2023年全球能源市场风险研判及对策建议

2023年全球能源市场风险研判及对策建议

杨永明

（中能传媒能源安全新战略研究院 ）

2022年，俄乌冲突严重冲击国际能源市场，全球化石燃料供应持续紧张、价格居高不下，加之全球疫情持续反复，严重干扰能源供应及需求，国际能源形势更趋严峻复杂。而如今，可能导致行业波动的诸多因素仍然存在。

党的二十大报告作出“我国发展进入战略机遇和风险挑战并存、不确定难预料因素增多的时期，各种‘黑天鹅’、‘灰犀牛’事件随时可能发生”的战略判断，并提出“我们必须增强忧患意识，坚持底线思维，做到居安思危、未雨绸缪，准备经受风高

浪急甚至惊涛骇浪的重大考验”。作为最大的化石能源进口国和可再生能源投资国，中国需要全面客观分析全球能源市场新动向对自身能源安全的影响，并采取积极有效的应对措施。

本文对2023年全球能源市场形势进行展望，重点分析石油、天然气、煤炭、可再生能源等细分行业面临的不确定性和风险点，研判对我国能源发展的潜在影响，并提出对策建议，供参考。

一、石油市场风险研判

2023年，美联储加息引领的全球货币政策收紧对经济的滞后损伤将进一步显现，在全球经济放缓的宏观背景下，石油消费增速面临挑战。供应侧博弈激烈，“OPEC+”减产稳价，继续发挥市场供应管理作用，美西方对俄石油制裁持续扰动市场，俄罗斯采取反制，同时其原油及成品油出口受到一定制约，叠加全球石油库存、上游投资处于低位，石油市场供应弹性下降、脆弱性增强。预计2023年石油市场供需或将维持紧平衡，油价或将保持在中高位区间。

2023年，随着国内宏观经济形势向好和全球航空业恢复，预计我国成品油需求量将出现增长。不过考虑到国际油价难以大幅上涨，国内用油成本受到的影响总体可控。

（一）世界经济韧性依然存疑，石油消费增速面临挑战

2022年以来能源价格的飙升引发全球通胀水平持续走高。为抑制通胀，多国货币政策持续收紧，海外央行竞相加息，对全球经济形成明显打击。其中美联储于2022年共加息7次，累计加息425个基点，创2008年金融危机以来最高基准利率。2023年2月1日，美联储加息25个基点，随后英国和欧洲央行分别加息50个基点。货币政策收紧对全球经济的滞后损伤将进一步显现，机构普遍下调全球经济增速预期。1月10日，世界银行发布最新一期《全球经济展望》报告，将2023年全球经济增长预期下调至1.7%，较2022年6月预测下调1.3个百分点，为近30年来第三低水平。

在全球经济放缓的宏观背景下，石油消费增速面临挑战，尤其是以欧美发达经济体为主的经合组织国家。据EIA数据，预计2023年全球石油需求增长将放缓至100万桶/日，其中经合组织国家石油需求将减少25万桶/日，非经合组织国家将增加125万桶/日。IEA预计，2023年全球石油需求将增加180万桶/日，其中经合组织国家将增加40万桶/日，非经合组织国家将增加140万桶/日。OPEC预计2023年全球石油需求将增加221万桶/日，其中经合组织国家将增加33万桶/日，非经合组织国家将增加188万桶/日。多家机构一致认为，中国疫情政策放宽及石化原料使用的增加，将成为最主要的推动力量，助力全球石油需求增长。其中IEA的预期最为乐观，认为中国将贡献2023年全球石油需求增量的半数以上。

表1 2023年全球石油需求增速预测

单位：万桶/日

图片数据来源：EIA、IEA、OPEC

（二）“OPEC+”与美国继续角力，全球石油供应增长或相对克制

在原油供给端，全球油气上游勘探资本支出偏低意味着全球原油产量增量将继续受限，原油供给缺乏弹性。2022年全球两个主要的原油生产方OPEC和美国的原油产量均未恢复至巅峰水平。展望2023年，OPEC和美国将继续角力，争夺市场，与此同时，全球地缘局势动荡会继续对原油供给端形成扰动，全球石油供应增长或相对克制。具体来看：

