恢复与转型中的国际石油公司
2022/5/6
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[中国石油新闻中心2022-05-05]面对高油价和能源转型大势——石油公司谨慎应对市场变化
2021年，国际油价大幅上涨，全年布伦特油价均价为70．95美元/桶，同比上涨64．2％。受油价快速回升影响，国外石油公司的经营业绩大幅增长，现金流充足，资本市场表现回暖，但对未来油气行业发展仍持谨慎态度，资本支出仍较为保守，油气产量继续下滑，低碳转型步伐进一步加快。
大公司油气产量下降，独立石油公司产量回升
2021年，国外石油公司的油气产量并未随油气价格的攀升而大幅上涨。国际大石油公司中除雪佛龙油气产量小幅增长外，壳牌、bp、埃克森美孚和道达尔均较2020年有不同程度的下降，合计油气产量为1618万桶/日，同比降幅达2．4％，其中原油产量下降5．6％，天然气产量下降0．2％。
虽然油价大幅回升，但国际大石油公司普遍下调了未来油气产量目标，上游资本支出持续下降，此前制订的上游资产剥离计划仍加速推进。此外，2020年受超低油价影响，多家石油公司因压减费用，设备检修被迫推迟至2021年，也影响产量恢复。
国家石油公司油气产量同比小幅减少1％，独立石油公司油气产量恢复较快，同比增长11．5％，主要受康菲石油和戴文公司油气产量增长拉动。康菲石油在2021年1月完成对康乔资源公司的收购，这是2011年以来最大的纯页岩收购交易，9月宣布收购壳牌在二叠纪盆地的资产，一举跻身二叠纪盆地顶级页岩油生产商之列。预计随着国际大石油公司继续剥离非核心领域，大型独立石油公司的整合并购仍将继续并逐渐成为主要石油生产商。
大公司原油加工量下降，成品油销量小幅回升
2021年，国际大石油公司继续剥离非核心炼厂和低效炼油能力，五大石油公司（壳牌、bp、雪佛龙、埃克森美孚和道达尔）合计原油加工量同比下降2．9％。
在缩减规模的同时，国际大石油公司加快现有炼厂转型升级。壳牌在剥离非核心炼厂的同时，对其所属的14个炼厂进行升级改造，计划至2030年整合成6个高价值的能源与化工品园区。道达尔将法国一炼厂改造成生物燃料厂，雪佛龙也计划成立合资企业扩大生物燃料生产。
2021年，国际大石油公司的成品油销量随着经济复苏有所增长，同比增长3％，但受新一轮新冠疫情影响，油品需求量恢复力度有限，仍未恢复到疫情前水平。
经营业绩大幅回升
得益于国际油价的大幅增长，2021年国外石油公司的经营业绩均大幅回升。其中，国际大石油公司平均营业收入超2000亿美元，同比增长52．6％，基本恢复至疫情前水平，平均净利润为165亿美元，为2014年以来的最高水平。
国家石油公司营业收入同比增长62．6％，净利润是上年的19．7倍。独立石油公司以上游业务为主，在油价快速回升的形势下，营业收入增幅最大，同比增长85．5％，平均盈利33亿美元。
2021年，虽然国外石油公司的油气产量普遍下降，但得益于油价大幅上涨，上游业务均实现扭亏为盈，超过2019年水平，重回石油公司的利润主体。下游业务的利润增速较小，虽然实现了盈利，但远低于疫情前水平。
2021年，国外石油公司的自由现金流均大幅提升，是上年同期的3倍，一方面是油价回升，经营现金流大幅增加；另一方面是更加重视现金流的稳定，控制投资规模缩减成本。
2020年，国际大石油公司为缓解资金紧张状况，均提高了负债水平，合计发行了近400亿美元债券，资本负债率达到近10年来的最高点。为应对高负债率可能带来的财务风险，2021年国际大石油公司普遍进行降杠杆，平均资本负债率降低6个百分点。bp明确表示，要将2021年盈余资金的40％用于降低债务。
