近期，全球能源價格持續攀升、供需形勢緊張，天然氣、動力煤、石油價格飆升，多國電價快速上漲。英國油荒、歐盟氣荒、美國石油和電力供給吃緊，印度、巴西、黎巴嫩等國出現大規模停電，能源電力供應面臨嚴峻挑戰。

國際動力煤價格雖然回落，卻保持高位。截至2022年1月18日，澳大利亞紐卡斯爾港動力煤價格指數為1634元/噸，同比上漲668元/噸，漲幅超144%；理查德灣動力煤價格指數為1188元/噸，同比上漲670元/噸,漲幅達77%；歐洲ARA三港市場動力煤價格指數為1374元/噸，同比上漲498元/噸,漲幅達176%。天然氣價格持續下跌，但依然維持高位。2022年1月17日，被視為“歐洲天然氣價格風向標”的TTF基準荷蘭天然氣期貨價格為77歐元/兆瓦時，處于歷史同期高位。而2021年12月21日，該報價曾創下歷史新高，達179.89歐元/兆瓦時，較2021年初上漲近900%。

歐洲能源價格上漲情況及原因分析

歐洲是本輪國際能源供應緊缺的焦點地區，其能源價格上漲涉及電力、天然氣和碳等領域。

（一）歐盟電價總體情況

由于歐洲各國資源稟賦、能源結構不同，燃料價格上漲對電價的影響存在差異，部分地區批發電價保持穩定、部分地區出現暴漲。例如挪威，由于其98%的電力供應來自水電且天然氣資源豐富，整體價格浮動較小，2021年1—10月平均價格維持在30歐元/兆瓦時左右，雖11月、12月均價有所上浮，但全年均價在35.02歐元/兆瓦時。而西班牙、英國、法國、德國等國日前批發市場價格暴漲，12月日前市場月平均價格較2021年上半年平均價格漲幅達299%—406%，英國單日最高批發電價達到503.18歐元/兆瓦時。

（二）部分典型歐洲國家電價上漲情況

西班牙：2021年1—6月，日前市場均價為58.58歐元/兆瓦時，7月以來電價持續暴增。10月，日前電力批發市場月均價達207.49歐元/兆瓦時，12月，電力市場日前均價繼續飆升至239.17歐元/兆瓦時，為上半年均價的4倍。12月23日，單日批發電價達到全年峰值409歐元/兆瓦時。

英國：2021年1—6月，日前市場平均價格為66.4英鎊（折合78.69歐元）/兆瓦時，7月均價突然暴增至93英鎊（折合110.53歐元）/兆瓦時。在11月、12月，英國日前市場月均價分別達到218.28英鎊（折合261.22歐元）/兆瓦時和287.65英鎊（折合333.46歐元）/兆瓦時, 為上半年均價的3.3倍和4.2倍。12月16日，單日批發電價達到峰值484.39英鎊（折合579.67歐元）/兆瓦時。

德國：2021年6月，日前市場均價較5月增長40.2%，達到74.33歐元/兆瓦時；此后價格持續攀高，截止12月，德國日前市場月均價高達221.06歐元/兆瓦時，較1—6月均價增長299.3%。單日最高批發電價出現在12月21日，為431.98歐元/兆瓦時。

（三）價格上漲直接原因分析

目前，處于疫情恢復期的歐洲能源需求并未明顯增加，本次能源危機的直接原因主要在于化石燃料產能收縮、庫存消耗、進口受限，以及新能源出力不可控造成的供給不足。

一是經歷疫情沖擊，全球油氣產能收縮明顯。2020年在新冠疫情影響下，油價再次經歷暴跌，全球活躍油、氣井數量約1000座左右，僅為疫情前的一半。

二是2020年歐洲經歷冷冬，消耗大量天然氣庫存。2020年—2021年之交的冬季，歐洲天然氣庫存出現明顯消耗，且沒有得到及時補充修復。2021年9月底，歐洲天然氣儲存設施的負荷水平僅為74.7%，為2011年以來最低水平，而在疫情之前的2019年，這一數值高達97%。

三是天然氣主要供應國俄羅斯減少天然氣國際供應。一方面受疫情及氣候影響，俄國內用氣需求大幅增長，天然氣產量優先滿足本國補庫存需要；另一方面俄為盡早實現“北溪2號”項目運營，存在減少天然氣出口的主觀意愿。四是2021年歐洲來風條件惡化，風電供給較之前兩年明顯下降，較2020年同期下降幅度達到17.29%。

