國際能源署：未來三年中國電力需求年均增長5.2%

當?shù)貢r間2月8日，國際能源署發(fā)布《2023年電力市場報告》。《報告》稱，受能源危機的影響，2022年全球電力需求增長略有放緩，未來三年，全球電力需求年平均增幅預計3%。亞洲的新興和發(fā)展中經(jīng)濟體是這一增速背后的主要驅動力。

根據(jù)國際能源署的預測，未來三年，全球電力需求增長的70%以上將來自中國、印度和東南亞國家。到2025年，中國在全球電力消費中的份額將上升到三分之一，而在2015年只有四分之一。與此同時，發(fā)達經(jīng)濟體正在進一步推動電氣化，實現(xiàn)在運輸、供暖和工業(yè)部門脫碳。

2023年全球電力需求形勢

2022年全球電力需求增長放緩，但從2023年起將加速，并且增長主要由亞洲主導

受俄烏沖突的影響，2022年能源危機爆發(fā)，導致能源商品價格創(chuàng)新高、經(jīng)濟增長疲軟、高通脹。更高的燃料價格增加了世界各地的發(fā)電成本，給許多地區(qū)的電力消費帶來一定下行壓力。盡管出現(xiàn)能源危機，全球電力需求仍然具有一定彈性，在2022年增長了近2%。

到2025年，亞洲的電力消費將有史以來第一次占世界電力消費的一半。而中國占全球電力消費的三分之一。隨著以中國、印度和東南亞為首的新興市場和發(fā)展中經(jīng)濟體的電力消費的增加，全球電力需求將加速增長，年增幅預計3%。

隨著能源危機的緩解，全球電力需求增幅將從2023年的2.6%上升到2024-2025年的3.2%。這一增幅遠高于2015-2019年期間每年平均2.4%的增幅。事實上，到2025年，全球電力需求將在2022年的基礎上增加2500太瓦時（Twh），相當于日本目前年耗電量的兩倍以上。

到2025年，全球電力需求增長的70%以上將來自中國、印度和東南亞。其中，超過一半的增長來自中國，其余的增長主要來自印度和東南亞地區(qū)。

中國作為世界上最大的電力消費國家，2022年占全球電力需求的31%。國際能源署預計，2023-2025年期間，中國電力需求年平均增幅為5.2%。

印度2022年電力需求強勁，增幅超過8.4%，這大大高于2015-2019年期間5.3%的年平均增長率。國際能源署預計，2023-2025年，印度電力需求的增長會略微放緩，年平均增長率為5.6%。

歐盟的電力需求在2022年下降了3.5%，主要原因是電價飆升、電力工業(yè)出現(xiàn)需求破壞、歐盟采取節(jié)能措施和較為溫和的冬季。未來三年，預計歐盟的電力需求年平均增長1.4%。

美國方面，2022年的電力需求增長了2.6%，超過了疫情爆發(fā)之前的水平。但預計2023年美國的經(jīng)濟放緩將導致電力需求下降0.6%，然后在2024年和2025年恢復增長1.2%和1.3%。

在非洲，2022年的電力需求增長了1.5%，但增長仍受到高昂的能源價格和高通脹率的抑制。國際能源署預計，非洲地區(qū)2023-2025年的增長要強得多，年平均增幅為4.1%。

2023年全球電力供應形勢

1.低碳能源在未來三年幾乎覆蓋全球新增電力需求

2022年，由于極端天氣事件，電力系統(tǒng)在多個地區(qū)面臨挑戰(zhàn)。在中國和印度，高溫干旱的天氣使供應狀況尤為緊張。歐洲的歷史性干旱導致水力發(fā)電量下降，加之法國的核發(fā)電量創(chuàng)新低，電力系統(tǒng)可調(diào)度容量壓力增大。在美國，冬季強風暴造成大面積停電。這些極端天氣事件使得提高電力系統(tǒng)靈活性和加強電力供應安全的需求變得迫切，以更好地應對與天氣有關的突發(fā)事件。

