国家能源集团发布2022年中国煤炭、电力及碳市场年度报告（168页）

来源：国家能源集团技术经济研究院

前 言

2021 年是能源市场波动最为剧烈的年份之一，全球范围内 能源供需矛盾凸显，一场全球性的“能源危机”席卷而来，我国煤 炭电力阶段性供应紧张问题突出，煤炭等能源价格创多年来新 高，欧洲天然气价格和电价飙升，碳价也刷新历史纪录。得益于 党中央、国务院有力推动能源安全保供，我国全年能源经济总体 向好，能源市场强势攀升后回稳，传统能源行业仍在能源稳定供 应中发挥重大作用。

国家能源集团是我国能源市场的“稳定器”和“压舱石”，是最 大的煤炭、电力供应企业，同时也是全国碳市场最大参与主体。国家能源集团技术经济研究院作为集团公司一流智库建设单位， 立足集团公司主责主业，积极开展新形势下的能源市场分析工 作，旨在及时总结能源市场变化、把握能源市场发展规律、研判 能源市场发展趋势。近期形成《中国煤炭、电力及碳市场年度报 告（2021 年总结及 2022 年展望）》，作为系列年度报告，总结 概括我国煤炭、电力及碳市场发展基本情况，分析国内外能源市 场联动关系及热点问题，研判下一年度发展趋势，力求为集团和 有关部门、相关企事业单位提供有价值的参考。

本报告分煤炭篇、电力篇和碳市场篇。煤炭篇从煤炭供给、 需求、运输、库存、价格等多个方面，回顾了 2021 年我国煤炭 市场发展状况和特征，结合产、运、需形势，对 2022 年煤炭供 需、运输和价格趋势作出研判，并提出煤炭市场领域需要关注的几个问题。电力篇重点梳理分析了 2021 年电力消费、电力生产 供应、电力工程建设、电力市场化改革等四个方面的内容，对 2022 年电力供需与市场化改革发展形势进行展望，并提出需要 关注的几个问题。碳市场篇从政策制度、交易情况、履约情况、 存在问题等多个方面，回顾了 2021 年国外主要碳市场、全国统 一碳市场、地区试点碳市场及 CCER 的运行情况，结合国内外气 候政策动向、俄乌冲突与国际能源地缘政治局势等因素对 2022 年碳市场发展进行展望，并就欧盟碳市场价格攀升、碳边境调节 税等热点问题进行专题分析。

报告数据采用国家统计局、生态环境部、中国煤炭工业协会、 中国电力企业联合会、中国碳排放交易网、碳市场试点地区生态 环境主管部门和地方政府等权威机构发布的最新数据，以及国家 能源集团技术经济研究院调研收集、整理统计、分析预测数据。除了特别说明，报告中国内各项统计数据不包含港澳台地区。受时间和水平限制，编写过程中疏漏与不足之处在所难免， 恳请各位读者批评指正，以便再版时修正。

国家能源集团技术经济研究院 

2022 年 4 月

1. 煤炭市场 

2021 年我国煤炭市场经历了波动剧烈的一年，全年煤炭产 量、进口量、消费量和价格均创近年或历史新高，受需求超预期 增长、产能相对不足、煤炭进口格局变化、异常气候等多重因素 影响，煤炭阶段性供需矛盾凸显，在一系列增产保供政策推动下， 煤炭供需关系逐步好转、市场运行趋稳。

一是煤炭主体能源定位得到进一步明确，晋陕蒙煤炭核心地 位进一步巩固。全年煤炭生产持续偏紧，年度产量达到 41.3 亿 吨，创历史新高，在能源电力保供中发挥重要作用。全年晋陕蒙 三省区煤炭产量及增量达到 29.3 亿吨、1.89 亿吨，分别占全国 产量和增量的 72%、82%。 

二是煤炭消费仍处达峰过程中，电力行业和东南沿海消费增 速显著。全年煤炭消费超预期增长，达到 42.7 亿吨，成为新的 峰值，消费增量最大的当属电力行业及煤电布局集中的东南沿海 地区。电力行业耗煤同比上升 2 个百分点达到 56.7%，东南沿海 的广东增长 23%，浙江增长 20%，上海增长 14%。 

三是煤炭进口量增价涨，进口格局出现重大变化。全年煤炭 进口 3.23 亿吨创 2014 年来新高，进口均价同比上升 67.9%。印 尼第一进口国地位得到提升，份额由 46%上升为 60%，俄罗斯取 代澳大利亚成为第二来源国，蒙古受疫情影响对我国出口减少。