投资更加谨慎
与以往明显不同的是，此轮油价回升虽然使石油公司利润和现金流大幅增长，但并未带来投资的同步扩张，国外石油公司合计资本支出与上年相比小幅增长1．1％。
国际大石油公司的投资更加谨慎，仅壳牌和道达尔同比小幅增长，bp、埃克森美孚和雪佛龙继续显著下降，5家公司合计资本支出同比减少5．88％。一方面，国际大石油公司对油价维持高位信心不足，谨慎看待后市，确保资产负债表稳健；另一方面，努力维护投资者关系，利润优先用于提高分红和股票回购。
2021年，国际大石油公司上下游板块资本支出同步缩减。上游业务平均资本支出为114．2亿美元，同比下降5．5％。道达尔和壳牌等欧洲公司大幅增加新能源、一体化天然气领域的支出，上游投资较2020年略有回升；埃克森美孚、雪佛龙等美国公司由于股东反对投资油气业务、支出预算降低等原因，上游支出减少。下游业务平均资本支出为31．7亿美元，同比减少24．5％。在低碳转型和未来油气价格不确定性较大的背景下，各公司均收缩了碳排放强度较高的勘探生产、炼油业务投资，加大了相对清洁的天然气和前景较好的化工业务投资。
国家石油公司由于肩负着保障一国财政收入的任务，对油气业务的投资仍保持在较高水平，全年合计资本支出增幅为5．2％，其中，沙特阿美表示对未来全球原油需求非常乐观，资本支出同比增长18．4％。
独立石油公司对油价回升反应较为敏感，除马拉松石油外，资本支出均有不同程度的增长，合计同比增长14．6％。
资本市场表现回暖
2021年，因国际油价提振和经营业绩回升，国际大石油公司在资本市场的表现回暖，截至12月31日，五大石油公司股价平均上涨31．74％，其中，表现最好的是埃克森美孚，涨幅为48．5％。
市场投资者对公司战略和经营决策的影响日益加大，国际大石油公司在业绩回升后迅速宣布优先提高分红和股票回购，用来稳定市场情绪，改善投资者关系。雪佛龙连续34年保持分红增长；壳牌前三季度股息分红同比上涨34％；bp虽然在2020年发布的十年战略里表示未来要将季度股息稳定在5．25美分/股，但自2021年二季度起，股息分红提高至5．46美分/股；埃克森美孚和道达尔的分红力度继续保持2020年四季度水平，并重启股票回购计划。
石油公司采取差异化转型策略
2021年，国际大石油公司受到来自投资者和环保组织的低碳转型压力明显加大，各公司继续降低投资总额及上游支出占比，上游业务进一步向核心领域集中，缩减炼油与化工等高碳业务，加大新能源及负碳技术等领域投入，并增加了股票分红、回购力度以维护与投资者的关系。
国家石油公司肩负着保障资源国当地财政收入、民生的任务，尽管少数公司提出了净零排放目标，但并未公布收缩油气业务的计划。
独立石油公司借助原油价格回升，收购了大批油气资产，增加了勘探开发活动。
上游集中开发深水及非常规资源
自新冠疫情及低油价以来，国际大石油公司陆续下调了中长期油气产量目标，部分公司产量已提前达峰，bp、壳牌先后宣布未来产量递减计划，埃克森美孚也宣布未来产量维持在当前水平不再增长。
随着净零目标的确立和产量计划的公布，国际石油公司一边加速剥离上游高碳油气资产，一边推进绿色清洁能源项目，投资低碳强度油气资产和优质深水资产成为石油公司兼顾碳减排目标并保证现金流的重要策略。
2021年以来，国际油价较快回升，国际大石油公司利用此轮油价上升期持续推进资产剥离计划。埃克森美孚退出了加纳深水项目、黑海天然气项目、加拿大部分区块和美国本土页岩气资产；bp放弃了哈萨克斯坦石油勘探项目和北海油田部分权益；雪佛龙出售了加拿大油砂权益和美国页岩资产；道达尔将奥里诺科区块重油项目股份转让给委内瑞拉国家石油；壳牌将美国二叠纪盆地资产出售给康菲石油。
