eo封面 | 能源大势2022：煤炭、天然气供需与价格再平衡

eo记者 潘秋杏

编辑 黄燕华 姜黎

审核 冯洁

2022年春节期间，国际原油价格上涨突破90美元/桶，布伦特油价最高上涨突破93美元/桶，与此同时，国际天然气价格也仍处于高位，NBP、TTF价格均在25美元/百万英热。石油、天然气、煤炭等化石能源价格自2021年来持续上涨且维持高位，已扰动触及全球经济和社会生活的神经末梢。

2021年9月25日前后，东北三省居民遭遇拉闸限电事件注释了2021年国内能源电力供需紧张。煤炭价格持续走高、煤炭供应不足，是造成东北电力供应紧张最主要的原因。放眼国外，天然气供应紧张、气价大涨等使得欧洲多国电价大幅上升，居民、企业用电用能支出增加，欧洲多家铝业、锌业企业宣布减产、停产计划。受气价大涨，高温、寒潮等影响，2021年全球抢煤现象也屡见不鲜。

尽管全球能源清洁化转型的步伐正在加快，但传统化石能源仍是保障能源供应安全和稳定价格的重要组成部分。在一些国家，化石能源仍将在未来较长的时间内扮演基础能源的角色，如何正确处理好化石能源与新能源发展之间的关系，维持煤炭、石油、天然气供需基本平衡，理顺产业链价格机制，仍将是贯穿2022年能源工作的重要议题。

增加煤炭供应是破解电力供应紧张难题的核心。2021年春初，国家发改委就开始着手重点部署煤炭增产稳价的工作，但是在能源电力供应最为紧张的9月，煤炭产量增加并不明显。2021年7月初获得核增的1.2亿吨产能在10月才释放出来，大部分矿井边生产边办理相关手续。

煤炭产能释放的滞后性源于安全、环保等审批手续，牵涉多部门协调配合，而多部门各有各的考核要求。中国能源问题专家、经济学博士刘满平认为，煤炭增产滞后的一个重要原因在于对地方和企业而言，增产保供的责任落实与激励作用不如环保、安全等考核的惩罚压力显著。

澳大利亚悉尼科技大学澳中关系研究院首席研究员、国际能源转型学会理事长施训鹏认为，从经济学角度上来说，产能应大于供应量，产能应该是供应量的天花板，而不是地板。

《许可证交易，一个低成本去产能的选项》一文指出，由于政府无法提前确定合适的产能，须通过事后市场形成的产品价格信号来调整去产能规章制度及其执行力度。

这种时间上的滞后，不仅容易矫枉过正，而且会导致频繁改变规章制度。如何在源头，即生产环节引入合适的工具，减少增/减产滞后给上下游带来的损失，或许将成为2022年一次能源政策考量的重点之一。

“2021年的煤炭价格变化快得让人天天翻备忘录。”一位煤炭贸易商如此形容2021年的煤价波动。

2021年煤炭价格快速上涨，秋冬交替之际，现货价格一度超过2000元/吨。2021年10月以来，国家发改委等主管部门连续采取组合措施抑制煤价不合理上涨，包括严厉查处资本恶意炒作、严厉打击虚假信息、严肃清查整顿违规存煤场所、启动价格指数行为评估和合规性审查等。短短十多天，动力煤市场价格跌至1100元/吨以下。

2021年12月，发改委发布了《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》，拟将下水煤5500大卡动力煤（下水煤）中长期合同（以下简称“长协”）基准价由此前的535元/吨上调至700元/吨，并设定浮动范围为550-850元/吨。同时首次要求发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。

31%的涨幅，超出煤电企业的预期。在2021年严重亏损的情况下，虽然批发电价上涨幅度已调整至20%，但仍然无法完全疏导由2021年煤炭价格飙升带来的亏损，煤电企业担心煤炭长协基准价上调将进一步加剧亏损。

信达证券分析认为，当前煤炭供给端新增资本开支乏力，同时老矿区资源枯竭加速，考虑煤企建矿意愿和能力下降以及5年以上的建矿周期，煤炭供给在“十四五”期间或难响应需求增长，价格将维持高位。

有煤炭贸易商分析，经历了2021年煤炭价格的大起大落，一系列政策都指向煤炭产能和煤炭价格，如果煤炭供需再失衡，相应的措施就随时可以重新落实。加上长协煤覆盖比例的提高，在可预见范围内，煤炭价格起伏波动会减少，2022年的煤炭价格不会惊心动魄。

在能源供应偏紧导致拉闸限电的背景下，为改善电力供应，电力市场化迈出重要一步。2021年10月12日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

有电价研究人士分析认为，煤电价格新机制打开了煤-电成本通道。目前，湖南、广东、陕西、甘肃等省有意鼓励电价与煤价挂钩，新的“煤电联动”机制正在酝酿。

在国家发改委2021年12月例行新闻发布会上，新闻发言人孟玮在答记者问中提到，建立起“能涨能跌”的市场化电价机制，为煤、电价格通过市场化方式有效联动创造了条件。下一步，发改委将适时出台针对性政策措施，促进煤、电价格通过市场化方式有效联动。

国家电网公司华东分部电力交易中心主任杨立兵在2021年11月底彭博新能源财经（BNEF） 举办的线上会议中指出，2022年电力长协价格的博弈激烈，博弈的焦点体现在煤价高低价格波动大，很难签署一个固定价格。