四是全年煤炭市场伴随库存大幅变化而剧烈波动，增产保供 成为改善供需和稳定市场的关键，中长协继续发挥稳市场作用。尽管年度煤炭供需总量基本平衡，但时段性的供需矛盾带来煤炭 市场的剧烈波动，库存作为煤炭市场最灵敏的指标出现剧烈变 化，秦皇岛港 5500 大卡动力煤平仓价（以下称港口煤价）作为 煤炭市场风向标，全年呈双周期五段式波动运行。 

展望 2022 年，预计国民经济发展前低后高、稳中有进，全 年经济增长 5.5%左右。煤炭需求仍有增长，经济持续稳定恢复 推动电煤需求保持强劲，高油价驱动煤化工生产热情，基建适度 超前发力促使钢铁建材用煤维持刚需，预计全年煤炭消费量达到 43.7 亿吨（30 亿吨标煤），继续刷新峰值。煤炭产能将有较明 显的提升，上年 2.2 亿吨永久核增产能将会全面释放、1 亿吨应 急核增产能随保供政策延续继续发挥作用，国家发改委还提出采 取综合措施增加 3 亿吨有效产能，“保供给，稳价格，强储备” 基础更为牢固，预计全年煤炭产量达到 43 亿吨的新高。受地缘 政治和国际贸易形势变化影响，进口煤不确定性增加，预计 2.5~3 亿吨。综合来看，2022 年我国煤炭市场基本可以实现供需平衡， 同时也有能力在日益复杂的国际能源供需环境中保持相对稳定 并在全球煤炭市场发挥重要影响力。在港口和产地煤价“合理区 间”等引导下，2022 年煤炭市场价格中枢将出现一定幅度回归， 预计在年初冲高回落后趋稳运行，波动幅度趋窄。中长协基准价由每吨 535 元上升至 675 元，将在新的供需环境下推动长协煤价 稳中有升，并继续发挥市场“稳定器”作用。

2. 电力市场 

2021 年电力消费实现两位数增长；电力装机结构延续绿色 低碳发展态势，发电量突破 8 万亿千瓦时；电力投资增加，电源 建设扎实推进，电网建设稳步恢复；全国市场交易电量保持快速 增长势头。 

一是全年全社会用电快速增长，高技术及装备制造业用电量 增长显著。2021 年，全国全社会用电量 8.31 万亿千瓦时，同比 增长10.3%。全国工业、制造业用电量同比分别增长9.1%和9.9%， 比上年同期分别提高 6.4 和 6.8 个百分点。高技术及装备制造业 用电量同比增长 15.7%，较全年第二产业整体用电量增速快 6.6 个百分点，领跑二产用电需求。 

二是全国发电装机容量增速放缓，水电、风电新增装机分别 为“十三五”以来年投产最多和第二多。全年新增装机容量 1.8 亿千瓦，同比减少 7.9%。截至 2021 年底，全国发电装机容量 23.8 亿千瓦，同比增长 7.9%，比上年同期降低 1.6 个百分点。 

三是发电量增速连续两年回落后激增，除水电发电量同比减 少外其他类型发电量均同比增长。2021 年，全国发电量 8.38 万 亿千瓦时，同比增长 9.8%。全年受电力消费快速增长、水电发 电量负增长等影响，火力发电量增速放缓，水电发电量有所下降， 核能发电量稳步增长，风电、太阳能发电增速较快。

四是全国发电设备利用小时同比增加，除水电设备利用小时 同比降低外其他类型发电设备利用小时均同比增加。2021 年， 全国发电设备利用小时 3817 小时，同比增加 60 小时。分类型看， 核电、火电和风电设备利用小时均同比增加，水电发电设备利用 小时同比降低，并网太阳能发电与上年总体持平。 

五是非化石能源发电装机首超煤电，可再生能源在能源和电 力清洁低碳转型中发挥了重要作用。截至 2021 年底，非化石能 源装机及煤电装机分别达到 11.2、11.1 亿千瓦，占总装机容量比 重分别为47%和46.7%。煤电仍然是我国电力供应的最主要电源， 也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。清洁能源供给能力 不断提升，电力供应结构持续优化。

预计 2022 年，全年全社会用电量增长 5%~6%。各季度增速 总体呈逐季上升态势。预计上半年全社会用电量同比增长 4%~5%，下半年同比增长 6.5%~7.5%。发电装机容量，预计 2022 年底全国发电装机容量将达到 26 亿千瓦左右，同比增长 9%，非 化石能源发电装机合计将达到 13 亿千瓦左右。煤电、气电和水 电供应方面，预计全年煤电发电设备利用小时 4400~4500 小时， 煤电发电量占全国总发电量比重将降至 58%左右。电煤供需总体 平衡，部分地区可能存在时段性紧张，2022 年电煤供需形势总 体将比 2021 年缓和，部分时段仍然存在时段性电煤供应偏紧的 可能性。发电用天然气供需偏紧；预计 2022 年南网经营区来水 总体偏枯。供需形势方面，预计全年电力供需总体平衡，高峰时段部分地区电力供需偏紧；预计迎峰度夏、迎峰度冬期间全国电 力缺口或将分别达到 4000和 5000 万千瓦左右。