OPEC方面，出于维稳油价的一致性需求，近几年“OPEC+”依靠自身的市场份额和影响力，在产量政策上协作较为密切。2022年10月初的“OPEC+”部长会议提出，在当年8月产油配额基础上将原油总产量大幅度下调200万桶/日以平衡市场，两个月后的“OPEC+”部长级会议决定维持该减产政策不变，并将减产期限延续至2023年底。2023年2月1日，“OPEC+”联合部长级监督委员会会议再次确认要维持现状，即保持去年年底设定的产量水平。OPEC秘书长称，对全球经济前景持谨慎乐观态度，该联盟准备不惜一切代价保持今年的石油市场平衡。

回顾2022年“OPEC+”产油国实际产量情况，即使在联盟未采取减产措施之前，部分产油国的产量也迟迟不及配额目标。利比亚和尼日利亚等国因国内战乱频发，其原油供应中断风险时有发生；安哥拉、阿尔及利亚等国则受制于基础设施投资不足、备用产能有限，其增产潜力受到压制；委内瑞拉和伊朗受制裁影响，产量较制裁前仍有较大差距。业内分析认为，2023年在海外需求增量有限的情况下，“OPEC+”维持200万桶/日的减产政策能够对冲未来需求增量的缺失，除非需求有明显改善，否则“OPEC+”大概率维持该减产政策不变。当然，如果后期油价再度触及低位，不排除“OPEC+”加大减产的可能性。

美国方面，2022年高油价持续了较长时间，但对比之下美国原油产量的表现则十分平淡，高油价并未促进美国原油产量快速增加。据EIA数据，2022年美国原油产量为1187万桶/日，较2021年仅增加62万桶/日。未来能源政策对传统能源的潜在利好支撑或有利于美国原油产量的快速增长，但短期而言，美国油气公司的投资意愿有限，新开井由于投资不足而后继乏力。除此之外，2023年美国页岩油产量增长还会受到其他因素的扰动，诸如劳动力短缺、生产材料供应链瓶颈等，因此美国页岩油产量实现快速增产的潜力有限。EIA不断下调美国原油产量预期，根据其最新预测，2023年美国原油产量将增加47万桶/日，至1234万桶/日。

（三）俄油出口受阻，后期仍需关注西方限价措施影响

2022年12月5日，欧盟、七国集团和澳大利亚一同对俄罗斯海运出口原油设置每桶60美元的价格上限，在这一限价机制下，如果以高于每桶60美元的价格运输俄原油，将无法获得由西方保险公司和航运公司提供的海运和保险服务，同时欧盟开始对俄罗斯海上出口原油实施禁运。2023年2月，欧盟、七国集团和澳大利亚达成协议，对俄罗斯成品油也实施类似的限价令，以进一步限制俄能源收入。价格高于原油的柴油等较贵油品，价格上限为每桶100美元；价格低于原油的石脑油等较便宜油品，价格上限为每桶45美元。同时欧盟开始对俄罗斯海上出口成品油实施禁运。针对西方国家的限价举措，俄罗斯方面此前已出台反制措施。2022年12月27日，俄罗斯总统普京签署总统令，要求禁止向实施限价机制的国家供应相应产品。总统令2023年2月1日生效，有效期至2023年7月1日。2023年1月30日，俄罗斯政府出台反制西方限价措施的细则，以具体落实普京的总统令。

西方国家对俄罗斯原油实施禁运以来，虽然这些国家对俄罗斯原油进口已经基本清零，但亚洲国家对俄罗斯原油进口大幅增加，使俄罗斯原油供应不降反增。数据显示，2022年俄罗斯原油产量5.35亿吨，同比增加2%；原油出口2.42亿吨，同比增加7.5%。并且西方国家设置的价格上限基本上高于俄罗斯原油的成本及市场价，近期来看对市场的影响也很有限。后期随着全球石油贸易流向的重塑，预计制裁对俄罗斯原油出口的影响将逐渐减弱。IEA预计2023年俄罗斯原油产量减少142万桶/日，EIA预计俄罗斯原油产量减少144万桶/日；OPEC则认为俄原油产量仅减少85万桶/日。