2021年，国际大石油公司战略重点继续向基础设施完善、风险较低、回收周期短、成本低的区块集中。由于深水、非常规资源开发成本下降，各公司将上游业务重心转向这些低成本、高潜力的区块。bp和壳牌于6月启动了墨西哥湾日产油约2万桶的项目；雪佛龙、道达尔和卡塔尔石油6月通过竞标获得了苏里南3个近海区块的开采权；埃克森美孚计划将90％的上游投资用于发展圭亚那、巴西的深水油气资源和美国二叠纪盆地非常规资源。此外，国际大石油公司油气资产地域分布更加集中，参与油气合作的国家数量不断减少。
炼油归核化趋势明显
2021年，国际大石油公司继续剥离非核心炼厂和低效炼油能力，基于竞争优势的业务归核化趋势明显，呈现四个突出特点：
一是继续剥离非核心炼厂和低效炼油能力。2021年，五大石油公司合计原油加工量较2020年减少2．9％，较2019年减少14．7％。
二是加强技术创新和节能减排，朝着更智能、更有效率的方向发展。bp在调减加工量的同时，计划在其位于美国华盛顿州的CherryPoint炼厂投资2．69亿美元，以提高炼厂的效率，减少碳排放，并提高可再生柴油产能。壳牌计划到2030年将所属的14家炼厂整合成6个高价值的能源与化工品园区，改造完成后将减少55％的传统燃料油产量。
三是积极进行炼厂低碳化转型。为配合能源转型的战略目标，国际大石油公司将部分炼厂转向生产生物燃料。道达尔将法国一炼厂改造成生物燃料厂，预计2024年投产。雪佛龙和全球四大粮食出口商之一的邦吉成立合资企业，共同开发以大豆为原料的混合燃料。
四是化工业务向高端特色化发展。壳牌聚焦化工中间体及特殊化学品的生产研发；埃克森美孚未来投资主要集中在高端化工产品领域，占新计划产能的70％。
拓展油气销售终端
成品油销量受新一轮新冠疫情影响，恢复力度有限，但终端拓展步伐仍在加快。为稳定收入、提升抗风险能力，石油公司积极调整下游布局，改变销售终端的运营模式，成品油销量较2020年有所回升，但仍没有回到2019年的水平。
因疫情导致消费乏力，国际石油公司逐渐将营销重点从供给侧转向需求侧，改变过去的生产、转化、销售给消费者的模式，向以消费者为中心的反向循环转变。
bp在最新的十年战略里，将“便利零售和移动出行”纳入三大重点发展领域，推动北美销售终端改革，通过研究消费者习惯、推行消费者忠诚系统，增加消费终端附加值；壳牌为提高客户使用便捷度，在英国范围内完成“加油—充电”支付系统整合，并收购澳大利亚电力和天然气零售商Powershop公司，扩大当地天然气终端销售。
多方施压加速转型
2021年，国际大石油公司面临的内外部治理环境发生重大变化，各方监督监管更为严苛，投资者对公司治理层的压力、控制力持续增强，迫使这些公司采取更为快速、有效的方式削减碳排放。
石油公司面临的监督与监管更加严苛。2021年5月，多家非政府环保组织和个人起诉壳牌转型不力，法院最终裁定壳牌公司对气候变化负有部分责任，责令其2030年碳排放总量要比2019年减少45％，远大于壳牌此前碳排放量减少20％的目标。此次判决使壳牌成为全球首个因转型不力而被裁决的石油巨头，表明了社会各界对低碳转型的坚决态度。
投资者对公司治理层的影响力持续增强。在埃克森美孚2021年度股东大会上，由于不满该公司的碳减排措施，投资者提出了重组董事会的要求。在雪佛龙的股东大会上，约61％的投资者无视该公司董事会的反对，要求将该公司用户产生的碳排放纳入减排目标。道达尔同样受到来自投资者的压力，该公司股东集体通过了将公司名称由“道达尔”更改为“道达尔能源”的决议，并启用了全新的品牌标识。