2022年，俄烏沖突發(fā)生后，化石燃料價格飆升，能源供應緊張。天然氣和液化天然氣價格增長較高，促使多地轉向煤炭發(fā)電。2022年，全球燃煤發(fā)電量增加了1.5%，其中亞太地區(qū)的絕對增幅最大。在水電和核電產(chǎn)量較低的情況下，歐盟的燃煤發(fā)電量也大幅上升。然而，國際能源署認為，2022年全球燃煤發(fā)電量增加可能是個例外，預計將在2023-2025年達到平穩(wěn)，亞太較高的火電產(chǎn)出會被歐洲和美洲的下降所抵消。

與2021年相比，2022年全球燃氣發(fā)電量保持相對不變，中國、印度和其他地區(qū)的下降被美國燃氣發(fā)電量的上升所抵消。預計全球天然氣發(fā)電量在2023年下降3%，在2024年增長1.4%，2025年增長2%，三年下來基本沒有變化。歐盟的大幅下降將部分被中東地區(qū)的大幅增長所抵消。

2022年，來自可再生能源的發(fā)電和核能的發(fā)電有著不同趨勢。可再生能源發(fā)電同比增長5.7%，在發(fā)電組合中占了近30%。亞太地區(qū)可再生能源發(fā)電量占到了一半以上，其次是美洲。相比之下，全球核發(fā)電量下降了4.3%。這是由于大量法國核電機組需要維護而中斷供應，德國和比利時的機組退役以及烏克蘭的產(chǎn)出減少。

國際能源署預測，2023-2025年，可再生能源的發(fā)電增長將超過所有其他來源的總和，年增幅超過9%。到2025年，可再生能源將占全球發(fā)電組合的三分之一以上。核發(fā)電量預計平均每年增長3.6%，主要來自亞太地區(qū)的增長，加上法國核電恢復正常。因此，低碳發(fā)電來源——可再生能源和核電，將在未來三年滿足超過90%的額外電力需求。

2.將更多可再生能源加入全球發(fā)電隊伍存在巨大潛力

2022年全球可再生能源的裝機容量將以近11%的速度快速增長。風能和太陽能光伏的裝機容量繼續(xù)強勁增長，接近18%。可變可再生能源的額外裝機容量約為300吉瓦，這比美國目前的風能和太陽能光伏累計容量（約280吉瓦）還要大。

盡管可變可再生能源裝機容量在2022年持續(xù)增長，但在全球總發(fā)電量所占比重仍低于25%，而目前在歐洲這個數(shù)字是35%。在可變可再生能源滲透率高的國家，風能和太陽能光伏發(fā)電可占總發(fā)電量的60%以上（例如丹麥、德國）。從全球角度來看，世界上許多地區(qū)有足夠的潛力進一步擴大可變可再生能源的裝機容量，而不會面臨重大的系統(tǒng)整合瓶頸。

隨著可變可再生能源在發(fā)電量中的份額增加，它們成功接入電力系統(tǒng)的挑戰(zhàn)也將越來越大。為了平衡可變可再生能源發(fā)電的間歇性，除了擴大儲存能力和增加需求側的靈活性外，擁有足夠的可調(diào)度能力將是至關重要的。在去碳化的電力部門，可調(diào)度的可再生能源，如水庫、地熱和生物質發(fā)電，將是補充可變可再生能源的關鍵。

中國電力市場展望

1.中國2022年電力需求增長放緩，增長主要來自居民用電

中國的電力需求增長在2022年放緩，約2.6%的增長率，明顯低于大流行前的增長率。由于工業(yè)用電增長受到抑制，電力需求增長主要來自居民用電。

自2022年12月中國放寬對新冠疫情的嚴格限制后，電力增長也從2022年的低點回升。據(jù)國際能源署預測，2023-2025年期間，在能源系統(tǒng)持續(xù)推動電氣化的背景之下（如建筑、交通領域），中國的電力需求年均增幅5.2%，略低于2015-2019年平均5.4%的增幅。

2022年6月至8月，歷史性的熱浪席卷了中國的中部和東部地區(qū)，導致空調(diào)用電激增，四川省停電數(shù)周。四川是中國的水電大省，其水力發(fā)電量占全國的30%，但在2022年高溫干旱和降雨量異常少的氣候條件下，發(fā)電量下降了一半。

