能源发展回顾与展望（2020）（下）

经过持续努力，我国已初步形成在空间范围上覆盖区域、省级，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内实时电力现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、可再生能源消纳权重等交易品种的市场体系结构。2020年，我国电力市场参与主体不断增多，电力市场化交易规模及占比持续扩大，交易机构股份制改造取得积极进展，市场开放度显著提升，市场活力进一步释放。近日，能源情报研究中心出品的重磅报告《能源发展回顾与展望（2020）》发布，以下为报告第六至七篇。相关阅读：能源发展回顾与展望（2020）（中）

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID：nyqbyj 作者：能源情报研究中心）

第六篇 电力体制改革深入推进

一、电改总体进展及市场建设情况

经过持续努力，我国已初步形成在空间范围上覆盖区域、省级，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内实时电力现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、可再生能源消纳权重等交易品种的市场体系结构。2020年，我国电力市场参与主体不断增多，电力市场化交易规模及占比持续扩大，交易机构股份制改造取得积极进展，市场开放度显著提升，市场活力进一步释放。

表6-1 电力市场建设总体进展情况

交易规模方面。2020年1～10月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量25482.4亿千瓦时，同比增长16%。省内交易电量（仅中长期）合计为21224亿千瓦时，其中电力直接交易19087亿千瓦时、发电权交易1942.7亿千瓦时、抽水蓄能交易125.3亿千瓦时、其他交易69亿千瓦时。省间交易电量（中长期和现货）合计为4258.4亿千瓦时，其中，省间电力直接交易1092.8亿千瓦时、省间外送交易（网对点、网对网）2965.7亿千瓦时、发电权交易199.9亿千瓦时。

数据来源：中电联

图6-1 2020年前10月省内、省间市场交易电量构成

中电联数据显示，1～11月份，全国跨区送电完成5617亿千瓦时，同比增长13.5%；全国各省送出电量合计14041亿千瓦时，同比增长6.1%。

“十三五”以来，全国市场交易电量、占全社会用电量比重持续提升，市场化交易电量累计10.3万亿千瓦时，降低企业用电成本近3千亿元。我国跨省跨区电力送电规模不断扩大。2019年，全国跨省、跨区电力输送电量分别为14440亿千瓦时和5404亿千瓦时，较2016年均增长超40%。

注：*系截至2020年10月数据

数据来源：中电联

图6-2 “十三五”期间全国市场交易电量、占全社会用电量比重情况

来源：北京电力交易中心

图6-3 国网经营区域内各电力交易中心注册市场主体情况

市场主体方面。截至2020年8月底，国家电网公司经营区域内各电力交易中心共注册市场主体约17万家，较2019年底增加约2.7万家，是2015年底的6倍。其中，发电企业28842家（装机容量14.6亿千瓦），较2019年底增加538家；售电公司3700家、电力用户13.79万家，较2019年底分别增加50家、2.69万家。

截至2019年12月底，南方五省区各交易平台已注册市场主体44144家，其中发电企业652家、售电公司760家、电力用户42732家。已开展交易市场主体总数32657家，参与率74.0%，其中，发电企业参与率95.7%，电力用户参与率74.3%，售电公司参与率38.4%。

二、政策与大事

1.我国输配电价监管体系基本完善

继2019年底向社会公开征求意见后，2020年1月，国家发展改革委印发《区域电网输电价格定价办法》和《省级电网输配电价定价办法》，分别完成对此前试行文件的修订，进一步提升输配电价核定的规范性、合理性。两份文件明确，区域电网输电价格、省级电网输配电价在每一监管周期开始前核定，监管周期为三年；准许收入由准许成本、准许收益和税金构成；与输配电业务无关的固定资产不得纳入可计提收益的固定资产范围，其中包括抽水蓄能电站、电储能设施、已单独核定上网电价的电厂资产等；用户类别分类，以现行销售电价分类为基础，原则上分为大工业用电、一般工商业及其他用电、居民用电和农业用电类别，有条件的地方可实现工商业同价；两部制电价的容（需）量电价与电度电价，原则上参考准许成本中折旧费与运行维护费的比例核定；建立准许收入平衡调整机制。

依据上述定价办法，2020年9月，国家发展改革委制定出台了第二监管周期（2020～2022年）华北等5个区域电网输电价格、省级电网输配电价。考虑到2020年应对疫情降电价（电费）的影响，新的输配电价从2021年起执行。这标志着我国输配电价监管体系基本完善。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价核定在诸多方面取得了重要突破，表现为“一个全面、三个首次”，即全面完善了定价规则，规范了定价程序，实现了严格按机制定价；首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。