国际大型金融机构加速向低碳能源转型倾斜，各大金融机构已经表明其应对气候变化的2030资本对策。全球第一大化石燃料行业融资供应商摩根大通计划到2030年将油气投资降低15％，并为气候行动和可持续发展投入2．5万亿美元。花旗银行也宣布到2030年将投入1万亿美元“资助和促进广泛的气候解决方案”。未来，融资问题将成为传统油气业务的制约因素之一。
低碳转型路径差异显现
2021年，国际石油公司在不同程度上加大了低碳业务投资，低碳业务收并购、直接投资项目数量显著增加。道达尔公开表示未来4年的低碳业务投资占比将达到资本支出总额的25％；雪佛龙未来4年上游资本支出的2/3将用于降低上游项目的碳排放强度。
欧洲公司将油气业务作为大力发展光伏、氢能等可再生能源的资金来源。道达尔能源将在稳步发展传统油气业务的同时，积极谋划转型，随着油气价格恢复上涨有序推进油气投资。道达尔能源预计，全球石油需求将在10年内达到峰值。
美国公司正在加大对CCS等负碳技术的布局。埃克森美孚受到来自政府政策和投资者的压力，考虑制定净零排放承诺，计划增加投资，利用公司的技术和规模优势，集成和捕集全球碳足迹。2021年，埃克森美孚提前4年实现了2025年碳排放强度降低计划。雪佛龙首次承诺到2050年实现净零排放。
资源国国家石油公司肩负着保障国家财政收入的任务，仍将保持现有油气产量规模，转型没有实质性进展。2021年10月，沙特阿美公司宣布将在2050年前实现净零排放，但同时也宣布，在2027年前将持续扩大产能至1300万桶/日。巴西国家石油公司计划投资680亿美元扩大其原油产量，比此前宣布的550亿美元大幅增加，占其2022～2026年计划投资总额的84％，尽管该公司宣布了减碳计划，巴西仍是油气产量增长最快的地区之一，正在计划成为全球五大原油生产国之一。
独立石油公司转型压力最小，产量恢复最快。与国际大石油公司控减投资、降低产量不同，美国页岩油产量已超900万桶/日，创疫情以来的最高纪录，主要是由于独立石油公司产量的迅速回升及北美地区高度活跃的资产交易活动。2021年，美国卡博特公司以96亿美元的价格收购Climarex能源公司；康菲石油以97亿美元收购了康乔资源公司后，2021年又以95亿美元收购了壳牌二叠纪盆地区块，进一步扩大了油气业务。
石油公司碳减排目标
·壳牌
以2016年为基准，出售的能源产品碳足迹2035年减少30％，2050年减少65％（2016年碳足迹为79克/兆焦）。短期目标为2019～2021年较2016年减少2％～3％，2030年日常伴生气燃烧排放净零，到2050年实现净零排放。
·bp
到2050年或更早，在全部作业中的碳排放绝对数字为零；上游油气业务的碳含量绝对数字为零；销售产品的碳排放强度降低50％；绝对减排至零，减少大概4．15亿吨的碳排放量。
·道达尔能源
2050年前或更早在全球实现范围1（直接温室气体排放）和范围2（企业外购能源产生的温室气体排放，包括电力、热能等）的净零；2050年或更早在欧洲实现生产经营和产品范围1、范围2和范围3（其他间接温室气体排放）的净零目标；2050年能源产品平均碳强度减少60％以上（小于27．5克/兆焦），短期目标为2030年减少15％，2040年减少35％。
·埃克森美孚
2016～2020年甲烷排放减少15％，伴生气燃烧减少25％；2025年优质生物燃料产能达1万桶/日。
·雪佛龙
2050年在上游业务实现范围1和范围2的净零排放，2028年前，将碳排放强度降低35％，到2030年前实现常规燃除的零排放。
·挪威国家石油
2050年前范围3排放强度至少减少50％；可再生能源装机容量2026年达到4～6吉瓦，2035年达到12～16吉瓦。
