受疫情防控措施放松、经济强劲反弹、极端气候事件频发、传统化石能源前期投资下滑、可再生能源因不利天气“出力不足”和大宗商品价格普涨等多重因素的共同作用，今年9月以来国际能源市场上天然气和煤炭价格飙涨，电力价格大幅上升。
国际能源市场动荡凸显了主要能源生产和消费国之间的利益冲突和博弈。欧洲天然气短缺加剧了欧、俄和美三方在“北溪-2”管道投产许可方面的角力，国际油价上涨也使“欧佩克+”面临着日益增加的增产压力。
一、导致能源危机的主要原因
此次国际能源危机的震中位于欧洲和亚洲。欧洲的电力系统高度依赖天然气发电，天然气的供应短缺和价格大幅上涨导致电价急剧上升，居民和企业的用电负担显著增加。亚洲的电力系统高度依赖煤炭，一些国家由于煤炭库存短缺导致电力供应紧张，出现拉闸限电现象，一些工厂被迫停工停产，对全球供应链的稳定运行构成威胁。
本轮国际能源危机与疫情引发的能源价格大幅下跌以及对传统化石能源投资削减等因素密切相关。
首先，对化石能源投资不足导致产能下降。受疫情影响，国际油气价格曾在2020年4月出现断崖式下跌并在2020年下半年维持低位，从而导致油气投资大幅下降，为当前油气产能不足埋下了隐患。随后全球碳中和运动的快速推进进一步削弱了各国对化石能源投资的积极性，加大了化石能源供应的瓶颈制约。而当疫情防控放松、经济复苏和极端天气事件频发引起能源需求快速反弹时，能源产能不足的矛盾就凸显出来。2021年1月亚洲异常寒冷的天气和巴拿马运河通道受阻，导致亚洲液化天然气（LNG）现货市场标杆价格——日韩基准价（JKM）飙升至32.5美元/百万英热单位的历史最高点。
其次，极端天气频发使得各国对能源的需求上升，导致传统能源库存下降，而新能源受天气影响，发电量出现下滑，因而供需矛盾凸显。极端天气是导致近期天然气价格飙升的重要原因之一，并波及原油和煤炭市场。一方面，2020～2021年北半球冬季严寒和今年夏季酷热刺激了居民供暖和制冷需求，这直接导致了欧洲市场天然气库存的下降。另一方面，今年春夏的干旱天气导致美国和巴西的水电站蓄水量走低，水力发电量下滑；夏秋两季北欧又由于风力不足导致风力发电量也低于过去两年的平均水平。天然气库存下降和新能源用能不稳致使欧洲市场天然气价格飙升，欧洲天然气现货价格由2020年5月谷底的1.58美元/百万英热单位上涨至2021年10月的25美元/百万英热单位。欧洲市场天然气价格飙升带动亚洲天然气价格上涨，使得亚洲液化天然气基准价格JKM飙升至超过50美元/百万英热单位。此外，天然气市场投资者对于2021～2022年冬季北半球的冷冬预期以及能源转型的政策预期，进一步导致天然气价格看多情绪高涨。
天然气价格飙升的连锁反应还波及石油和煤炭市场。若以热值为单位计算价格，天然气价格远高于原油和煤炭。目前，欧洲市场的天然气价格约为25美元/百万英热单位，换算成原油的价格是142美元/桶，换算成煤炭的价格达520美元/吨，相当于同等热值当量的原油价格的1.8倍、煤炭价格的2.6倍。由于天然气出现供应短缺，在石油供应本已紧张的情况下，燃料油被作为天然气供暖和发电的替代能源，全球原油价格基准的布伦特油价从今年3月的21美元/桶上涨到当前的80多美元/桶，达到七年来的高位。
受天然气供应短缺的影响，一些欧洲发电企业重启煤炭发电，使得今年第三季度欧洲煤炭进口量迅速增长，对煤价上涨起到了推波助澜的作用。能源结构中煤炭占比偏高的主要国家集中在东亚、东南亚和南亚地区。2021年下半年以来，中国、印度等国经济逐步回暖，工业和居民用电持续上升，对煤炭的需求快速增加。但受疫情、碳减排和恶劣天气等因素的影响，全球主要煤炭生产国产能增长缓慢，全球煤炭供给不足，国际煤炭价格持续攀升。中国和印度的动力煤出现短缺。2021年6月以来，中国多个省份的工厂面临限电问题；印度在8月份电厂的煤炭库存量降至临界点，仅能满足其五天的用电需求。而随着9月以来欧洲天然气短缺愈演愈烈，这进一步拉大了煤炭市场的供需缺口，助推了煤价上涨。今年10月中旬，全球主要的动力煤价格指数都超过了240美元/吨，较去年同期大涨了三倍以上，均创下了2008年以来的价格新高。