近期，地方政府部门陆续制定出台本地电网第二监管周期输配电价和销售电价，普遍下调了本地大工业、一般工商业用户销售电价，进一步降低了用户用电成本。

2.电力现货市场开展长周期结算试运行

继2019年全国首批8个电力现货市场建设试点全部启动结算试运行之后，2020年，试点连续结算试运行的周期进一步拉长，部分试点完成多月长周期连续结算试运行，同时相关配套规则进一步完善。

2020年3月底，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》，要求相关单位高度重视电力现货市场试点连续试结算相关工作，结合实际制定电力现货市场稳定运行的保障措施并做好落实。

4月30日，甘肃电力现货市场结算试运行在稳定有序运行43天后退出，率先完成长周期结算试运行。6～7月，福建实现全月连续结算试运行。8月，山西、南方（以广东起步）电力现货市场开展了首次全月结算试运行，进一步检验了现货市场规则设计和技术支持系统，标志着试点走向实际现货市场运行更近一步。其中，南方（以广东起步）试点是全国唯一实现发用两侧同时参与的市场，与其他7个试点有显著区别。

但全国试点建设探索中暴露出的不平衡资金、电力现货市场与中长期市场衔接等问题仍然制约市场发展。为避免不平衡资金问题，广东采取了“以用定发”的方式，根据市场用户的用电量来确定市场发电量规模，市场发用电、计划发用电各自匹配，从而实现计划与市场的解耦。低谷局部时段基数出现负值，但全月累计为正，不会影响市场机组收益。其实际成效还有待更充分的检验。10月，山东明确不平衡资金分摊原则，并于11月完成电力现货市场整月结算试运行。11月，国家能源局印发《电力现货市场信息披露办法（暂行）》，明确了信息披露原则和方式、信息披露内容、强调信息保密与封存、强化监督管理。此外，首批试点之外的其他省（区）均已完成市场建设实施方案编制。

图6-4 部分试点完成长周期结算试运行情况

山东电力现货市场试行容量补偿电价

2020年4月底，山东省发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知（鲁发改价格〔2020〕622号）》，明确容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，收取标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。容量市场运行后，发电机组通过容量市场收回容量成本。此前发布文件征求意见稿表述为“燃煤机组试行容量补偿电价有关事项”。

之后，国家能源局山东监管办公室、山东省发改委、山东省能源局发布《山东省电力现货市场交易规则（试行）》等文件，并于7月修订。其中明确了补偿机组范围、补偿费用收取（支付）方式，综合考虑发电机组类型、投产年限、可用状态等因素，以容量补偿方式补偿发电机组固定成本。发电容量补偿费用每月结算一次。

在现货市场出现负电价的形势下，山东作为燃煤机组占比较高的大省，通过构建容量电价补偿机制，取得了初步效果。从山东现货市场11月整月结算试运行情况看，容量电价补偿机制打消了发电企业的顾虑，现货市场平均价格明显下降，更接近于变动成本，峰谷价差进一步扩大，发电企业的调峰积极性有所提升。采用容量电价后，中长期市场与现货市场均基于发电变动成本定价，两个市场定价基准保持一致，可实现价格的联动，更好地发挥现货市场发现价格、中长期市场规避风险的作用。同时，该机制还基本解决了发电机组的沉没成本问题。

3.电力中长期交易规则更加完善

2020年，电力中长期交易规则在细节上更加完善，市场交易比重进一步提高。6月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期交易基本规则》，对2016年发布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》进行了修订。修订后的《基本规则》新增“配售电企业、储能企业”等市场成员，新增月内（多日）交易周期，提出“滚动撮合交易”这一交易方式和“允许探索容量市场和容量补偿机制的设计”，用户侧购电价格增加了辅助服务费用。

此次修订印发的《基本规则》，重点从市场准入退出、交易组织、价格机制、安全校核、市场监管和风险防控等方面进行补充、完善和深化，丰富了交易周期、交易品种和交易方式，优化了交易组织形式，提高了交易的灵活性和流动性，增强了中长期交易稳定收益、规避风险的“压舱石”作用。《基本规则》修订出台是我国电力市场建设不断深化的重要成果和标志，将进一步指导和规范各地电力中长期交易，推动形成统一开放、竞争有序的市场体系和有效竞争的市场结构，促进电力要素市场化配置和电力行业持续健康发展。

近期，地方（区域）市场陆续出台本地（区域）电力中长期交易基本规则或征求意见稿。

11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号），要求抓紧签订2021年电力中长期合同，鼓励市场主体及时、高比例签约。在保障足量签约的基础上，推动分时段签约、拉大峰谷差价，对一年期以上长期交易合同予以优先安排、优先组织落实、优先执行。同时，将加强电力信用监管，促进电力中长期合同签约履约。