·沙特阿美
到2050年实现运营净零排放，到2030年每年减少2．78亿吨碳排放量，同时将甲烷排放量较2021年水平减少30％。
·巴西国家石油
2025年运营中的碳排放绝对量较2015年不增长；2015～2025年勘探与生产活动的碳排放强度减少32％，炼油活动减少16％。
全球能源行业恢复性发展
[中国石油新闻中心2022-05-05]
2021年，世界经济呈恢复性增长态势，但由于疫情持续反复，经济复苏情况未达预期。全球经济增长5．9％，发达经济体增长5．2％，新兴市场和发展中经济体表现更好，整体增长6．4％，其中印度增长9．5％、中国增长8．1％。在全球经济复苏的背景下，全球能源消费整体恢复，但恢复水平与速度参差不齐。能源转型整体趋势不变，同时充满不确定性。中国成功抵御疫情，为经济发展提供了坚实保障，国内能源生产稳定增长，能源利用效率持续提升，能源消费结构进一步优化，终端用能电气化水平加快提高。
全球能源消费呈增长态势
2021年，尽管疫情继续延宕，但能源消费随着经济复苏呈现增长态势。全球能源生产消费沿着多元化、低碳化、数字化的方向加速转型，同时，受疫情、主要经济体货币政策转向，特别是地缘冲突加剧等多重因素影响，未来能源转型任重道远。
世界能源消费恢复强劲但不均衡
1．全球一次能源消费增速超过疫情前水平
2021年，全球一次能源消费量估计为138．4亿吨油当量，较2020年增长5．2％，较疫情前的2019年增长0．9％。化石能源消费量均呈现大幅回暖趋势，其中煤炭增长6％、石油增长6．1％、天然气增长4．6％。非化石能源呈现稳定增长态势，核能增长2％、水能增长2％、非化石能源整体增长3．6％。
2021年，能源结构方面，各类能源占比较2020年基本稳定。非化石能源消费占比略有减少，下降0．3％；全球石油需求稳步回升，石油占比增长0．2％；四季度全球电力紧缺，煤电成本低廉，发电量上升，煤炭占比回升0．2％；气价剧烈波动影响了天然气消费量复苏，占比下降0．2％。全球能源转型进程在疫情影响下曲折前进，非化石能源中核能消费绝对量上升，但占比下降0．2％，总量有所上升；水能占比下降0．2％；风、光及其他非水可再生能源总占比保持不变。
2．所有地区能源消费量均呈上升态势
亚太地区，中国经济增长8．1％，能源消费大幅增加，带动地区能源消费增加5．6％。北美经济体量大，经济恢复情况好于预期，能源消费增加5．1％；中东地区增加3．3％，非洲增加4．6％，中南美地区增加3．3％，这3个地区经济基数小，能源消费量增幅有限；欧洲及欧亚大陆上升5．7％，由于2021年下半年开始的能源危机，欧洲重启燃煤电厂，能源消费量较亚太和北美地区增幅更大。
3．能源消费清洁化进程放缓
2021年，只有亚太地区的非化石能源占比较2020年有所提高，其他地区均有所下降。2021年，欧洲天气反常、美国遭遇极端干旱天气，造成风电和水电骤降，欧美的煤炭、天然气消费回升，同时中国、印度的煤炭消费也出现反弹。与此同时，全球可再生能源发电实现了有史以来最大的增长，特别是在欧洲和亚太地区，可再生能源发电装机容量快速增长，能源转型在曲折中前进。
全球发电量增长明显，煤电显著增长
2021年，全球发电量估计为28．32万亿千瓦时，较2020年增长5．6％，超过疫情前的2019年。
1．煤电逆市增长，可再生能源增速创纪录
从结构看，极端天气和气价飙升刺激了2021年全球发电量的复苏，可再生能源发电量取得了有史以来最大的增长。与此同时，2021年由于气价创历史新高，煤电用量大幅增加，较2020年增长9％，油电增长2％，气电增长0．2％。全球核能发电量有所回升，尤其是新兴市场的崛起，2021年全球核能发电量较2020年增长2％。可再生能源发电量增加8％，但依然无法满足不断增长的清洁能源需求。
