持续上涨。截至2021年10月8日，当年天然气期货、布伦特原油期货指数已分别上涨了117%、61%，澳大利亚动力煤出口价格涨幅超过180%。

由于天然气、煤炭是主要的发电能源之一，天然气、煤炭的紧缺和价格剧烈上行引起了全球电荒和电价高涨，中国亦受到其影响。能源价格上涨让世界经济复苏的前景蒙上了巨大的阴影，也为全球碳减排目标的实现带来了一丝隐忧。

2021年以来，隨着中国疫后经济复苏，海外订单超预期增长，制造业等第二产业产能迅速扩张，国内用电量罕见地持续两位数增长，致使煤炭需求居高不下，价格持续攀升。由于国内电价没有紧跟煤炭价格上涨，电厂出现了“发一度亏一度”的情况。持续的亏损导致电厂发电积极性不高，电力供应出现紧张局面，引起了公众的关注。一面是能源危机一面是碳减排目标，如何平衡两者之间的关系，考验着各国的处理能力。

从2020年5月开始，国内新冠疫情好转，下游需求复苏，煤价从每吨不足500元的低点回升，直到当年冬季用煤高峰，北方港口5500大卡动力煤现货价格每吨一度突破1000元大关，创下十年新高。2021年前两个月，政策层推动煤炭主产区增产，煤价回落至每吨600元以下;但从2月下旬冬季保供措施退出后，煤价重启上行通道，开始演绎这场脱离缰绳的“煤超疯”行情。从2021年1月4日至9月28日，郑商所动力煤主力期货合约收盘价由每吨671.4元涨至1253.8元，涨幅近九成。进口动力煤方面，截至9月底，澳大利亚动力煤当年价格涨幅超过180%。

上游煤炭价格大涨，而下游消费端的电价却没有涨，使得处在中间位置的火电厂普遍出现亏损。7月26日，中电联发布的《上半年全国电力供需形势分析预测报告》指出，6月份，部分大型发电集团到场标煤单价同比上涨50.5%，煤电企业亏损面超过70%。从上半年业绩来看，华电能源净亏损5.23亿元，亏损面同比扩大2倍;京能电力净亏损3亿元，而上年同期净利润是8.41亿元。火电厂“发一度亏一度”，发电意愿勉强。

根据统计局的数据，2021年1—8月全社会用电量累计值为54704亿千瓦时，同比增长13.80%，而发电量却为53894亿千瓦时，同比增长11.30%。用电量增幅大于发电量增幅2.5%，这已达到了2003年以来增速差的最大值，体现了国内用电紧张的格局。

从中国的电力结构来看，虽然由于低碳环保发展理念的不断落地，化石能源发电占比不断下降，但是火电依然是最主要的电力来源。2020年火电发电量占总发电量的68.5%，2021年1—8月，火力发电量占总发电量的71.8%。煤炭价格大幅上涨，火电厂发电意愿不强的情况下，势必对全国的电力供应产生一定影响。

2021年1—8月份，国内出口贸易额同比增长33.7%，中国疫情的稳定使得大量外贸订单涌入，增加了工业用电需求，从全球当前的防疫情况来看，这种情况短期内还将持续。另外，据国家发改委预测，2021年冬季受经济稳定增长、取暖用电快速增加等因素影响，全国最高用电负荷将逐步攀升，或将超过2021年夏季和2020年冬季峰值。在全球能源价格持续上涨的背景下，煤炭价格或将仍会维持在高位运行，这种情况下如何保障社会用电需求，仍面临考验。

近年来全球气候灾难频发，碳减排已经成为全球共识，中国政府已经做出承诺，力争在2030年前实现碳达峰，在2060年前实现碳中和。2021年4月份，美国宣布以2005年为基准，到2030年温室气体净排放将减少50%—52%;同年7月，加拿大宣布以2005年为基准，到2030年温室气体排放减少40%—45%，2050年实现零排放。欧盟承诺，以1990年的碳排放为基准，到2030年实现减排55%，2050年达到碳中和。

相对于石油和天然气而言，煤炭是污染最大的燃料，理所当然的成为了各国碳减排的重要优化对象。国际上不少国家鼓励银行业采取措施减少了对煤炭企业的贷款额度或完全停止煤炭企业融资。据媒体报道，2016—2020年全球60家大银行中有27家银行减少了对煤炭行业的贷款，2021年，英国宣布到2035年将完全淘汰化石燃料发电。2020年，西班牙关闭了半数的煤炭生产矿区，承诺到2030年逐步淘汰所有煤炭发电厂。