4.电力辅助服务市场实现全国全覆盖

2020年，电力辅助服务市场覆盖范围进一步扩大，实现全国全覆盖。同时，市场参与主体不断增加，交易品种更加丰富，交易机制进一步优化。

4月，福建调频辅助服务市场在试运行一年后转入正式运行，华中电力调峰辅助服务市场首次开展调电结算试运行，国家电网公司华北分部在国内首次将车网互动（V2G）充电桩资源正式纳入华北电力调峰辅助服务市场并正式结算。5月，湖南省电力辅助服务市场启动模拟运行。6月，国家能源局华中监管局印发《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》。11月，江苏能源监管办印发《江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场交易规则（试行）》，拟于12月1日正式启动模拟运行；国家能源局华中监管局、江西省能源局印发《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》；国网宁夏电力首次调用蓄热式电锅炉参与电网调峰；国家能源局华北监管局修订《河北南网电力调峰辅助服务市场运营规则》；南方区域统一调频辅助服务市场系统于2020年11月17日正式投入运行，是全国首个上线运行的区域调频市场系统，该调频市场预计年底启动试运行。

5.电力交易机构股份制改造提速

2020年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》，明确电力交易机构单一股东持股比例不得超过50%。2020年上半年，北京、广州2家区域性交易机构和省（区、市）交易机构中电网企业持股比例全部降至80%以下，2020年底前电网企业持股比例降至50%以下。

截至2020年7月，国家电网公司经营区内北京电力交易中心和27家省级电力交易机构全部完成股份制改造，28家电力交易机构共引入非电网企业股东超过240家，四成电力交易机构引入民营企业参股，国家电网公司对28家电力交易机构的持股比例全部降至80%以下。

其中，北京电力交易中心增资协议签约，引入10家投资主体，国家电网公司股权被稀释至70%。

2020年9月，广州电力交易中心有限责任公司增资项目在北京产权交易所正式披露。本次增资完成后，南方电网公司持股比例约为39%，南方五省区政府出资企业持股比例约39%，新进不超过7家投资者合计持股不超过22%。广州电力交易中心有望成为全国首家实现电网企业持股比例低于50%的电力交易机构。

2020年年底前，全国电力交易机构股权结构将进一步优化，预计电网企业持股比例将降至50%以下，电力交易机构与调度机构职能划分将更加清晰。同时，电力交易机构加快完善公司法人治理结构和灵活高效的经营管理机制，搭建公开透明、功能完善的电力交易平台。

6.增量配电改革稳步前行

2020年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于开展第五批增量配电业务改革试点的通知》，确定黑龙江富拉尔基经济开发区金属新材料产业园等79个项目作为第五批增量配电业务改革试点，并鼓励具备条件的省（区、市）自行确定和公布试点项目。此前的3月份，国家电网公司在官网发布《进一步支持和推进增量配电业务改革的意见》，明确对增量配电业务改革的支持态度。

自增量配电改革启动以来，国家发展改革委、国家能源局分五批次明确了459个试点，陆续发布二十余份文件，从项目业主确定、配电区域划分、增量配电网的投资建设与运营、部分试点退出等多方面予以指导和规范，并展开项目督查，但总体看，增量配电业务虽稳步前行，取得初步成效，但总体效果不及预期。

据《2020年增量配电发展研究白皮书》统计，在前四批404个试点中，取消24个试点、202个试点确定招标方式、250个试点确定业主、118个试点公布股比、150个试点确定供电范围、138个试点取得电力业务许可证（供电类）。目前，网对网的身份与电价、调度、存量资产处置、难以接入电源等问题制约项目试点落地。

三、问题与趋势

1.可再生能源消纳市场机制有待完善

碳达峰、碳中和目标明确后，我国能源电力转型提速，新能源将迎来大规模发展。消纳条件已成为新能源项目开发的重要前置条件，促进新能源消纳的电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场、绿证交易机制、可再生能源电力消纳保障机制、需求侧资源参与市场等各类市场机制需加快衔接与完善，这将是未来保障高比例新能源消纳面临的重大挑战。

受风光资源特性影响，高比例新能源波动需通过实时电力平衡进行消纳，而实时市场中新能源低边际成本降低了市场出清价格，影响常规电源获益。要统筹相关市场，通过辅助服务市场和容量市场建设调动常规电源保障电力供应、支撑新能源消纳的积极性，辅助服务市场机制将日趋成熟，煤电机组容量成本收回机制或在多地试行。同时，要完善碳市场机制，让新能源的清洁低碳价值充分体现并得到补偿。

2.电力现货市场建设需加速推进

2020年，8个电力现货试点连续试结算运行的周期进一步拉长，进一步验证了现货市场规则和技术支持系统的有效性，同时也暴露了一些问题。其中，针对电力现货市场与中长期市场衔接、不平衡资金处理原则、市场力监测与防范、省内现货市场与深度调峰辅助服务融合、跨区富余新能源现货与省内现货市场衔接等共性和个性问题，仍需各方研究措施、完善规则，提高规则引导市场、解决问题的效果。