随着电力市场化改革的持续推进，电力行业不得不直面一次能源的波动。其中一个核心问题是，如果是市场失灵导致的价格大起大落，对于基础产品供应行业，政府应该干预还是任其向下游传导；若干预，触发的标准是什么，措施又有何边界。

这些问题的答案对于电力领域尤为重要，有人担心，在“计划电”被打破后，“市场煤”的波动风险可能导致产业链风险放大，即便政策干预可以最大限度避免对终端消费者的伤害，也难以避免对电力市场设计者施加更大压力，甚至动摇市场化路径。

华润电力燃料管理部副总经理汤捷在前述会议中指出，临时保供措施结束以后，产业规划者需要思考长远，进一步健全煤炭市场、深化煤炭改革。长期来看，电价应该更多反映能源的可预测性、稳定性、清洁化，依此建立更多元化的市场电价机制。

2021年，天然气价格飙升成为搅动欧洲能源市场的最大黑天鹅事件。造成的连锁反应是欧洲大部分地区的批发电价频繁创下历史新高。

欧盟能源监管合作机构（ACER）2021年10月13日发布了“能源涨价”报告和政策建议，该报告认为，目前欧盟电价上涨的主要原因是，随着经济复苏，全球天然气需求飙升，供应难以匹配需求的增长。

业内普遍预期，未来几年全球天然气供应仍将偏紧，天然气仍将在局部地区出现市场波动和供应安全问题。

供应紧张背后不可忽视的是投资下滑。过去10年，全球油气上游资本支出整体呈现下滑趋势，IEA数据显示，2021年全球油气上游投资预计达3500亿美元，2016-2019年为5000亿美元，而2014年超过8000亿美元。

在低碳发展的大环境下，油气公司积极“去碳”。BP计划在未来10年内削减40%的上游油气产能，每年将在低碳领域投资50亿美元。全球矿业开采巨头必和必拓（BHP）宣布将旗下石油与天然气资产出售，并将彻底退出油气业务。壳牌等石油行业巨头也加大了风能、氢能等新能源业务的投资比例。

“现在全球范围内传统能源企业都在向综合性能源企业转变，”施训鹏说，“企业在不确定风险下会更保守，因为很多银行都表示不再投资化石能源了，这就导致（投资化石能源）风险指数很高。”他指出，油气投资不应被妖魔化，需重新评估天然气作为过渡能源的作用。

不过，IEA发布的2022年一季度天然气报告指出，2022年全球天然气需求增幅将从2021年的4.7%放缓至0.9%。欧洲2022年的用气需求也将在2021年年增长5.5%的基础上下降4.5%。

欧盟委员会于2月初通过了关于应对气候变化的分类条例补充授权法案，将满足特定条件的核电和天然气归为可持续投资的“过渡”能源，欧洲议会和理事会将进行后续审查，若通过将于2023年1月1日正式生效，欧盟有望增加核电及天然气投资。

受益于国内经济发展和能源电力供应趋紧，2021年国内天然气需求大增。国家统计局数据显示，2021年，生产天然气2053亿立方米，比2020年增长8.2%，比2019年增长18.8%，两年平均增长9.0%。咨询公司金联创根据国家统计局和海关总署数据统计，2021年全年中国天然气表观消费量达到3670.6亿立方米，分别比2020年和2019年增长12.7%和21.1%，两年平均增速为10.1%，产量增速低于消费增速。

中国目前天然气对外依存度在44%左右，并有进一步加大的趋势。中国石油经济技术研究院此前预计，未来中国天然气需求将继续保持增长，2035年中国天然气需求将为6100亿立方米，届时，中国天然气产量为3000亿立方米。也就是说2035年中国天然气对外依存度将超过50%。

2021年，在国际气价高涨不下的情况下，国内天然气成本也上涨明显。海关总署的数据显示，2021年1-12月，我国进口天然气12136万吨，较2020年（10166万吨）增长19.9%，进口金额3601.02亿元人民币，较2020年（2314.9亿元）增长56.3%，进口均价较2020年增长30.3%。

高涨的天然气进口成本加大了成本疏导的压力，也进一步凸显了气价市场化的难点。

北京燃气集团董事长李雅兰在2021年中国燃气发展论坛上表示，高气价难以疏导，正给城燃企业正常经营造成严重影响。城燃企业价格倒挂现象严重，涨价带来的成本负担只能由供气企业自己承担。

2021年，广东能源电力供应趋紧，为了增加电力供应，气电被安排顶峰发电，但与此同时，国内外气价高涨，由此也拉高了广东的电力供应成本，增发的电价疏导一直困扰政府和企业多方。

顺价难的原因在于天然气产业还未全面市场化。《中国改革报》报道，2021年12月28日，在“发改书吧思享汇”上，国家发展改革委价格司能源价格一处处长王胜民将我国天然气市场的主要问题归结为三点：其一，门站环节价格多维度放开，管制气和非管制气在技术上难以有效监管。其二，缺乏竞争市场，尚未形成市场公允价格。其三，下游疏导不到位，地方政府对价格调整很慎重，也缺乏疏导标杆。“当务之急是推进竞争市场体系建设，这与放开价格相互伴生。”

针对推进竞争性市场体系建设，王胜民提出，一是要加快构建“X+1+X”的新型天然气市场体系，即上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争。二是加大天然气管道容量分配、液化天然气接收站的公平开放力度。三是在竞争和公开交易的基础上，推动形成市场公允价格。“把这些问题理顺了，价格改革问题自然迎刃而解。”

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