（四）價格上漲深層原因分析

本次能源供應緊缺一定程度折射出歐洲能源對外依存度高、轉型較為激進、統一市場作用未充分發揮等帶來的能源安全問題。

一是歐洲自身能源稟賦匱乏，能源供應對外依存度高。歐洲原油、天然氣及煤炭均高度依賴進口，能源對外依存度達60%。尤其天然氣供應一旦出現問題，歐洲各國能源供應即陷入被動局面。

二是能源清潔化轉型步伐激進，能源結構不均衡的國家脆弱性凸顯。2015年以來，歐洲大力推動能源結構轉型，煤電占比下降明顯，且多國棄核。以風能為代表的新能源發電規模雖不斷增長，但尚無法滿足電力供應需要。相較而言，能源結構不均衡、單一化的國家抗風險能力更弱。英國天然氣發電占36%、風電占24%、煤炭占比僅為2%；德國煤炭發電約占25%，風電約占23%，天然氣發電約占17%。因此相較于德國，英國更容易受到天氣和天然氣供應等因素影響，其能源供應緊缺情況更為嚴重。

三是統一電力市場資源互濟作用未充分發揮。歐盟日前市場聯合出清范圍已覆蓋27個成員國、80%以上用電量。在本次能源供應緊缺中，統一市場一定程度上緩解了局部電力供應緊張，但受限于傳輸容量不足等因素，資源互濟效果有限。

歐洲國家主要應對措施及對我國電力市場建設啟示

一是降低發電側和用戶側的能源稅率，減輕企業和用戶負擔。例如，西班牙暫停征收7%的發電稅，將電力增值稅從21%降至10%；德國對可再生能源稅收削減1/3，該費用約占家庭電費的1/5；捷克在2021年11月、12月暫時取消每月約7850萬歐元的電力和天然氣增值稅。

二是實施臨時性價格管制，限制能源企業超額利潤。例如，西班牙宣布臨時削減能源公司賺取的超額利潤；法國宣布對天然氣價格實行限價，限價措施將持續至2022年底。

三是補助弱勢群體和小微企業，減免部分賬單或延期支付等。例如，希臘宣布對居民用電及天然氣提供折扣措施；意大利承諾在未來提供30億歐元用于補助貧困家庭用電支出。

四是重新啟用化石燃料發電。例如，英國于2021年9月重啟了西伯頓A煤電廠，當天煤炭即提供了3%的電力供應。

五是加強與周圍地區能源互通。例如，歐盟與俄羅斯協商增加短期市場的天然氣供應；英國則在探討重新加入歐盟統一電力市場日前聯合出清。

我國電力供應以煤電為主，燃氣發電、進口煤炭占比低，因此，國際能源短缺對我國電力供需的影響總體有限。

近年來，我國電力行業發展迅速，通過政府統籌、企業主導等多種渠道加大資金投入，為經濟社會快速發展提供了充足的電力保障。2021年9月開始，我國局部地區也出現電力供應緊張，黨中央、國務院高度重視，作出一系列部署，在各方面的共同努力下，短時間內煤炭產能得到釋放、價格逐步回歸理性，電力供應能力持續提升、供需形勢恢復常態，充分彰顯了“全國一盤棋”和“集中力量辦大事”的制度優勢。面對碳達峰、碳中和目標和安全保供的雙重考驗，我國電力發展應充分汲取其他國家的經驗教訓，全力做好“三個堅持”。

一是堅持能源供給自主可控。對于煤炭等一次能源，納入戰略性物資管控，建立保供穩價長效機制，暢通一二次能源價格傳導途徑。健全一次能源產供銷儲協調運行機制，構建科學合理的能源比價關系，引導多種能源協同高效利用，確保能源的飯碗牢牢端在自己手里。

二是堅持科學有序推進能源轉型。基于國情實際，以安全為前提，按照“傳統能源保電力供應、新能源調電量結構”原則，加強各類電源的統籌規劃，科學發展先進清潔煤電，優化電源結構、布局和發展時序，實現電力電量“雙平衡”。

三是堅持市場化為主導促進電力資源優化配置。加快建設全國統一電力市場體系，優化完善全國統一電力市場頂層設計，進一步豐富中長期交易品種，加快電力現貨市場建設，健全完善輔助服務市場，探索建立市場化的容量補償機制，合理反映各類電力資源的安全、容量、綠色等價值屬性。

（文章作者均供職于國網能源研究院）