党的十九届五中全会将“高标准市场体系基本建成”列入“十四五”时期经济社会发展主要目标并作出一系列部署。当前和今后一个时期，能源电力系统需积极主动研究电力现货市场“高标准”的内涵与特征，加快电力现货市场建设。2021年，从连续结算试运行周期看，8个试点地区将陆续开展3个月以上连续结算试运行，具备条件地区或将开展连续不间断结算运行；从现货试点范围看，大部分地区将陆续启动现货市场改革试点工作，南方（以广东起步）电力现货市场也将逐步纳入其他四省（区）。市场规则、交易组织流程以及技术支持系统将在实践中进一步检验完善。

3.深化区域市场建设，促进资源优化配置

未来5年，能源电力行业要努力实现“能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高”的目标。随着我国电力市场建设逐步深入，市场配置电力资源的决定性作用将进一步发挥，促进电力资源在更大范围优化配置。

跨区跨省电力交易有利于发挥市场的资源配置作用，促进西北、西南清洁能源消纳，实现更广范围内的资源优化配置。需加强电力市场顶层设计，重点完善跨省区电力市场建设目标、规模和时序统筹，跨省区电力市场交易体制、辅助服务机制及价格传导机制，提高跨省区输电通道利用率，提高跨省区电力交易信息披露及时性和透明度，促进跨省跨区电力交易规模进一步扩大。

《电力中长期交易基本规则》明确，在优先安排优先发电合同输电容量的前提下，鼓励发电企业、电力用户、售电公司利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》也要求“做好省内和跨省跨区电力中长期交易（含优先发电）合同签订的组织协调”。

4.交易机构法人治理结构和经营管理机制有待完善

到2020年底，北京、广州2家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构中电网企业持股比例将全部降至50%以下，实现预期的股份制改造目标。由于交易机构全部采用公司制形式，接下来，交易机构将规范设立股东会、董事会、监事会和经理层，加强内部机制建设，形成权责分明、相互制衡的公司法人治理结构和灵活高效的经营管理机制。同时，电力交易机构还需进一步厘清与市场管理委员会、调度机构的职能、业务界面并加强配合。

按照《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》明确的建设目标，2022年底前，各地电力交易机构要结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成。2025年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系。

第七篇 全球能源供需深刻变化

一、全球能源消费

国际能源署在10月发布的《世界能源展望2020》中指出，受新冠肺炎疫情影响，预计2020年全球能源需求同比下降5.3%。其中，石油、煤炭和天然气需求将分别下降8.5%、6.7%和3.3%，但清洁能源需求将增长0.9%。鉴于能源企业收入减少以及能源需求下降，预计2020年全球能源投资同比减少18.3%。

图7-1 2020年全球能源需求变化情况

二、国际能源大事

1.多国相继确立碳中和目标

为应对气候变化、减少温室气体排放，世界各国相继确立碳中和目标，引导经济绿色低碳发展。从全球范围来看，目前世界上已有30多个国家以政策宣誓或法律规定等不同方式设定了各自的碳中和目标时间。其中乌拉圭设定的碳中和目标时间最早，为2030年，其次是芬兰、冰岛、奥地利和瑞典，而大多数国家则将碳中和目标时间设定在2050年，我国是2060年，新加坡则设定在了本世纪后半叶早期。在2020年12月12日的气候雄心峰会上，有45国提出了新的国家自主贡献计划，24国概述了净零承诺，20国制定了气候适应计划。

图7-2 多国设定碳中和目标时间

能源行业是二氧化碳排放的主要来源，能源系统转型被视为经济脱碳的关键驱动力。从各国能源转型的实践看，一方面是提高能源效率，减少化石能源消费总量；另一方面是发展可再生能源。2010～2019年这10年间，全球可再生能源装机容量翻了两番，从414吉瓦增至约1650吉瓦，投资额连续多年超过3000亿美元，如今可再生能源已超越传统化石燃料成为全球新增电力的最大主力军。绿色低碳发展成为全球共识，加快能源转型、发展清洁能源成为各国应对气候变化的重要选择。

2.国际油价低位剧烈震荡，减产合作一波三折

国际油价低位剧烈震荡

进入2020年以来，国际油价从1月初的60美元以上逐渐回调，随着2月多国相继暴发新冠肺炎疫情，市场对原油需求预期日益悲观，国际油价继续呈现下跌之势，到3月产油国减产谈判破裂、大幅增产，油价进入更深的下跌通道。同时，油价暴跌引发股市、金融市场连锁剧震。4月20日，WTI原油5月期货价格报收于-37.63美元/桶，历史上首次收于负值，跌幅305.97%，当天盘中最低曾达-40.32美元/桶，国际原油市场出现巨幅波动。随后史上最大规模减产协议开始执行，加之多国经济重启改善原油需求预期，国际油价逐步回升，但仍处于历史低位。

