国际能源署：未来三年中国电力需求年均增长5.2%

当地时间2月8日，国际能源署发布《2023年电力市场报告》。《报告》称，受能源危机的影响，2022年全球电力需求增长略有放缓，未来三年，全球电力需求年平均增幅预计3%。亚洲的新兴和发展中经济体是这一增速背后的主要驱动力。

根据国际能源署的预测，未来三年，全球电力需求增长的70%以上将来自中国、印度和东南亚国家。到2025年，中国在全球电力消费中的份额将上升到三分之一，而在2015年只有四分之一。与此同时，发达经济体正在进一步推动电气化，实现在运输、供暖和工业部门脱碳。

2023年全球电力需求形势

2022年全球电力需求增长放缓，但从2023年起将加速，并且增长主要由亚洲主导

受俄乌冲突的影响，2022年能源危机爆发，导致能源商品价格创新高、经济增长疲软、高通胀。更高的燃料价格增加了世界各地的发电成本，给许多地区的电力消费带来一定下行压力。尽管出现能源危机，全球电力需求仍然具有一定弹性，在2022年增长了近2%。

到2025年，亚洲的电力消费将有史以来第一次占世界电力消费的一半。而中国占全球电力消费的三分之一。随着以中国、印度和东南亚为首的新兴市场和发展中经济体的电力消费的增加，全球电力需求将加速增长，年增幅预计3%。

图为1990-2025年全球各区域（左）区域份额（右）电力需求的演变

随着能源危机的缓解，全球电力需求增幅将从2023年的2.6%上升到2024-2025年的3.2%。这一增幅远高于2015-2019年期间每年平均2.4%的增幅。事实上，到2025年，全球电力需求将在2022年的基础上增加2500太瓦时（Twh），相当于日本目前年耗电量的两倍以上。

到2025年，全球电力需求增长的70%以上将来自中国、印度和东南亚。其中，超过一半的增长来自中国，其余的增长主要来自印度和东南亚地区。

中国作为世界上最大的电力消费国家，2022年占全球电力需求的31%。国际能源署预计，2023-2025年期间，中国电力需求年平均增幅为5.2%。

印度2022年电力需求强劲，增幅超过8.4%，这大大高于2015-2019年期间5.3%的年平均增长率。国际能源署预计，2023-2025年，印度电力需求的增长会略微放缓，年平均增长率为5.6%。

欧盟的电力需求在2022年下降了3.5%，主要原因是电价飙升、电力工业出现需求破坏、欧盟采取节能措施和较为温和的冬季。未来三年，预计欧盟的电力需求年平均增长1.4%。

美国方面，2022年的电力需求增长了2.6%，超过了疫情爆发之前的水平。但预计2023年美国的经济放缓将导致电力需求下降0.6%，然后在2024年和2025年恢复增长1.2%和1.3%。

在非洲，2022年的电力需求增长了1.5%，但增长仍受到高昂的能源价格和高通胀率的抑制。国际能源署预计，非洲地区2023-2025年的增长要强得多，年平均增幅为4.1%。

2023年全球电力供应形势

低碳能源在未来三年几乎覆盖全球新增电力需求

2022年，由于极端天气事件，电力系统在多个地区面临挑战。在中国和印度，高温干旱的天气使供应状况尤为紧张。欧洲的历史性干旱导致水力发电量下降，加之法国的核发电量创新低，电力系统可调度容量压力增大。在美国，冬季强风暴造成大面积停电。这些极端天气事件使得提高电力系统灵活性和加强电力供应安全的需求变得迫切，以更好地应对与天气有关的突发事件。

2022年，俄乌冲突发生后，化石燃料价格飙升，能源供应紧张。天然气和液化天然气价格增长较高，促使多地转向煤炭发电。2022年，全球燃煤发电量增加了1.5%，其中亚太地区的绝对增幅最大。在水电和核电产量较低的情况下，欧盟的燃煤发电量也大幅上升。然而，国际能源署认为，2022年全球燃煤发电量增加可能是个例外，预计将在2023-2025年达到平稳，亚太较高的火电产出会被欧洲和美洲的下降所抵消。

与2021年相比，2022年全球燃气发电量保持相对不变，中国、印度和其他地区的下降被美国燃气发电量的上升所抵消。预计全球天然气发电量在2023年下降3%，在2024年增长1.4%，2025年增长2%，三年下来基本没有变化。欧盟的大幅下降将部分被中东地区的大幅增长所抵消。

2022年，来自可再生能源的发电和核能的发电有着不同趋势。可再生能源发电同比增长5.7%，在发电组合中占了近30%。亚太地区可再生能源发电量占到了一半以上，其次是美洲。相比之下，全球核发电量下降了4.3%。这是由于大量法国核电机组需要维护而中断供应，德国和比利时的机组退役以及乌克兰的产出减少。

国际能源署预测，2023-2025年，可再生能源的发电增长将超过所有其他来源的总和，年增幅超过9%。到2025年，可再生能源将占全球发电组合的三分之一以上。核发电量预计平均每年增长3.6%，主要来自亚太地区的增长，加上法国核电恢复正常。因此，低碳发电来源——可再生能源和核电，将在未来三年满足超过90%的额外电力需求。

