近期，全球能源价格持续攀升、供需形势紧张，天然气、动力煤、石油价格飙升，多国电价快速上涨。英国油荒、欧盟气荒、美国石油和电力供给吃紧，印度、巴西、黎巴嫩等国出现大规模停电，能源电力供应面临严峻挑战。

国际动力煤价格虽然回落，却保持高位。截至 2022 年 1 月 18 日，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数为 1634 元 / 吨，同比上涨 668 元 / 吨，涨幅超 144%；理查德湾动力煤价格指数为 1188 元 / 吨，同比上涨 670 元 / 吨 , 涨幅达 77%；欧洲 ARA 三港市场动力煤价格指数为 1374 元 / 吨，同比上涨 498 元 / 吨 , 涨幅达 176%。天然气价格持续下跌，但依然维持高位。2022 年 1 月 17 日，被视为 " 欧洲天然气价格风向标 " 的 TTF 基准荷兰天然气期货价格为 77 欧元 / 兆瓦时，处于历史同期高位。而 2021 年 12 月 21 日，该报价曾创下历史新高，达 179.89 欧元 / 兆瓦时，较 2021 年初上涨近 900%。

欧洲能源价格上涨情况及原因分析

欧洲是本轮国际能源供应紧缺的焦点地区，其能源价格上涨涉及电力、天然气和碳等领域。

（一）欧盟电价总体情况

由于欧洲各国资源禀赋、能源结构不同，燃料价格上涨对电价的影响存在差异，部分地区批发电价保持稳定、部分地区出现暴涨。例如挪威，由于其 98% 的电力供应来自水电且天然气资源丰富，整体价格浮动较小，2021 年 1 — 10 月平均价格维持在 30 欧元 / 兆瓦时左右，虽 11 月、12 月均价有所上浮，但全年均价在 35.02 欧元 / 兆瓦时。而西班牙、英国、法国、德国等国日前批发市场价格暴涨，12 月日前市场月平均价格较 2021 年上半年平均价格涨幅达 299% — 406%，英国单日最高批发电价达到 503.18 欧元 / 兆瓦时。

（二）部分典型欧洲国家电价上涨情况

西班牙：2021 年 1 — 6 月，日前市场均价为 58.58 欧元 / 兆瓦时，7 月以来电价持续暴增。10 月，日前电力批发市场月均价达 207.49 欧元 / 兆瓦时，12 月，电力市场日前均价继续飙升至 239.17 欧元 / 兆瓦时，为上半年均价的 4 倍。12 月 23 日，单日批发电价达到全年峰值 409 欧元 / 兆瓦时。

英国：2021 年 1 — 6 月，日前市场平均价格为 66.4 英镑（折合 78.69 欧元）/ 兆瓦时，7 月均价突然暴增至 93 英镑（折合 110.53 欧元）/ 兆瓦时。在 11 月、12 月，英国日前市场月均价分别达到 218.28 英镑（折合 261.22 欧元）/ 兆瓦时和 287.65 英镑（折合 333.46 欧元）/ 兆瓦时 , 为上半年均价的 3.3 倍和 4.2 倍。12 月 16 日，单日批发电价达到峰值 484.39 英镑（折合 579.67 欧元）/ 兆瓦时。

德国：2021 年 6 月，日前市场均价较 5 月增长 40.2%，达到 74.33 欧元 / 兆瓦时；此后价格持续攀高，截止 12 月，德国日前市场月均价高达 221.06 欧元 / 兆瓦时，较 1 — 6 月均价增长 299.3%。单日最高批发电价出现在 12 月 21 日，为 431.98 欧元 / 兆瓦时。

（三）价格上涨直接原因分析

目前，处于疫情恢复期的欧洲能源需求并未明显增加，本次能源危机的直接原因主要在于化石燃料产能收缩、库存消耗、进口受限，以及新能源出力不可控造成的供给不足。

一是经历疫情冲击，全球油气产能收缩明显。2020 年在新冠疫情影响下，油价再次经历暴跌，全球活跃油、气井数量约 1000 座左右，仅为疫情前的一半。

二是 2020 年欧洲经历冷冬，消耗大量天然气库存。2020 年— 2021 年之交的冬季，欧洲天然气库存出现明显消耗，且没有得到及时补充修复。2021 年 9 月底，欧洲天然气储存设施的负荷水平仅为 74.7%，为 2011 年以来最低水平，而在疫情之前的 2019 年，这一数值高达 97%。

三是天然气主要供应国俄罗斯减少天然气国际供应。一方面受疫情及气候影响，俄国内用气需求大幅增长，天然气产量优先满足本国补库存需要；另一方面俄为尽早实现 " 北溪 2 号 " 项目运营，存在减少天然气出口的主观意愿。四是 2021 年欧洲来风条件恶化，风电供给较之前两年明显下降，较 2020 年同期下降幅度达到 17.29%。