进入下半年，国际油价随着全球疫情反复而起落。截至12月10日收盘（北京时间12月11日凌晨），WTI原油2021年1月期货价格收于46.78美元/桶；布伦特原油2021年2月期货价格收于50.25美元/桶，站上50美元关口。国际油价创9个月以来新高。

图7-3 国际原油价格月度数据

引发上半年油价暴跌的原因多重，既有供需、库存、运输等市场因素，更有WTI原油期货市场运行机制等因素。然而从更深层次来看，在全球油气市场竞争格局不断演变的背景下，新冠肺炎疫情暴发并迅速在全球蔓延，导致世界经济进入速冻模式，能源消费需求大幅缩减，油气市场出现大规模的供应过剩，是油价暴跌的根本原因。

图7-4 “欧佩克+”减产历程回顾

“欧佩克+”减产合作一波三折

2020年3月6日，俄罗斯拒绝了沙特提出的“在2019年12月已达成的170桶/日减产额度基础上再减产150万桶/日至2020年底”的提议，“欧佩克+”未能达成新一轮减产协议。随后，沙特开启价格战，多个产油国大幅增产。4月13日，“欧佩克+”各方达成历史性减产协议。根据协议，减产从2020年5月开始实施，为期两年，并将在2021年12月由相关国家进行再次审核。6月6日，鉴于油价颓势仍然明显且新冠肺炎疫情态势仍不明朗，“欧佩克+”将最新减产协议中首阶段减产活动延长一个月至7月底，以进一步平衡国际油市。12月3日，“欧佩克+”第12届联合部长级监督委员会最终达成一致，“2021年起缓慢放松石油产量限制”，在现阶段770万桶/日和下阶段580万桶/日之间选取一个中间值，从2021年1月开始减产720万桶/日，随后基于市场走势随时调整减产额度。

总体而言，“欧佩克+”减产协议在一定程度上收紧供应侧产量、提振市场信心，但全球原油产量短期内较难恢复至疫情前水平。目前来看，“欧佩克+”联合行动会促进全球油气市场保持一种相对平衡的状态。然而下一步“欧佩克+”减产联盟是否继续合作，合作程度如何，各国减产策略和步骤是否一致和坚决，仍是原油市场面临的主要不确定因素之一。

3.区域天然气价格趋同，项目推迟影响后市

全球天然气价格逐渐趋同

2020年，在本就供应过剩的天然气市场上，新冠肺炎疫情进一步削弱了需求，天然气现货价格几乎失去了所有支撑，同时国际原油价格下跌的影响逐渐反映到与油价挂钩的天然气中长协价格上。主要消费区域不同定价机制的天然气价格差距大大缩小。自4月30日以来，美国天然气价格连续多天高于欧洲基准价格，5月5日美国合约价格首次超过亚洲基准价格，这在近10年来还是首次。相比卡塔尔和俄罗斯的LNG产品，美国LNG产品已经不具备明显价格优势。受此影响，亚洲和欧洲的买家取消了原定6月从美国进口的约20艘LNG货物。美国墨西哥湾沿岸LNG出口商一度面临极大压力。

图7-5 区域天然气价格月度数据

一直以来，全球不同地区的天然气价格都存在差异。近年来，LNG供应激增，而需求相对疲软，市场供需基本面持续宽松，全球各区域天然气价格逐渐趋同。尤其是自2018年以来，尽管偶尔出现季节性波动，但欧洲和亚洲的现货价格总体呈下降趋势。但直至2019年，美国天然气价格依然具有比较优势，波动较小、处于全球最低位，当年均价低于3美元/百万英热单位，而亚洲天然气价格则仍高于全球其他地区。

尽管业界认为亚洲天然气基准价格低于美国基准价格只是短期现象，但这仍透露出全球主要消费区域天然气基准价格持续近十年的巨大差异格局或将终结。区域间天然气无价差或低价差将成为新常态，这也为天然气定价机制的创新和改进提供了条件和契机。

大量LNG项目推迟影响后市

2020年，全球天然气市场供应过剩加剧，天然气价格跌至历史新低，本就受全球天然气需求增长预期推动的最终投资决定（FID）受到严重影响，再叠加油价下跌的影响，天然气行业投资决策更为复杂。一方面，低油价将使石油公司原油开发以及与油价挂钩的天然气销售收益明显降低，势必影响石油公司包括天然气开发在内的上游板块整体投资水平。另一方面，国际原油市场的频繁波动，加剧了投资者对油气行业发展前景的担忧，会在一定程度上导致企业融资困难。在投资信心下降的情况下，油气行业不可避免地要大幅度削减投资，推迟或取消一些投资决策，以弥补收入的严重不足。