3. 碳市场 

2021 年，全球碳排放权交易市场出现诸多具有里程碑意义 的进展，碳市场覆盖规模和地区进一步扩大，各大碳市场活跃度 显著提升，欧盟等主要碳市场价格大幅攀升、迭创新高。总的来 看，全球低碳政策机制逐渐完善，市场信心持续走强。 

一是，国际方面，主要国家碳减排政策目标不断强化，叠加 全球能源危机爆发，主要碳市场价格均呈现大幅上涨。国际主要 碳市场均不断强化市场机制建设并收紧碳配额，其中欧盟调高 2030 年碳减排目标，区域温室气体减排倡议（RGGI）宣布进行 “第三次存储配额调整”、进一步收紧排放总量，加州-魁北克 碳市场（WCI）配额总量递减速率升至 4%并提升碳价上限，韩 国碳市场进一步扩大纳入范围、提升配额拍卖比例到 10%，新西 兰碳市场也正式启动了排放配额拍卖等市场机制。与此同时，全 球能源危机与天然气价格大幅上涨，共同推动了主要碳市场年内 碳价大幅攀升，其中欧盟碳期货结算价由年初的 33.56 欧元/吨攀 升至 73.28 欧元/吨，碳价全年涨幅高达 118%，英国、北美及新 西兰碳市场碳价全年涨幅达到 70%左右，韩国碳市场碳价全年涨 幅为 40%。 

二是，国内方面，全国碳市场正式启动，首个履约期内总体 碳价格稳定，交易活跃度较低，市场运行平稳有序。2021 年 7月 16 日全国碳市场正式上线交易，首批纳入 2162 家发电企业， 覆盖碳排放量约 45 亿吨，一举成为全球覆盖碳排放量最大的碳 排放权交易市场。开始首年，全国统一碳市场累计成交约 1.79 亿吨碳配额，成交额约 76.61 亿元。从总体碳市场走势来看，首 个履约期内碳价格总体平稳，平均碳价约 42 元/吨；受市场基本 制度和交易机制尚不完善等因素影响，市场主体总体以履约为目 的进行交易，全国碳市场首个履约期活跃度总体偏低，平均换手 率仅为 2%，且市场主体在临近履约期集中交易的“潮汐”现象 明显。

三是，国内试点碳市场方面，由于总量设定、配额分配方法、 交易主体、交易产品、MRV 体系等市场机制方面有较大差异， 各试点市场价格、成交量分化问题较为明显。北京碳价格水平最 高，全年在 40~90 元/吨震荡；深圳碳价格最低，全年在 15~25 元/吨徘徊。广东成交量、成交额整体占比最高，分别占比 41.83% 和 44.15%；福建成交量、成交额占比整体相对最低，分别占比 3.15%和 1.30%。

四是，国家核证自愿减排量（CCER）交易方面，受到 CCER 允许被用于抵消全国碳市场履约的政策影响，2021 年 CCER 价 格累计增长近一倍，交易量同比大幅增长。CCER 由年初的十几 元/吨攀升至 30 元/吨以上；年内共计成交 17678 万吨，同比大幅 增长。截至 2021 年底，CCER 累计成交 4.43 亿吨。其中，上海 成交量持续领跑，累计成交 1.70 亿吨，占比 38%。

展望 2022 年碳市场，俄乌冲突对地缘政治格局和国际经济 贸易走势产生不可预见性影响，尤其将进一步加剧短期内全球能 源供需紧张局势，2022 年能源价格或将延续上涨态势，对碳价 格走势增添较大不确定性。欧盟碳边境调节机制（CBAM）政策 将于 2023 年正式执行，国际碳市场和碳定价机制的联动效应或 将逐步显现。国内碳市场将进一步加快相关制度体系的建设与完 善，《碳排放权交易管理暂行条例》有望于 2022 年正式发布， 通过立法进一步明确碳市场的作用和地位，将为我国碳市场建设 提供更高层次、更加清晰坚实的法律保障。随着全国碳市场控排 规模和减排需求的逐步扩大，全国 CCER 项目备案和减排量签发 有望加速重启。