近日，英國能源智庫Ember發(fā)布了新一期的《歐洲電力評論》，對今年上半年歐盟27國發(fā)電最新數據進行了梳理分析，并與疫情期間（2020年上半年）和疫情前（2019年上半年）的同期數據進行了對比。
報告顯示，2021年上半年，盡管電力需求已基本恢復，但化石能源發(fā)電量仍低于疫情前水平，因而歐盟27國電力部門排放比疫情前（2019年同期）降低了12%。2021年上半年，煤炭發(fā)電量比2019年同期減少16%（36太瓦時），占發(fā)電總量的14%，自2015年以來幾乎減少了一半。清潔能源發(fā)電已占歐盟27國總發(fā)電量的三分之二（66%），其中可再生能源占發(fā)電總量的39%，其余為核能（27%）。
分析顯示，德國、西班牙、法國和意大利的化石能源發(fā)電成本，已是風能和太陽能的近兩倍。在整個歐盟，化石燃料、天然氣價格在2021年上半年幾乎翻了一番，進口煤的價格也激增了70%。
化石能源發(fā)電成本上漲明顯
今年上半年，大宗商品和碳價走勢都朝向同一方向發(fā)展。尤其是天然氣成本飆升，導致歐盟二氧化碳配額的價格創(chuàng)下歷史新高?，F在，德國、意大利、西班牙等主要經濟體中，運行現有的化石天然氣和硬煤發(fā)電廠的成本，已經是新建太陽能光伏、陸上風電的兩倍。
2019~2021年上半年，碳價上漲了84%。大部分漲幅發(fā)生在過去6個月，歐盟碳排放交易價格在3月達到每噸40歐元，在5月突破了每噸50歐元。進口硬煤價格自今年以來上漲了70%，主要原因是全球天然氣價格大幅上漲推動了煤炭需求的增加。
同一時間，天然氣價格上漲39%，與2020年上半年的平均價格相比，則飆升了188%，自今年以來幾乎價格翻番。這種跳升是多因素造成的，包括北半球寒冷的冬季耗盡了儲存水平、席卷北美的熱浪影響供應、亞洲對液化天然氣需求增加導致供應不足，歐洲天然氣庫存已經處于十幾年來的最低水平。
預計碳價將繼續(xù)上漲，燃煤電廠可能會相繼宣布嚴重的財務困境，并比預期更早地關閉——例如，德國的開姆尼茨·諾德褐煤電廠由于經濟不可行，比計劃提前6年關閉。
燃料、碳價雙重上漲凸顯了在歐盟加快部署可再生能源發(fā)電的迫切需要。目前，現有硬煤、褐煤和天然氣發(fā)電的成本已經遠高于陸上風電、太陽能光伏。
煤電份額快速結構性下滑
盡管歐盟的電力需求在今年上半年恢復到疫情前的水平，但與2019年上半年相比，燃煤發(fā)電量要低16%（36太瓦時），主要原因是可再生能源發(fā)電量在2019~2021年上半年之間增加了11%（53太瓦時）。
2019~2021年上半年，只有4個國家的燃煤發(fā)電量超過了疫情前的水平，分別是丹麥、法國、愛爾蘭和波蘭，但也僅增加了2.9太瓦時，占總發(fā)電量的0.2%。在其他依賴煤炭的國家，均有不同程度的下降：保加利亞17%，捷克19%，德國14%，匈牙利28%，羅馬尼亞23%。
與2020年上半年相比，今年上半年歐盟硬煤和褐煤發(fā)電量均有所增加，這是由需求復蘇和天然氣價格大幅上升推動的——這使得煤炭免受碳價上漲的全面影響。在歐盟各國中，德國今年上半年燃煤發(fā)電絕對增幅（20太瓦時）最大，但即便如此，自2019年以來，德國煤炭發(fā)電量也下降了14%。
總體而言，盡管電力需求有所回升，但在2021年上半年，煤電僅占歐盟所有電力生產的14%。其份額從2015年（25%）以來幾乎減少了一半。雖然在今年上半年略有上升，但歐盟的煤電仍處于快速結構性下降的狀態(tài)。
清潔能源發(fā)電有所增加
在整個疫情期間，歐盟清潔電力生產有所增加。
上半年，清潔能源為歐盟提供了三分之二（66%）的電力，與2019年同期相比增加了3個百分點（24太瓦時）。風能和太陽能的產能擴張在疫情期間表現出明顯的彈性，然而，與2019年上半年相比，今年上半年不利的風況和核電產量下降（部分是暫時的，部分是結構性的）阻止了清潔電力生產的更大增長。
歐盟在未來十年內需要將清潔能源在電力結構中的份額增加一倍，才能實現其新的2030年氣候目標。
由于一些歐盟國家結構性調整和法國的生產限制，核電產量減少，導致減少了清潔能源的增長潛力。預計未來十年歐盟的核電裝機仍將下降，電力系統脫碳的情況很大程度上取決于風能和太陽能的快速增長。
疫情期間，風能和太陽能裝機增長顯示出很高的彈性。然而，受不利天氣條件的影響，2021年上半年風光總發(fā)電量比2020年降低3%，主要原因是風能發(fā)電下降了7%。這個變化被其他可再生能源的產量增加所抵消，特別是水電，從而確保了今年上半年可再生能源發(fā)電量的整體增長。