2021年，估计全球化石能源发电量为17．48万亿干瓦时，较2020年增加6％，发电占比为61．6％，较2018年减少1．2个百分点。非化石能源发电量为10．8万亿千瓦时，增速为4．9％，发电占比为38．4％。非化石能源虽然保持增长，但增速收窄，其增长主要归功于疫情前的投资。2021年，全球能源相关碳排放增长6％，电力系统清洁化进程艰难。
2．亚太地区发电量引领全球增长
亚太地区是用电量明显增长的地区。得益于中国、印度经济的恢复性增长，亚太地区用电占比由2020年的48．2％增至2021年的49．5％。2021年，中国电力需求增长了10％，快于8．4％的经济增长。
北美、欧洲及欧亚大陆用电占比分别下降0．6％、0．5％，中南美用电占比下降0．1％，中东和非洲基本持平。
3．新增可再生能源发电装机容量再创新高
2021年，全球新增可再生能源项目将近290吉瓦，与2020年相比增长3％。光伏发电装机容量占新增可再生能源发电装机容量的一半以上，其次是风电和水电。2021年，估计全球非水可再生能源发电装机容量达到154．3吉瓦，增速为16％，较2020年收窄3．4个百分点。其中，风电增加17％，达到8．4吉瓦；光伏增加20％，达到6．9吉瓦。当前，风电单位装机成本已进入稳步下降期，且多作为大型风机应用于集中风电场，而随着分布式能源系统的推广，光伏（特别是小型分布式光伏）将成为未来非水可再生能源发展的方向。
展望2022年，全球经济增长和能源供需格局将受到影响，疫情和全球供应链短缺将带来通胀影响，能源和大宗商品价格可能进一步提升，直接拉动下游商品成本激增，经济损失将更严重。同时，能源供需格局可能重构，欧洲油气消费或进一步压缩，全球油气需求将进一步“东移”。
欧盟未来几年的能源政策和计划或将改变。欧盟的短期重点是从脱碳转向能源安全，可能更多依赖煤炭、核能和天然气发电，总体上允许更多碳排放。长期来看，欧盟还将加速能源转型，提升电气化水平，加速新能源发展替代化石能源，并提高能效，从而减少对天然气的依赖。
中国能源供需处于紧平衡状态
2021年，中国经济持续稳定恢复，能源需求较快增长，能源供需处于紧平衡状态。其中，煤炭生产基本保特稳定，但供应偏紧，价格高位震荡，原油生产平稳增长，天然气、电力生产增长较快，清洁能源发电比例持续增加，能源清洁化进程不断推进。
能源消费加快向绿色低碳转型，能源结构清洁化进程加速
1．一次能源消费增速较快
2021年，估计全年能源消费总量为52．4亿吨标准煤，增速为5．2％，能源消费较2020年快速增长。其中，原煤消费量为40．5亿吨，与2020年同期基本保持一致，石油表观消费量为7．12亿吨，比上年回落2．7％；天然气消费量达到3654亿立方米，比上年增长12％。未来，中国要逐步形成煤炭、石油、天然气、非化石能源多维度协调发展及安全高效的能源供给体系，但是煤炭应作为基础性保供能源储备长期存在。
2．清洁化进程加速
2021年，估计全国煤炭消费占比为56％，较2020年下降0．8个百分点。石油占比为18．8％，较2020年基本不变；天然气、非化石能源等清洁能源占比达到25．2％，较2020年增加1．1个百分点。能源消费加快向绿色低碳转型。
3．单位产值能耗继续下降，温室气体排放得到有效控制
2021年，中国单位GDP产值能耗为0．541吨标准煤/万元，较2020年下降2．9％，降速有所放缓。
中国积极应对气候变化，2021年全国单位GDP碳排放下降3．8％，截至2020年底，中国碳排放强度比2015年下降18．8％，向着“到2030年中国单位GDP碳排放将比2005年下降65％以上”的目标努力，力争2060年前实现碳中和。