大量LNG项目FID推迟将导致LNG行业发生结构性变化，有助于LNG供需逐步达到平衡。Wood Mackenzie公司表示，国际油价在2020年内维持低迷，可能造成全球重大天然气项目投资明显下降，将对2025年前后全球天然气特别是LNG市场供给产生较大影响。此外，国际天然气联盟指出，考虑到天然气生产线上排放的二氧化碳以及甲烷，未来LNG工业发展将面临愈加严格的碳排放政策、碳税以及零碳目标等多重挑战，制度风险可能导致LNG新项目难以获得最终投资。针对化石能源的财政限制以及其他意外事件，很可能让LNG新项目前景堪忧。

4.可再生能源逆势增长

国际能源署发布的《世界能源展望2020》数据显示，受新冠肺炎疫情影响，2020年全球石油、煤炭以及天然气需求均出现了不同程度的下降，而可再生能源则是唯一一个需求上涨的能源板块。较低的运营成本和许多能源系统的优先接入带动了可再生能源需求上升。其中，海上风电表现尤为突出。

彭博新能源财经发布报告称，尽管全球经济受到疫情重创，但海上风电领域投资却热度空前。2020年1～6月，全球共投资新建28座海上风电场，投资额达到350亿美元，为2019年同期投资额的4倍有余，同时也超过了2019年全年的投资总额。海上风电投资大增，抵消了陆上风电和太阳能发电项目投资额的下降，上半年全球可再生能源投资额达到1320亿美元，较上年同期增长5%。疫情暴发前，全球风能理事会预测2020年全球将新建6.2吉瓦海上风电。在最新的预测中，2020年新增海上风电装机为6.1吉瓦，仅100兆瓦的微弱差别与其他能源系统受到的严重影响相比显得微不足道。根据全球风能理事会最新发布的《全球海上风电报告》，预计到2030年全球将新增海上风电装机205吉瓦，届时海上风电累计装机容量将暴涨至234吉瓦以上，其中亚太市场的发展势头最为迅猛。

5.氢能发展备受关注，储能潜力可期

氢能发展备受关注

2020年，许多国家加快布局氢能产业。3月，荷兰政府公布氢能战略，表示将在2025年前完成500兆瓦可再生能源制氢项目。6月，德国政府公布1300亿欧元规模的经济复苏计划，提出至少投入90亿欧元发展氢能。德国是欧盟首个确定氢能生产目标的国家，6月发布的国家氢能战略明确将绿氢作为未来发展重点，计划在2030年前将国内的电解制绿氢产能提高至5吉瓦，使绿氢占德国工业用氢总量的20%，2040年前提高至10吉瓦。7月，欧盟提出《气候中性的欧洲氢能战略》，将氢能作为推进气候和能源新政的重要组成部分与抓手，并计划从制定氢能发展路线图、建立产业发展联盟、加大政策扶植力度、加大基础设施投入、加强国际合作等方面推进氢能发展。目前，欧盟在建的或已经确定订立的可再生能源制氢项目产能达1.5～2.3吉瓦，规划的产能达到22吉瓦。

作为清洁能源供给体系的重要载体，氢能开发与利用成为世界新一轮能源技术变革的重要方向。虽然氢能距离大规模商业应用仍较为遥远，但氢能的基础技术储备和商业化应用探索正在不断加速。2020年4月，汽车巨头戴姆勒与沃尔沃联合发布了氢燃料重卡研发计划，预计将在未来十年里将成果推向市场。7月，沙特阿拉伯和美国Air Products公司达成投建巨型绿色制氢工厂的合作，预计项目总投资达70亿美元，可再生能源发电装机达4吉瓦，2025年投产后氢产量达650吨/日，是目前全球最大的可再生能源制氢项目。有市场分析人士认为，当前氢能面临的发展环境和21世纪初可再生能源极其类似，只需要15年的时间，氢能有望成为更加有竞争力的能源。

储能潜力可期

越来越多的国家认识到，电池储能将在可再生能源扩张中发挥关键作用。2020年，欧洲投资银行承诺对泛欧电池产业提供资金支持，据该银行预计，欧洲2020年在电池相关项目方面的投资将达到10亿欧元。在为储能技术提供资金支持的同时，各国政府还逐步消除监管壁垒，加大储能政策扶持力度。如意大利、葡萄牙和爱尔兰等国设计的容量市场中，储能运营商可以在拍卖中竞标合同。这为储能运营商提供了固定和可预测的收入流，以便其扩展储能容量。