至于对俄成品油的制裁，短期可能会对海外成品油价格形成一定提振，考虑到欧洲是俄罗斯柴油的主要出口地区，制裁措施正式实施后，柴油市场供需或将出现失衡，制裁对成品油影响或将大于原油。

值得注意的是，海运路线的延长和制裁风险的增加则会抬升运费，不可避免会造成未来油轮运力的紧张。后续需持续关注西方国家对俄罗斯限价政策的调整以及制裁后贸易流向的变化。

（四）经合组织国家石油库存相对低位，供应补充能力下降

2022年，在能源短缺背景下，美国等经合组织国家实施了规模空前的油储释放。其中美国于当年3月宣布此后6个月从其战略石油储备中每天释放100万桶石油、累计释放1.8亿桶，随后又与其他经合组织国家达成释放原油储备的协议，以应对乌克兰局势和其他供应问题导致的汽油价格升高；而后美国又于当年10月宣布从国家战略石油储备中再释放1500万桶入市，以帮助抑制能源价格。据外媒报道，经过10个月的释放，截至2022年12月30日，美国战略石油储备中大约还剩下3.724亿桶，为39年来最低水平。报道称，美国战略石油储备可能会在相当长的一段时间内保持较低的库存水平。

从目前的库存来看，美国战略石油储备已无法继续出库平抑国际市场油价，库存作为供应缓冲器的作用已经大幅度减弱。美国能源部官员2022年12月1日在参议院能源和自然资源委员会举行的听证会上透露，美能源部将在石油价格降至67至72美元区间以下的时候进入市场，买入石油补充战略储备。2022年12月16日，美国能源部宣布开始补充战略石油储备，首批将购买300万桶原油，预计在2023年2月完成交付。摩根大通大宗商品研究团队认为，美国还将在2023年上半年采购6000万桶原油。2023年1月27日，美国众议院通过《战略生产应对法案》，试图限制拜登政府在动用国家战略石油储备方面的权力。根据该法案，美国能源部将被禁止在非紧急状态下从战略石油储备中释放原油。若该法案最终通过，油价或因短期的供给紧张而上行。

除美国战略石油储备外，目前经合组织原油库存继续低于五年平均水平。库存低位，意味着对供应的补充效果大不如前，对应的抵抗供应波动的能力也将大打折扣。经合组织原油库存和美国战略储备石油的补充，都指向同一个方向，即原油的供应并不宽松，甚至有继续收紧并推动油价上涨的可能。

（五）国际油价或将维持中高位区间，对我国的影响整体可控

美联储加息引领的全球货币政策收紧已经导致经济动能趋弱，不排除全球经济陷入衰退的可能，宏观压力将显著压制石油需求。供应侧博弈激烈，“OPEC+”减产稳价，继续发挥市场供应管理作用，美西方对俄石油制裁持续扰动市场，俄罗斯采取反制，同时其石油出口受到一定制约，叠加全球石油库存、上游投资处于低位，石油市场供应弹性下降、脆弱性增强。预计2023年石油市场供需或将维持紧平衡，油价或将保持在中高位区间。

EIA预计，随着世界石油产量的上升和经合组织国家石油库存的逐步恢复，国际石油价格将面临较大的下行压力，2023年布伦特原油均价为每桶83美元。IEA预计，全球原油市场供应可能在2023年第三季度出现短缺局面，带动布伦特原油价格升至每桶100美元附近。高盛认为，由于原油需求增长强劲，下半年将供不应求，布伦特原油将在2023年底达到每桶105美元。摩根士丹利表示，2023年石油市场的走势在很大程度上将取决于几大关键领域的不确定性，即航空业的复苏情况、中国的需求状况、欧盟对俄油的禁运制裁、柴油供应的紧张程度、美国页岩油气的前景、美国战略石油储备释放的结束以及能源行业的资本支出，预计2023年年底布伦特原油价格将升至110美元/桶。对比来看，各方对油价预期的分歧高达30美元/桶，可见国际油价走势仍具有较高的不确定性，但相比于2022年过山车式的起伏行情，2023年油价走势或相对平稳。此外，地缘政治因素可能给油价带来超预期提振。