将更多可再生能源加入全球发电队伍存在巨大潜力

2022年全球可再生能源的装机容量将以近11%的速度快速增长。风能和太阳能光伏的装机容量继续强劲增长，接近18%。可变可再生能源的额外装机容量约为300吉瓦，这比美国目前的风能和太阳能光伏累计容量（约280吉瓦）还要大。

尽管可变可再生能源装机容量在2022年持续增长，但在全球总发电量所占比重仍低于25%，而目前在欧洲这个数字是35%。在可变可再生能源渗透率高的国家，风能和太阳能光伏发电可占总发电量的60%以上（例如丹麦、德国）。从全球角度来看，世界上许多地区有足够的潜力进一步扩大可变可再生能源的装机容量，而不会面临重大的系统整合瓶颈。

随着可变可再生能源在发电量中的份额增加，它们成功接入电力系统的挑战也将越来越大。为了平衡可变可再生能源发电的间歇性，除了扩大储存能力和增加需求侧的灵活性外，拥有足够的可调度能力将是至关重要的。在去碳化的电力部门，可调度的可再生能源，如水库、地热和生物质发电，将是补充可变可再生能源的关键。

图为2012-2022年全球（左）欧洲（右）可调度和可变发电能力的演变

中国电力市场展望

中国2022年电力需求增长放缓，增长主要来自居民用电

中国的电力需求增长在2022年放缓，约2.6%的增长率，明显低于大流行前的增长率。由于工业用电增长受到抑制，电力需求增长主要来自居民用电。

自2022年12月中国放宽对新冠疫情的严格限制后，电力增长也从2022年的低点回升。据国际能源署预测，2023-2025年期间，在能源系统持续推动电气化的背景之下（如建筑、交通领域），中国的电力需求年均增幅5.2%，略低于2015-2019年平均5.4%的增幅。

2022年6月至8月，历史性的热浪席卷了中国的中部和东部地区，导致空调用电激增，四川省停电数周。四川是中国的水电大省，其水力发电量占全国的30%，但在2022年高温干旱和降雨量异常少的气候条件下，发电量下降了一半。

中国优先考虑电力安全，可再生能源将与煤炭发电量一起增长

中国在2021年电力短缺之后，重申能源安全并提出"双碳 "目标，意味着在中短期内煤炭可能会与可再生能源一起增长。

煤炭仍然是中国电力系统的支柱，2022年火电占中国总发电量的62%以上。2022年，中国可再生能源的比重（30%）已经增加，其中水电占可再生能源发电量的一半，其次是风能（29%）和太阳能光伏（15%）。虽然夏季煤炭供应增加，以弥补水力发电的疲软，但与2021年相比，煤炭在2022年的平均增长仍然不大（+1.5%），可再生能源覆盖了电力需求增长的60%。

天然气在中国发电的比重低于3%，并且在未来几年仍不会有明显变化。主要是由于国内天然气产量有限，而全球天然气价格高企，与煤炭相比，天然气在电力系统中缺乏一定的竞争力。

由于风能和太阳能光伏的快速发展，国际能源署预计，到2025年，中国的低碳能源将占发电量的41%，超过“十四五”计划设定的39%的目标。风能和太阳能光伏的新增容量在2022年创新记录，预计到2025年累计容量将超过1250吉瓦。

随着中国在2021年启动国家试点计划，在县一级推广太阳能屋顶光伏后，分布式太阳能在东部和中部省份发展迅速。而中国的北部和西部沙漠地区在2022年宣布了一批新项目，正在建设公用事业规模的风力和太阳能光伏发电站。

与此同时，在中国，新的燃煤电厂继续接入电网（2022年为11吉瓦），并获得更多许可（2022年上半年为15吉瓦）。这些新增项目主要是出于对能源安全的考量、优化电力系统调度以及地方的经济利益。然而，考虑到现有燃煤电厂缺乏盈利能力，而且利用率不断下降，这可能提高了在未来资产利用不足的风险。

高煤价可能会导致煤电公司减少资产运营，减缓对新资产的投资。2022年的燃料价格异常高涨，常常超过火电厂能够实现收支平衡的水平。尽管政府在2021年秋季电力短缺之后设定动力煤价格上限并放松对煤电关税的管制，但超过一半的国有煤电公司都出现了赤字。

中国电力市场进一步改革，加速向现代能源体系转型

中国正越来越多地靠市场来支持 "双碳 "目标和向现代能源体系的转型。电力市场改革持续推进，2022年初，国家发展改革委、能源局发布《关于加快建设全国统一的电力市场体系的指导意见》，要求在2030年前全面实施。然而，目前中国的省际和短期电力交易仍然有限，80%的电力通过省内中长期电力市场进行交易。新的改革预计协调中国各地的交易规则和技术标准，以加快现有省级和区域市场的整合。2022年8月，中国南方地区率先在中国南方电网覆盖的五个省区启动了统一的区域电力市场的试运行。电力现货市场的发展也在取得进展，2022年11月国家能源局发布了电力现货市场基本规则和监管办法（征求意见稿）。

同时，中国碳排放交易的监管机构建议收紧燃煤电厂的排放基准，其第二个履约期将持续到2023年底，涵盖2021-2022年的电力行业排放。这将加强该系统的严格性，并支持碳价信号，但市场流动性可能仍是一个挑战。该系统最早在2023年扩展到工业部门，而碳衍生品的开发和不合规实体的纳入时间表仍有不确定性。