虽然新冠肺炎疫情对2020年储能行业增长形成一定压力，但从长期来看，储能产业发展总体向好的态势并不会改变。据伍德麦肯兹对未来5年全球储能行业的发展预测，到2025年，全球储能市场累计装机规模将达到230吉瓦时，是目前装机总量的13倍。同时，全球储能市场年投资规模也将从2019年的180亿美元增长至2025年的1000亿美元。

6.全球煤电装机首现净减，多国加快退煤进程

全球煤电装机首现净减

根据研究机构全球能源监测（GEM）基于全球煤炭追踪数据发布的报告，2020年1月1日至6月30日，全球新增煤电装机18.3吉瓦，退役煤电装机21.2吉瓦，退役装机超过新增装机，净减少2.9吉瓦。这是全球煤电装机首次在半年期内出现净减少。其中退役装机大部分出现在欧洲地区，欧洲是全球煤电装机下行的主要推手。

多国加快退煤进程

2020年上半年，葡萄牙、西班牙、德国的燃煤发电量分别下降了95%、58%、39%；荷兰、奥地利和法国的燃煤发电量下降幅度均超过50%；另有瑞典和奥地利于3月分别关闭了各自最后一家燃煤电厂。截至目前，欧洲共有15个国家先后宣布退煤计划。预计到2025年或更早，葡萄牙、法国、斯洛伐克、英国、爱尔兰和意大利等国将结束使用煤炭发电，随后到2030年，希腊、荷兰、芬兰、匈牙利和丹麦等国也将终止煤电。在已宣布退煤的欧洲国家中，德国是唯一一个计划在2030年后淘汰煤电的国家。德国是欧洲最大的经济体、最大的煤炭消费国，德国煤电发电量大约占全国发电量的40%，煤电碳排放量占电力部门的80%。2020年7月，德国最终通过《逐步淘汰煤电法案》和《矿区结构调整法案》，规定最迟在2038年前逐步淘汰煤电，并就煤电退出时间表等问题给出了详细规划。

图7-6 欧洲各国退煤时间表

目前欧洲国家已明确在2030年或更早的时间节点关闭的燃煤电厂装机总计35.4吉瓦，相当于欧洲在运煤电装机的21%，再加上2030年后德国计划关闭的燃煤电厂，欧洲煤电装机还将在此基础上减少17吉瓦。数据显示，尽管全球燃煤发电有所减少，但要实现全球气候目标，未来仍需加快退煤进程。

7.各国核电发展态度不一

标普Platts Analytics预计，受亚洲国家带动，2020年全球核电在运装机容量有望增加10.7吉瓦。其中，日本和韩国重新启动核电站将贡献大部分装机。5月，俄罗斯建造的世界首座浮动核电站“罗蒙诺索夫院士”号在俄远东地区投入商业运营。该浮动核电站于2019年12月接入远东地区的楚科奇地区电网，实现并网发电。5月，欧盟设立“公平过渡基金”，作为“可持续欧洲投资计划”的一部分，用于支持高度依赖化石燃料行业的地区转型发展低碳产业。然而各成员国代表一致同意，设立的这项基金不应支持核电站的建设或退役。

事实上，自2011年日本福岛核事故之后，全球各国对待核电的态度都变得谨慎起来。近年来，全球核电业在低迷状态徘徊，欧洲等地更是大范围关停核反应堆，最新提出的资金支持计划也将核电排除在外。然而，国际原子能机构指出，核电对于全球电力系统实现低碳转型能起到重要助力作用。数据显示，2019年，核电贡献全球约三分之一的低碳电力。国际能源署指出，新建核电站将进一步促进低碳电力的发展，延长现有核电站的使用寿命也将有助于减少化石燃料使用，同时预测称，到2030年，核电区域发展趋势的差别将越来越明显。

8.国际石油巨头发展战略差异渐显

新冠肺炎疫情暴发以来，为缓解油价、需求双重低迷现状下的财务压力，国际石油公司不得不收缩业务、优化资产。北美埃克森美孚和雪佛龙等大型石油公司采用削减投资、压缩成本、降低产量等传统保守做法，通过发行债券和取消股票回购等方式缓解现金流短缺的问题。同时，他们继续持有大量页岩油气资产，油气比重变化不大。

与北美两大石油公司不同的是，欧洲大型石油公司在削减传统业务投资的同时，仍坚持低碳领域和新能源项目投资。2020年6月，道达尔、壳牌和挪威国家石油等公司携手做出最终投资决定，将投资6.9亿美元共同开发欧洲首个商业规模的碳捕集和存储项目——北极光项目。6月底，BP剥离旗下优质的化工业务、出售价值50亿美元的资产，并表示将大幅加大低碳项目资本投入。除了在欧洲境内开展碳捕集、利用和封存、氢能、风电、光伏，以及电池储能、电动车等新能源和低碳业务，2020年以来，BP、道达尔和壳牌等石油公司陆续进军印度、卡塔尔、西班牙、澳大利亚、美国及北极地区的可再生能源市场。截至目前，挪威国家石油、BP、壳牌、道达尔、雷普索尔等欧洲石油公司已相继披露了各自的零碳排放计划，公布了2050年在自身生产和销售的油气产品碳排放上实现净零能源转型目标，形成了较为清晰的低碳发展战略。