海关数据显示，2022年我国原油进口量50827.6万吨，同比减少0.9%。2023年，随着国内宏观经济形势向好和全球航空业恢复，预计我国成品油需求量将出现增长。不过考虑到国际油价难以大幅上涨，且我国有相应的出口配额政策，国内和国外成品油价格联动性相对较低，预计国内用油成本受到的影响总体可控。

二、天然气市场风险研判

2023年，全球天然气供应预计将小幅增长，增量将主要来自美国，俄罗斯供应量或将进一步下降，欧洲天然气需求仍将面临缺口，亚洲有望重新成为拉动全球需求增长的主要动力。

2023年春季取暖季结束后，储气库将进入补库阶段，届时欧盟将加大LNG采购力度，而国际LNG市场上前几年做出投资决策的项目尚未大批量投运，且LNG运力整体趋紧，天然气现货供应将依旧紧张，天然气价格难免会再次上涨，我国国内或将面临高价补充现货的压力。

（一）俄罗斯管道气出口将进一步下降，全球天然气产量或小幅增长

2022年俄乌冲突后，作为对西方制裁的回应，俄罗斯推出反制裁措施，对欧管道气供应量大幅下降。根据俄罗斯天然气工业股份公司2023年1月2日公布的数据，2022年，该公司天然气产量为4126亿立方米，与上年相比下降了约20%；天然气出口量为1009亿立方米，与上年相比下降了45.5%。

值得注意的是，2022年12月19日，欧盟成员国能源部长会议达成协议，将天然气价格上限确定为每兆瓦时180欧元，以保护欧洲经济免受过高的天然气价格冲击。对此，俄罗斯表示将采取限产减产、出台销售限价政策等回应措施，而这将导致俄罗斯天然气流入市场量减少，或使全球天然气市场供应进一步趋紧。

IEA最新发布的报告显示，2023年俄罗斯供应或将进一步下降。尽管2022年俄罗斯向欧盟供应的管道气远低于乌克兰危机前水平，但总量预计达600亿立方米。2023年，这一数字可能降为0，给欧洲和全球天然气供应带来更大的缺口。

IEA预计，俄罗斯受输欧管道气大幅下降影响，进一步压减上游产量，2023年产量同比下降3%左右，减产约190亿立方米；中东地区产量温和增长，预计2023年增速为2.4%，增量约170亿立方米；欧洲区内气田增产乏力，增量主要来自英国和挪威，2023年产量增速将放缓至1.2%左右，增量约30亿立方米。相比较而言，全球天然气产量增量将主要来自美国。据EIA预计，2023年美国天然气产量约10304.9亿立方米，增量约167.7亿立方米，增速放缓至1.65%。总体而言，在俄罗斯天然气产量下降的预期下，2023年全球天然气产量预计仅小幅增长。

（二）新增出口液化产能释放不足，制约天然气供应增长

2022年，高气价使主要产气国出口液化产能保持或接近满负荷运行，当年全球新增出口液化产能1920万吨，其中1000万吨来自美国，截至年底全球液化总产能达4.77亿吨。

根据测算，全球已完成投资决策的液化项目在2023—2026年间将累计释放产能9490万吨：其中35%来自卡塔尔的Qatargas Expansion 1 T1-T4，合计产能约3300万吨，预计2025年底正式投产，届时卡塔尔液化产能将从7700万吨增至1.1亿吨，增长43%；21%来自俄罗斯的Novatek Arctic LNG 2 T1-T3，每条生产线产能均为660万吨，预计分别在2023年、2024年、2026年投产，但考虑到制裁等因素，达产时间可能会推迟；16%来自美国的Golden Pass T1-T3，该项目由QatarEnergy以及ExxonMobil合资完成，合计产能1560万吨，将于2024年至2025年投产。综合来看，2023—2026年间全球新增液化产能或分别为910万吨、2880万吨、5040万吨、660万吨，可以看出，全球新增液化产能将主要集中在2024年和2025年释放，而2023年产能显然释放不足，现有LNG终端扩产能力十分有限。如果欧洲希望完全通过LNG进口来弥补俄罗斯管道气全年的缺失，全球液化产能大概率将成为供应的瓶颈。