但当前随着全球经济复苏，对能源的需求十分强劲，超过了全球绿色能源的生产能力。由于疫情期间煤炭价格走低，许多企业关闭了部分矿区，减少了产量，产能没有完全释放出来。2020年，全球主要产煤地区，澳大利亚、印度尼西亚、俄罗斯、哥伦比亚和南非的煤炭产量与2019年相比均出现了不同程度的下降。整体而言，2020年全球煤炭产量同比下降了5.1%。随着全球经济复苏，对能源需求增长，导致煤炭出现供不应求的局面。

虽然煤炭是污染最大的燃料，但它又是当今世界最重要的发电燃料。就全球而言，煤炭在电力生产中的地位高于天然气，2020年煤炭在发电市场的份额仍达35.12%，显著大于天然气的23.37%。尤其是中国、日本、印度和韩国等国家，虽然一直在努力降低煤炭发电的比例，也取得了明显进步，但对煤炭依赖度仍然偏高。2020年亚洲地区的煤炭进口占全球总量的78.98%，煤炭贸易主要流向了中国、日本、印度和韩国。

随着煤炭价格大幅上升，火电厂为减少亏损而在不同程度上减少发电，从而导致近来全球许多地区都出现了电力供应不足的现象。要想解决这一问题，恐怕除了提高用电价格之外，还要适当地提高煤炭产量、保障市场供给。既要逐步实现碳减排目标，又要保障社会能源使用需求，想要在这两者之间找到新的平衡仍需要时间。

中国电力来源中，长期以来以火电和水电为主，不过近年来风力发电、光伏发电比例不断提升，核能发电技术也日臻完善。

2020年1—8月，我国水力发电占总发电比重为14.1%，累计值为7617亿千瓦时，同比下降1%。一方面，水力发电受降雨量等气候因素影响明显，具有季节性，往往丰水期發电量较大，秋冬季节发电量较小。另一方面，水电前期建设成本较高，对地理位置的要求较高，同时对环境的影响也相对较大，因此很难短时间大规模建设。近年来我国水电装机容量虽然保持较快增长，但是发电量占比并未出现同步快速增长的情况。

相比较之下，近年来中国风电和光伏发电的装机容量增长迅速，截至2019年底，两者的装机容量均已经超过10%，两者发电量之和已经达到总发电量的10%左右。核电由于政策审慎性的原因，一直发展较为平稳，当前发电量约占总发电量的5%左右。

从技术发展的情况来看，近年来光伏发电技术发展迅速，发电成本下降明显，装机容量增长速度也最快。2010年光伏发电装机容量占比几乎为零，到2019年底占比已经超过了10%，发电成本从最初的接近3元每度电，逐渐降至与火电发电成本相当，已经能够平价上网。近年来风力发电技术也在不断进步，发电量占比不断提升，但是增速略低于光伏发电。

核电无论从发电成本还是设备利用效率的角度，都是最优的发电方式。核电平均一度电的发电成本约1角，全年365天大多数时候都在运行。相比较之下，水电发电成本约2角每度，但是受降雨量限制，季节性明显;火电受碳减排标准限制，发电成本受能源价格波动影响，且处于淘汰行业;风电光电近年来随着技术的进步发电成本大幅下降，但是受到气候和季节限制，设备利用效率往往较低。只有核电限制较少，设备利用率最高，且经济效益最高。

近年来中国的核电技术在不断完善和进步，第三代核电技术“华龙一号”已经成熟落地，并且实现了国产化。近年来，核能已经成为世界清洁能源主力军。2019年，全球核电总发电量达2657太瓦时，贡献了世界约1/3的低碳电力，对碳减排意义重大。以“华龙一号”为例，每台“华龙一号”机组装机容量116万千瓦，每年清洁发电近100亿千瓦时，能够满足中等发达国家100万人口的生产生活年度用电需求;同时，相当于减少标准煤消耗312万吨，减少二氧化碳排放816万吨，相当于植树造林7000万棵。

截至2020年底，中国全国商运核电总装机容量达4988万千瓦，2020年商运核电机组总发电量为3662.5亿千瓦时，约占全国总发电量的4.94%。与世界平均水平10%相比（美国核能发电占比约20%），中国的核电占比未来仍有较大提升空间。