2.中國優(yōu)先考慮電力安全，可再生能源將與煤炭發(fā)電量一起增長

中國在2021年電力短缺之后，重申能源安全并提出"雙碳"目標，意味著在中短期內(nèi)煤炭可能會與可再生能源一起增長。

煤炭仍然是中國電力系統(tǒng)的支柱，2022年火電占中國總發(fā)電量的62%以上。2022年，中國可再生能源的比重（30%）已經(jīng)增加，其中水電占可再生能源發(fā)電量的一半，其次是風能（29%）和太陽能光伏（15%）。雖然夏季煤炭供應增加，以彌補水力發(fā)電的疲軟，但與2021年相比，煤炭在2022年的平均增長仍然不大（+1.5%），可再生能源覆蓋了電力需求增長的60%。

天然氣在中國發(fā)電的比重低于3%，并且在未來幾年仍不會有明顯變化。主要是由于國內(nèi)天然氣產(chǎn)量有限，而全球天然氣價格高企，與煤炭相比，天然氣在電力系統(tǒng)中缺乏一定的競爭力。

由于風能和太陽能光伏的快速發(fā)展，國際能源署預計，到2025年，中國的低碳能源將占發(fā)電量的41%，超過“十四五”計劃設定的39%的目標。風能和太陽能光伏的新增容量在2022年創(chuàng)新記錄，預計到2025年累計容量將超過1250吉瓦。

隨著中國在2021年啟動國家試點計劃，在縣一級推廣太陽能屋頂光伏后，分布式太陽能在東部和中部省份發(fā)展迅速。而中國的北部和西部沙漠地區(qū)在2022年宣布了一批新項目，正在建設公用事業(yè)規(guī)模的風力和太陽能光伏發(fā)電站。

與此同時，在中國，新的燃煤電廠繼續(xù)接入電網(wǎng)（2022年為11吉瓦），并獲得更多許可（2022年上半年為15吉瓦）。這些新增項目主要是出于對能源安全的考量、優(yōu)化電力系統(tǒng)調(diào)度以及地方的經(jīng)濟利益。然而，考慮到現(xiàn)有燃煤電廠缺乏盈利能力，而且利用率不斷下降，這可能提高了在未來資產(chǎn)利用不足的風險。

高煤價可能會導致煤電公司減少資產(chǎn)運營，減緩對新資產(chǎn)的投資。2022年的燃料價格異常高漲，常常超過火電廠能夠實現(xiàn)收支平衡的水平。盡管政府在2021年秋季電力短缺之后設定動力煤價格上限并放松對煤電關稅的管制，但超過一半的國有煤電公司都出現(xiàn)了赤字。

3.中國電力市場進一步改革，加速向現(xiàn)代能源體系轉型

中國正越來越多地靠市場來支持"雙碳"目標和向現(xiàn)代能源體系的轉型。電力市場改革持續(xù)推進，2022年初，國家發(fā)展改革委、能源局發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一的電力市場體系的指導意見》，要求在2030年前全面實施。然而，目前中國的省際和短期電力交易仍然有限，80%的電力通過省內(nèi)中長期電力市場進行交易。新的改革預計協(xié)調(diào)中國各地的交易規(guī)則和技術標準，以加快現(xiàn)有省級和區(qū)域市場的整合。2022年8月，中國南方地區(qū)率先在中國南方電網(wǎng)覆蓋的五個省區(qū)啟動了統(tǒng)一的區(qū)域電力市場的試運行。電力現(xiàn)貨市場的發(fā)展也在取得進展，2022年11月國家能源局發(fā)布了電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則和監(jiān)管辦法（征求意見稿）。

同時，中國碳排放交易的監(jiān)管機構建議收緊燃煤電廠的排放基準，其第二個履約期將持續(xù)到2023年底，涵蓋2021-2022年的電力行業(yè)排放。這將加強該系統(tǒng)的嚴格性，并支持碳價信號，但市場流動性可能仍是一個挑戰(zhàn)。該系統(tǒng)最早在2023年擴展到工業(yè)部門，而碳衍生品的開發(fā)和不合規(guī)實體的納入時間表仍有不確定性。