图片数据来源：Refinitiv Eikon、EIA、中信期货

图1 2023—2026年全球新增液化产能情况

标普全球大宗商品（S&P Global Commodity Insights）发布《2023年能源展望》指出，当前天然气价格持续高企，而新的液化设施不足将制约天然气供应的增长，全球天然气市场将被迫在需求和现有库存间找到平衡，这一趋势在欧洲尤为明显。

（三）LNG运力天花板难破，运费大概率维持高位震荡

2022年俄乌冲突后，欧洲对LNG的依赖由柔性变为刚性，欧洲LNG海运量需求大幅攀升带来巨大运力需求。仅在2022年上半年，全球LNG运输船订单就已经突破100艘，超过此前任何一年的全年订单数量，这已在一定程度上反映出LNG运输市场船舶紧张状况。

2023年，LNG资源运力同样面临考验。从运力需求的角度看，预计欧洲LNG进口依然较为强势，预计2023年欧洲从美国进口的LNG增量需求超40艘LNG运输船，亚洲地区LNG的进口也有望较2022年出现一定修复，运力需求增加。

从运力供应的角度看，LNG运输船供给天花板无法在2023年解决。首先，LNG运力短期无法快速增加，LNG运输船建设周期为30～50个月，鉴于此前几年全球造船厂投资低迷，LNG运力2023年年内增幅或相对有限，2021年下半年以来投放的船舶订单要在2024年后才能陆续交付，届时运力整体才能趋于宽松。其次，部分LNG运输船在海上用作浮舱，导致船舶周转放缓。2022年LNG地区价差拉大后，跨区贸易套利行为增加，一些船舶在海上减速航行以等待贸易商改航指令，造成现货市场可租用的运力减少。再次，因LNG长协项目占据较大比例运输船，LNG现货市场可用船舶本就较少，而近期LNG现货市场贸易占比整体上行，致使现货可用运力更加紧张。最后，自2023年1月起新的环保EEXI法规生效，对目前占比达36%的蒸汽LNG运输船功率进行限制，加剧船舶运力不足。

综合来看，2023年LNG运输市场运费大概率将维持高位震荡。LNG运力可能会成为除液化产能外，LNG供应增长的又一制约瓶颈。

（四）欧洲LNG接收能力将进一步提高，但仍面临供气缺口

2022年3月，欧盟委员会发布《欧洲廉价、安全、可持续能源联合行动》（REPowerEU），力求从天然气开始，在2030年前摆脱对俄罗斯的能源进口依赖，在2022年底前减少三分之二的俄罗斯天然气进口。此后，欧洲各国减少天然气消费、加强天然气储备，并积极寻找俄罗斯管道气的替代方案。IEA数据显示，2022年欧盟天然气需求减少了500亿立方米，同比减少约10%。另据行业组织欧洲天然气基础设施（Gas Infrastructure Europe）数据，截至2022年底，欧洲天然气储量约占可储存容量的83%，高于五年来平均季节性水平，同时欧洲多国气温达到同期历史最高水平，暖冬天气缓解供暖用气需求，市场对天然气供不应求的担忧开始消散。

展望2023年，随着德国、芬兰、希腊等国采购的浮式接收站陆续投入使用，欧洲LNG接收能力将进一步提高，以有效替代俄罗斯管道气供应缺口。

表2 欧洲国家浮式接收站（FSRU）建设规划

数据来源：中信期货

但对于欧洲市场而言，补库时期的阶段性紧张压力仍然存在。2022年上半年，“北溪1号”管道对欧基本上还保持着满负荷供气的状态，彼时的全球天然气市场现货供应已较为紧张。待2023年春季取暖季结束后储气库步入半年的补库存阶段，一方面，“北溪1号”遭破坏，将用无可用；另一方面，前面提到的已完成投资决策的液化项目在2023年还不能充分发挥作用，欧洲将面临巨大的供气缺口。欧洲天然气补库恐将导致全球天然气现货供应再度紧张，补库能否顺利实现依赖于全球LNG贸易流向改变，实际可获得的LNG货源数量仍取决于欧洲溢价的高低。此外，欧盟强制设定天然气价格上限，可能使极端情况下欧洲市场天然气价格较亚洲价格失去竞争力，从而影响资源进口。