此外，国家石油公司也纷纷开展低碳行动。如墨西哥国家石油公司宣布了2021年实现二氧化碳排放当量下降25%的目标。沙特阿美正在进入国际天然气领域，并发力清洁化工燃料。2020年9月，沙特阿美出口了世界第一批用于零排放发电的蓝氨。

三、问题与趋势

1.全球能源转型趋势不会因疫情逆转

鉴于疫情对能源行业的影响，行业机构均不同程度地下调了短期内对能源行业各领域发展的预测。国际能源署指出，受新冠肺炎疫情影响，2020年全球能源投资将出现历史最大降幅。能源领域投资减少会影响许多国家实现发展目标，减缓全球能源转型进程。国际可再生能源署表示，油价暴跌以及新冠肺炎疫情，拉低了部分地区的清洁能源投资吸引力。业内也有观点认为，如果油价长期低迷，可能会影响市场对清洁能源研发的投入，或者影响清洁能源需求。

但从长远来看，发展清洁能源产业，不仅是为市场提供一种新的选择，还有对环境、能源安全方面的考量。清洁能源产业长期发展趋势、能源行业清洁低碳转型趋势并不会因疫情等因素而改变。得益于技术进步、规模经济和激烈竞争，清洁能源成本不断下降，产业未来仍有很大增长空间。与此同时，民众对政府在疫情后通过实施经济复苏计划实现可持续发展的呼声越来越高，越来越多的国家和企业将投资清洁能源产业纳入了恢复经济的行动之中。

2.高比例可再生能源并网提出更高灵活性要求

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随着技术进步与成本下降，高比例可再生能源并网成为趋势。然而高比例可再生能源并网势必会对电力系统的平衡和稳定运行产生诸多影响。2020年上半年，受天气状况影响，欧洲风电光伏出力强劲，可再生能源超过化石能源，占到发电量的40%，而同期欧洲各国电力需求在遭受疫情冲击大幅下滑之后恢复缓慢，加之传统发电机组启停灵活性有限，造成某些小时段的电力供给大于需求。以至上半年西欧各国现货电力市场约有100～200小时价格为负值，远高于往年负电价小时数，包括挪威在内的多个国家首次出现电价为负。

频繁发生的负电价反映了灵活性对电力系统的重要性，这是各国电力系统在高比例可再生能源并网过程中必须考虑的问题。随着与可再生能源相关的系统集成问题日益突出，对灵活性的需求比以往任何时候都更为迫切。未来电力系统发展过程中，需通过配置调节电源、负荷侧响应、储能、提升互联互通等技术解决方案重点提升系统灵活性。

3.实现碳减排仍需付出巨大努力

国际能源署在《世界能源展望2020》中预计，2020年全球能源相关二氧化碳排放量将下降6.6%，相比2019年减少排放24亿吨，使二氧化碳排放量回到10年前的水平；未来全球排放量反弹速度将比2008～2009年缓慢，但世界在可持续复苏方面还有很长的路要走。根据国际能源署的既定政策情景，到2030年二氧化碳排放量仍将高于2019年水平，为360亿吨。只有加速世界能源生产和消费方式的结构性变化，才能改变排放趋势。

BP在其2020版《世界能源展望》中也表达了类似的观点，认为新冠肺炎疫情使得全球碳排放大幅减少，但世界仍处在一条不可持续发展的道路上，并指出目前急需实施以提高碳价为首的政策措施。除了进一步发挥政策措施的作用之外，消费者的行为和偏好也要发生转变。

政府间气候变化专门委员会警告称，一旦升温突破1.5摄氏度的临界点，气候灾害发生的频率和强度将大幅上升。根据联合国环境规划署2020年12月发布的《排放差距报告》，若要实现2摄氏度温控目标，各国的整体减排力度须在《巴黎协定》承诺基础上提升大约三倍，而要实现1.5摄氏度目标，则须将相关努力提升至少五倍。

策划：陈学婧 齐正平

统筹：陈学婧 杨永明

执笔：第一篇 齐正平；第二篇 杨永明；第三篇 邱丽静；第四篇 郑徐光 崔晓利；第五篇 韩继园；第六篇 郑徐光；第七篇 杨永明

制图：李丹丹

节选自《能源情报研究》2020年第12期

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