煤炭消费量小幅增长，下半年煤炭价格强劲反弹
1．“双碳”目标下供给政策持续深化，中期煤炭紧供给有望持续
2021年10月，“双碳”纲领性文件发布，“十五五”煤炭消费减少写入主要目标。煤炭需求或于2025年触顶，但短期内能源支柱地位不会动摇。在新增产能及产量挖潜空间有限的背景下，煤炭供给有望先于需求达峰，在不考虑进一步煤炭限价政策的预期下，煤价中枢将获得重塑，有望在偏高位达到平衡。在“双碳”背景下，供给政策将持续深化，行业集中度加速提升，龙头煤企中短期受益于煤价重塑，长期需求回落阶段仍具备防御优势。
2021年，估计全年煤炭消费量为40．5亿吨，消费量增长4．6％；疫情让实体经济对电力的依赖度增加，同时冬季气温较低使得煤炭需求明显增加，一定程度上拉高了电煤及煤炭消费。此外，国外订单的增加也成为煤炭需求的增长点。
2021年，全国规模以上企业煤炭产量为41．3亿吨，比2020年增长5．7％。2021年，全国共进口煤炭3．23亿吨，比2020年增长6．6％。
2．煤价波动较大，火电需求高增，供给释放缺乏弹性
2021年，煤炭价格在560～2592元/吨运行，其中动力煤价格于一季度经历短暂回调后，进入上行通道。
一季度、二季度、三季度和四季度的均价分别为739元/吨、872元/吨、1140元/吨和1412元/吨，同比分别增长31．5％、67．8％、98．2％和117％。电厂库存触及历史低位，电热企业长协全覆盖收紧市场现货煤供给，煤价弹性放大，2021年10月后价格一度达到2592元/吨的高位，后持续在1090元/吨。
2021年，重点电厂煤炭库存相对保持较高水平，煤炭可用天数为11～22天，随着年底气温下降，虽然下游电厂已提前将电煤库存补充高于往年同期的水平，但是重要中转港口的煤炭库存处于低位，而且预计旺季难以累库，所以年底煤价持续走高。
电力供给和需求双增，但仍供小于求
1．电力消费结构进一步优化
2021年，全国用电量为8．3万亿千瓦时，较2020年增长10．7％，增速较大。分产业看，第一产业用电量为1023亿千瓦时，同比增长19．1％；第二产业用电量为5．6131万亿千瓦时，同比增长9．6％；第三产业用电量为1．4231万亿千瓦时，同比增长17．7％；城乡居民生活用电量为1．1743万亿千瓦时，同比增长7．3％。2021年，第一产业、第二产业、第三产业及城乡居民用电占比分别为1．2％、67．5％、17．1％和14．2％。
2．非化石能源发电增速较快
2021年，全国发电量为8．1万亿千瓦时，增速为8．1％，较上年大幅上升。其中，火电（以燃煤发电为主）仍占70％以上，增速为8．4％；非化石能源发电量为2．3万亿千瓦时，增速为9．6％；水电、核电、风电和光伏发电增速分别为－2．5％、11．3％、29．8％和14．1％。
3．可再生能源发电装机容量增长显著
2021年全国发电装机容量为23．7亿千瓦，同比增长7．9％。其中，火电装机容量为12．9亿千瓦，同比增加4．1％；水电为3．9亿千瓦，同比增加5．6％；核电为0．5亿千瓦，同比增加6．8％；风电为3．3亿千瓦，同比增加16．6％；太阳能为3．1亿千瓦，同比增加20．9％。2021年，全国新增发电设备装机容量为1．8亿千瓦，较2020年略微下降。其中，水电、风电和太阳能发电合计新增装机容量1．3亿千瓦，占比为73．7％，成为中国电力增长主导力量。