IEA分析指出，欧洲之所以在2022年能够获得大量LNG进口，在很大程度上是由于中国进口需求下降，考虑到亚洲国家尤其是中国LNG需求反弹，俄罗斯供应进一步下降，且欧洲2022年冬季之初的温和气温或难以重现，对欧洲天然气市场来说，2023年很可能是一个更严峻的考验。2023年，预计欧盟需增加400亿立方米的LNG进口，而全年国际市场上只有约200亿立方米LNG供应增量。欧盟各国政府在能源效率、可再生能源和热泵方面采取的措施虽有助于缩小地区潜在的天然气供需缺口，但若俄罗斯对欧天然气供应降为零，且中国的LNG进口量反弹至2021年的水平，2023年欧盟潜在的天然气供需缺口或将达270亿立方米，约占欧盟天然气基准总需求的6.8%。

伍德麦肯兹也表达了类似的观点，认为欧洲天然气市场并未走出困境。如果没有俄罗斯管道气，未来3年欧洲天然气价格将高企。欧洲不仅需要管理全年用气需求，还要指望每年冬季天气温和。供气紧张局面或将持续至2026年，届时大量新LNG项目投产，欧洲供应紧张形势才能得到缓解。在此之前，高气价将对消费者和区域经济增长带来负面影响。

（五）亚洲需求提升加剧气源争夺，我国LNG进口面临涨价压力

2022年，为弥补管道气量的缺口，欧洲以溢价吸引全球LNG资源加速流向欧洲。受竞争加剧、现货价格飙升和疫情封锁等多重因素影响，亚洲国家LNG进口量出现了不同程度的下滑。2023年，亚洲市场仍将面临宏观经济、地缘政治和天气等相关不确定性因素影响。如宏观层面，利率上升、央行努力控制通胀将直接影响多数经济体的经济增长和天然气等能源消费。尽管各国政府正努力避免经济衰退，外汇储备和美元走强仍将成为多数亚洲经济体进口LNG的首要担忧。但是，根据多家机构预测，2023年，亚洲有望重新成为拉动全球天然气需求增长的主要动力，其中中国天然气消费预计将出现恢复性增长，是影响全球天然气市场形势的重要因素。随着亚洲需求提升，全球LNG市场区域间资源竞争将进一步加剧。

我国进口天然气大部分为长协，合同价格挂靠Brent及JCC原油价格，国际油价保持高位，将导致我国长协天然气进口价格上涨。同时，我国是LNG现货和短约市场的主要买方，现货和短约合同价格过高，将导致资源进口量大幅减少，从而引发国内市场供需紧张。2022年，持续的高气价挫伤了国内进口商采购LNG现货的积极性，且亚欧套利窗口频繁开启，部分长协资源被转售至欧洲，海关数据显示，2022年我国天然气进口量10924.8万吨，同比减少9.9%，其中LNG进口量6344.2万吨，同比下降19.5%。2023年，欧洲国家为补库在全球范围加紧采购天然气时，需要与亚洲国家展开竞争，天然气价格难免会再次上涨。如若大规模的资源争夺战、价格升级战再次来袭，又恰逢国内需要补充现货满足部分天然气需求的情况，则高价现货补充的压力会增加，这将给天然气产业链上下游企业经营发展带来挑战，并抬升我国经济运行成本。

三、煤炭市场风险研判

2023年，国际新增煤炭产能有限、地缘冲突以及出口国自身需求增长等多重因素叠加使得全球煤炭供应端不确定性增加，同时，在当前能源安全优先叠加海外能源资源整体价格高涨背景下，全球能源需求端仍需来自煤炭的支撑，预计全年国际煤源紧张、价格高企的局面仍将延续。

考虑到欧盟等西方国家煤炭消费量可能继续增加，印度等新兴经济体煤炭消费需求增速和煤炭进口量快速增加，2023年，我国沿海电煤价格面临输入性上涨风险，沿海电煤保供稳价将面临一定压力。

