气价与电价齐飞！欧洲迎史上最贵冬天！
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。