（四）价格上涨深层原因分析

本次能源供应紧缺一定程度折射出欧洲能源对外依存度高、转型较为激进、统一市场作用未充分发挥等带来的能源安全问题。

一是欧洲自身能源禀赋匮乏，能源供应对外依存度高。欧洲原油、天然气及煤炭均高度依赖进口，能源对外依存度达 60%。尤其天然气供应一旦出现问题，欧洲各国能源供应即陷入被动局面。

二是能源清洁化转型步伐激进，能源结构不均衡的国家脆弱性凸显。2015 年以来，欧洲大力推动能源结构转型，煤电占比下降明显，且多国弃核。以风能为代表的新能源发电规模虽不断增长，但尚无法满足电力供应需要。相较而言，能源结构不均衡、单一化的国家抗风险能力更弱。英国天然气发电占 36%、风电占 24%、煤炭占比仅为 2%；德国煤炭发电约占 25%，风电约占 23%，天然气发电约占 17%。因此相较于德国，英国更容易受到天气和天然气供应等因素影响，其能源供应紧缺情况更为严重。

三是统一电力市场资源互济作用未充分发挥。欧盟日前市场联合出清范围已覆盖 27 个成员国、80% 以上用电量。在本次能源供应紧缺中，统一市场一定程度上缓解了局部电力供应紧张，但受限于传输容量不足等因素，资源互济效果有限。

欧洲国家主要应对措施及对我国电力市场建设启示

一是降低发电侧和用户侧的能源税率，减轻企业和用户负担。例如，西班牙暂停征收 7% 的发电税，将电力增值税从 21% 降至 10%；德国对可再生能源税收削减 1/3，该费用约占家庭电费的 1/5；捷克在 2021 年 11 月、12 月暂时取消每月约 7850 万欧元的电力和天然气增值税。

二是实施临时性价格管制，限制能源企业超额利润。例如，西班牙宣布临时削减能源公司赚取的超额利润；法国宣布对天然气价格实行限价，限价措施将持续至 2022 年底。

三是补助弱势群体和小微企业，减免部分账单或延期支付等。例如，希腊宣布对居民用电及天然气提供折扣措施；意大利承诺在未来提供 30 亿欧元用于补助贫困家庭用电支出。

四是重新启用化石燃料发电。例如，英国于 2021 年 9 月重启了西伯顿 A 煤电厂，当天煤炭即提供了 3% 的电力供应。

五是加强与周围地区能源互通。例如，欧盟与俄罗斯协商增加短期市场的天然气供应；英国则在探讨重新加入欧盟统一电力市场日前联合出清。

我国电力供应以煤电为主，燃气发电、进口煤炭占比低，因此，国际能源短缺对我国电力供需的影响总体有限。

近年来，我国电力行业发展迅速，通过政府统筹、企业主导等多种渠道加大资金投入，为经济社会快速发展提供了充足的电力保障。2021 年 9 月开始，我国局部地区也出现电力供应紧张，党中央、国务院高度重视，作出一系列部署，在各方面的共同努力下，短时间内煤炭产能得到释放、价格逐步回归理性，电力供应能力持续提升、供需形势恢复常态，充分彰显了 " 全国一盘棋 " 和 " 集中力量办大事 " 的制度优势。面对碳达峰、碳中和目标和安全保供的双重考验，我国电力发展应充分汲取其他国家的经验教训，全力做好 " 三个坚持 "。

一是坚持能源供给自主可控。对于煤炭等一次能源，纳入战略性物资管控，建立保供稳价长效机制，畅通一二次能源价格传导途径。健全一次能源产供销储协调运行机制，构建科学合理的能源比价关系，引导多种能源协同高效利用，确保能源的饭碗牢牢端在自己手里。

二是坚持科学有序推进能源转型。基于国情实际，以安全为前提，按照 " 传统能源保电力供应、新能源调电量结构 " 原则，加强各类电源的统筹规划，科学发展先进清洁煤电，优化电源结构、布局和发展时序，实现电力电量 " 双平衡 "。

三是坚持市场化为主导促进电力资源优化配置。加快建设全国统一电力市场体系，优化完善全国统一电力市场顶层设计，进一步丰富中长期交易品种，加快电力现货市场建设，健全完善辅助服务市场，探索建立市场化的容量补偿机制，合理反映各类电力资源的安全、容量、绿色等价值属性。

（文章作者均供职于国网能源研究院。本文原标题为荐读丨气价与电价齐飞！欧洲迎史上最贵冬天）

来源：中国能源报

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