第三，货币金融因素推动能源在内的大宗商品价格上涨。疫情在全球暴发和蔓延以来，为减小疫情对经济的影响，各国都出台了经济刺激政策，导致全球流动性极度宽松，全球通胀风险升高。为了抵御通胀，各国对大宗商品的需求大增，引发包括能源在内的大宗商品价格上涨。此外，信息的不确定性也引发了市场投机情绪。原油市场投资者基于“欧佩克+”增产的谨慎表现，以及疫情管控放松可能引发石油消费强劲回升的预期，押注油价上涨套利的现象有所增加。
二、凸显产需双方的利益冲突和博弈
国际能源市场动荡凸显了主要能源生产和消费国之间的利益冲突和博弈。在本轮能源价格博弈中，能源供给方掌握了充分的主动权。
欧洲天然气短缺加剧了欧、俄、美三方在“北溪-2”管道投产许可方面的角力，为俄罗斯巩固天然气权力增加了筹码。欧洲的电力系统对天然气发电的依赖相对比较高（2020年占发电总量的20%），且欧洲天然气供应对进口的依赖很大，天然气进口中有40%依赖从俄罗斯进口。在欧洲爆发天然气短缺危机时，俄罗斯仍正常执行长协合同向欧洲出口管道气，只是未额外向欧洲出口现货天然气。在向欧洲天然气出口方面，俄罗斯目前尚未预订11月通过乌克兰管道系统或经波兰进入西欧的额外天然气输送能力，只预订了亚马尔—欧洲航线上3000万立方米/天的天然气运输容量，与其9月预订的天然气供应量相当。目前“北溪-2”天然气输送程序已完成，但批准投产面临着美国和波兰等国的政治压力。普京称，若“北溪-2”被批准，俄罗斯将对欧洲增加10%的天然气供应量。因此，俄罗斯之所以不急于增加对欧洲天然气供应，主要意图是以增供为条件迫使欧洲批准“北溪-2”投产。
欧佩克态度强硬，拒绝加快增产石油。随着油价的走高，美国、印度和日本等主要消费国呼吁欧佩克+加快增产，以平抑国际原油价格过热的势头。但欧佩克认为，油价走高主要由天然气和煤炭价格上涨带动，再加上过去几年缺乏上游投资导致产能不足，且大部分燃气发电机无法轻易改用石油，即使增加原油供给，其对天然气价格的影响也极其有限。因此，尽管欧佩克面临美国、印度和日本等主要消费国的指责，仍然无视其要求增加供应的呼吁，在11月的欧佩克+会议上仅同意按预定节奏，维持每个月40万桶增产计划。但在多方施压下，“欧佩克+”可能会在12月会议上根据全球需求情况作出调整。
为了应对能源危机，欧盟推出“政策工具箱”，包括调整能源增值税和消费税，对遭遇困难的消费者和小企业直接提供补贴等。但对于采取何种长期举措应对能源价格波动，欧盟内部产生严重分歧。为了减少碳排放，达到碳中和目标，2020年3月，欧盟发布《欧洲气候法》，以立法的形式确保达成到2050年实现气候中性的欧洲愿景；欧盟不少国家通过了旨在减少碳排放的法律法规，包括减少石油、天然气和煤炭等传统化石能源的使用。本轮能源危机引发欧盟内部对当前能源转型政策是否操之过急的讨论。西班牙、法国、意大利、希腊、捷克和罗马尼亚提出建立一个联合天然气采购系统，建立天然气战略储备，并改革欧盟电力市场；法国建议将核能列为鼓励投资的绿色能源。然而，对于这些政策建议，欧盟是否会采纳，现在仍有待观察。
三、全球能源系统的不稳定因素增加
从未来走势看，油气价格在明年4月之前难以企稳。鉴于供暖需求上升以及供给侧调整存在滞后性，预计天然气供应短缺状况难以在明年春季之前出现显著改善。相较于天然气市场，石油市场供给增加客观上更加容易实现。从欧佩克+11月4日的会议决议来看，欧佩克+将继续保持谨慎增产，再加上一季度是传统石油需求淡季，增产或将导致油价回落。但由于能源转型压力导致供给侧调整滞后性加强，再加上投资者对化石燃料能源企业的兴趣低迷，能源供给对价格信号的反应已经放慢。由于油气价格不确定性高，市场冲击可能触发新一轮价格飙升。今冬影响油气价格的最大因素是天气，若北半球今冬的气温高于预期，或者冷冬预期未能兑现，能源价格很可能大幅下跌；若气温较长时间低于往年水平，如果出现市场供给中断的小事件，可能引发能源价格再现历史新高。
国际能源价格的大幅上涨预期或将吸引资本重新进入化石能源上游领域，这将有助于缩小能源供需缺口。但是，随着碳达峰和碳中和运动的推进，化石能源投融资动力不足问题将长期存在，加之可再生能源的间歇性和不稳定性特征，预计未来全球能源系统稳定性会明显变差，能源的供应和价格波动性问题在将来一段时间会继续存在。