2021年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时数为3817小时，比2020年同期增加60小时。其中，水电设备平均利用小时数为3622小时，同比减少205小时；火电设备平均利用小时数为4448小时，同比增加232小时；核电设备平均利用小时数增加349小时；风电设备平均利用小时数增加159小时。
可再生能源发电加速发展，清洁能源消纳持续好转
1．可再生能源发电装机规模稳步扩大
截至2021年底，中国可再生能源发电总装机容量超过10亿千瓦，占总发电装机容量的44．8％。其中，水电装机容量为3．91亿千瓦，风电装机容量为3．28亿千瓦，光伏发电装机容量为3．06亿千瓦，生物质发电装机容量为3798万千瓦，分别占全国总发电装机容量的16．5％、13．8％、12．9％和1．6％。
2021年，新增可再生能源发电装机容量超过1．29亿千瓦，占全部新增电力装机容量近七成。其中，风电新增装机容量为4757万千瓦，占比为27．1％；光伏新增装机容量为5493万千瓦，占比为31．3％。
2．中国可再生能源高质量发展步伐加快
“十三五”时期，中国可再生能源开发利用规模稳居世界第一，技术装备水平大幅提升，产业竞争力持续增强，取得了举世瞩目的成就。“十四五”时期，中国可再生能源已站在新的历史起点上，正加快步入新阶段。2021年，中国风电和光伏发电经济性显著提高，促进海上风电等可再生能源技术进步，可再生能源发电的发展由扩规模转为提质量。可再生能源将呈现大规模、高比例、市场化、高质量发展新特征。
环球时评
要实现“双碳”目标也要保证能源安全
2021年，煤价大幅上涨，煤炭供需形势严峻导致电力供应不足，出现停（限）电现象。国内煤炭新增产能有限，同时进口煤炭量减少，导致煤炭供给不足。由于电价受限，煤价暴涨至最高2592元/吨，煤电企业盈利情况不佳，发电量减少。同时从需求侧来看，电力需求旺盛，较往年用电需求增加7％～8％，国际贸易的快速增长导致外向型经济省份用电量增加。国内经济活动基本恢复，人民消费意愿较强，加大了电力需求。旺盛的用电需求和电力供给不足导致供需紧平衡，是出现电荒的直接原因。
此次电荒充分反映出低碳转型须实现新旧能源转换的有序衔接。新能源的波动性远超预期，替代风险较高，并且目前出力不足，不可以被完全依赖。能源供应短缺是低碳转型的重要挑战，目前或许低估了新旧能源结构过渡、替代、衔接的风险。新能源在面对气候异常时更具有脆弱性，风电、光伏发电、水电在气候异常时都显示出比传统能源更大的波动。
平衡传统能源与新能源关系。能源及石化行业是实现碳达峰、碳中和目标的关键领域，目前中国碳排放来源中，化石能源燃烧占比约84％，正确把握能源安全供给和中长期绿色转型的关系至关重要。明确能源结构的多元化并不是一味将化石燃料占比降为零，这既不利于国家能源安全，也不符合中国国情。平衡好传统能源与新能源转型之间的关系、处理好能源安全和低碳的协同发展是关键。
减碳与能源备份战略协同发展。国家在大力推进能源清洁替代过程中，不能忽视能源备份战略的重要性，应加快建立能源清洁替代与能源备份协同发展机制。在碳达峰及达峰后一段时期，在储能等相关技术有实质性突破前，新能源发展都需要煤电、煤炭配合。
需突破性技术创新以减少新能源波动。科技创新是推动低碳转型和降低用能成本的根本动力。建议加强科技战略引领，制定新型低碳、零碳技术发展规划，围绕构建新型电力系统、二氧化碳捕集与封存（CCS）/二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术布局等，持续攻克新型清洁能源发电技术和新型电力系统规划、运行及安全稳定控制技术，以及新型先进输电技术、新型储能技术、电氢碳协同利用技术、碳回收和利用技术等。