歐洲西北部基準天然氣價格今年下跌逾25%，推動天然氣發(fā)電價格降至燃煤發(fā)電成本以下，并為主要地區(qū)電力生產(chǎn)商轉(zhuǎn)換燃料奠定了基礎(chǔ)。

同時運營天然氣和燃煤電廠網(wǎng)絡(luò)的公用事業(yè)公司，如歐洲最大的經(jīng)濟體德國，可能會增加天然氣電廠的發(fā)電量，并削減燃煤電廠的產(chǎn)量，以應(yīng)對運營成本的波動。

由于燃氣發(fā)電單位發(fā)電量的污染排放量通常不到燃煤電廠的一半，因此，即使發(fā)電量水平上升，任何從煤炭發(fā)電到天然氣發(fā)電的持續(xù)轉(zhuǎn)變都可能導(dǎo)致電力行業(yè)的排放大幅減少。

成本優(yōu)勢

根據(jù)LSEG的數(shù)據(jù)，到目前為止，荷蘭天然氣網(wǎng)絡(luò)(TTF)的天然氣期貨價格在2024年下降了26%，降至每兆瓦時23.8歐元左右。

主要天然氣消費市場的天然氣庫存高于正常水平，加上消費者需求疲軟導(dǎo)致工業(yè)天然氣使用持續(xù)疲軟，這對天然氣價格和市場人氣構(gòu)成了壓力。

由于TTF中心是歐洲主要的天然氣交易和價格制定地區(qū)之一，歐洲西北部其他地區(qū)的天然氣價格也出現(xiàn)了類似程度的下降。

今年到目前為止，該地區(qū)煤炭價格僅下跌了8%至10%，因此天然氣價格的下跌導(dǎo)致天然氣發(fā)電成本低于煤炭發(fā)電的平均發(fā)電成本，即所謂的煤制氣轉(zhuǎn)換價格。

根據(jù)LSEG的數(shù)據(jù)，煤制氣的轉(zhuǎn)換價格估計約為每兆瓦時26.8歐元(合29.08美元)，因此燃氣發(fā)電企業(yè)目前對比燃煤發(fā)電企業(yè)每兆瓦時的成本優(yōu)勢約為3.4歐元。

然而，除非電力公司相信燃氣發(fā)電的平均成本將在較長一段時間內(nèi)保持低于燃煤發(fā)電的平均成本，否則區(qū)域電力生產(chǎn)不太可能大規(guī)模地從煤炭轉(zhuǎn)向天然氣。

天然氣價格持續(xù)低迷

到目前為止，2024年歐洲西北部的煤制氣轉(zhuǎn)換價格平均為29.8歐元/兆瓦時，而今年的平均天然氣成本為28.3歐元/兆瓦時。

LSEG的數(shù)據(jù)顯示，這一差距略低于5%，到目前為止還不足以在歐洲西北部的發(fā)電結(jié)構(gòu)中產(chǎn)生劇烈的波動。

然而，天然氣期貨的遠期價格表明，未來六個月，天然氣價格將比煤制氣轉(zhuǎn)換價格低11.2%左右。

這將為電力公司提供加速煤制氣轉(zhuǎn)換的空間，特別是在那些能夠在短時間內(nèi)靈活調(diào)整天然氣和燃煤產(chǎn)量的電力系統(tǒng)中。

在德國，天然氣發(fā)電成本下降之際，整體批發(fā)電價已降至2021年初以來的最低水平，此前12個月中有7個月出現(xiàn)下降。

批發(fā)電力成本的降低反過來又促使德國發(fā)電企業(yè)采取削減成本的措施，以保持運營利潤率，這應(yīng)該會導(dǎo)致電力系統(tǒng)更多地使用更便宜的天然氣，而不是更昂貴的煤炭。

排放的影響

能源智庫Ember的數(shù)據(jù)顯示，德國電力部門每發(fā)電太瓦時(TWh)，燃煤發(fā)電排放的二氧化碳(CO2)和當(dāng)量氣體約為1240萬噸。

相比之下，德國的燃氣發(fā)電每太瓦時排放約550萬噸二氧化碳，相當(dāng)于燃煤電廠排放量的44%。

鑒于德國能源生產(chǎn)商已經(jīng)承諾將減排作為國家減少污染努力的一部分，最近發(fā)電成本的變化有利于天然氣而不是煤炭，這可能有助于在未來幾個月加速這些努力。

隨著春季供暖需求的減少，電力公司將能夠降低所有發(fā)電廠的發(fā)電量，因此供暖旺季即將結(jié)束，也將有助于減少電力污染。

一個關(guān)鍵的不確定因素是德國工業(yè)的電力需求水平。過去幾個月，德國工業(yè)一直受到消費者興趣疲軟的影響。

今年開始實施的新的固定電力成本可能會刺激一些工廠在2024年提高產(chǎn)量，并可能導(dǎo)致德國企業(yè)今年的能源使用總量穩(wěn)步攀升。

但是，如果工業(yè)用電量的上升與一般供暖需求的下降相吻合，德國的電力生產(chǎn)商應(yīng)該能夠保持總體電力輸出水平基本持平，并允許使用更多重氣體的燃料組合，從而降低電力排放。

而且，即使工業(yè)電力需求的復(fù)蘇迫使發(fā)電企業(yè)提高總產(chǎn)出，天然氣在發(fā)電組合中所占的較高比例也應(yīng)該有助于控制總排放量。