图片

（一）全球煤炭需求短期内企稳，燃煤发电仍将保持较高水平

2022年俄乌冲突后，世界各国的能源安全不断受到冲击，尤其在俄罗斯向欧盟地区减少天然气供应量后，欧洲各国向更为经济和安全的煤炭靠拢，一些国家重返煤电并参与全球抢煤，助推全球煤炭价格高涨。IEA于2022年12月发布的煤炭行业年度市场报告显示，2022年全球煤炭消费量预计将首超80亿吨，比上年增长1.2%，超过2013年创下的历史纪录。鉴于当前的能源危机及其他诸如天气条件、油气价格、政府政策等因素，2023年，煤炭需求存在较大不确定性。IEA预测，到2025年，全球煤炭需求将稳定在80亿吨左右。

具体来看，支撑煤炭需求的因素包括：首先，天然气供应紧张以及由此产生气价高企使得煤炭对天然气的替代性需求增加，大量电力生产商转向煤炭发电。德国、奥地利、荷兰等欧洲多国推迟现有燃煤电厂关停计划，一些已经关闭或处于备用状态的燃煤电厂被重新启用，其中，德国启用的燃煤发电能力超过10吉瓦。其次，一些地区的热浪和干旱推动电力需求增长，而水力发电量减少留下的缺口在许多国家都必须由可调度的燃煤发电来填补。再次，2022年核能发电异常疲软，尤其是在欧洲，法国核电站维护问题使欧洲电力系统承受了巨大压力。IEA预计，2022年全球燃煤发电量同比增长1.8%，至1.0339万太瓦时，创历史新高。考虑到应对天然气短缺、确保电力供应的双重压力，在未来一段时间，欧洲地区燃煤发电量都将保持在较高水平，直至2024年提高能效和发展可再生能源的努力产生成效，地区的燃煤发电量才有望下降。

（二）煤炭进入产能紧缩周期，主要出口国煤炭出口量增长困难

尽管近两年煤炭生产商的利润创下历史新高，但对煤炭开采的投资并未显著增加。总体而言，政府、银行和投资者以及矿业公司对煤炭尤其对动力煤投资兴趣不足。资本开支不足导致全球煤炭供应弹性下降，一方面体现在煤矿勘探投入资金减少，这使得新增煤田数目不足，潜在生产能力下降；另一方面体现在对煤矿生产设备投资不足，设备更新换代滞后，导致现有矿井的采掘能力受限。

IEA预测，2022年全球煤炭产量同比增长5.4%，达83.18亿吨，创历史新高，远高于2019年创下的纪录。全球煤炭产量将在2023年达到峰值，略高于2022年的水平。到2025年，全球煤炭产量将降至82.21亿吨。中国的煤炭产量将在未来几年趋于平稳，印度的产量持续增长（增加1.28亿吨），但增量将被其他地区产量的大幅下降所抵消。预计美国将减少9200万吨，欧盟地区将减少6800万吨，印尼将减少4000万吨，俄罗斯将减少1300万吨。

表3 全球煤炭产量预期

单位：百万吨

数据来源：IEA

印尼、澳大利亚和俄罗斯是全球煤炭的主要出口国，其出口煤炭合计占全球煤炭贸易的七成以上，按目前的形势分析，三个国家的煤炭产量和出口量都难以大幅增加。

印尼煤方面，2022年1月初，印尼“一刀切”的煤炭出口禁令遭到多方反对和抗议，其解决方案悬而不定，解禁时间一拖再拖，一度使亚太煤炭市场陷入混乱。2023年印尼煤炭产量和出口量预期虽有一定增加，但考虑到其国内煤炭需求，以及政府管理粗放、基础设施建设滞后等因素对产量提升的制约，印尼后续煤炭出口具有一定的不确定性。

澳煤方面，澳大利亚煤炭基础设施建设相对完善，智能化矿井建设超前，外运设施保障有力，但近年新建煤矿项目受到环保抵制，勘探投资不足。此外，全球气候变暖导致海平面上升、极端气候事件频繁或影响东澳地区地质条件，从而影响其煤炭生产运输。

俄煤方面，近两年俄煤出口受运力瓶颈限制逐渐凸显，尤其是欧盟对俄煤炭实施制裁后，由于缺乏铁路运力，以前通过铁路运往欧洲或从俄罗斯西北部港口运往欧洲的部分煤炭无法运到其他地区，导致俄罗斯煤炭出口下降，同时西方制裁拖累俄罗斯经济增长步伐，进而压低俄罗斯本国煤炭需求和产量增长。还应考虑到，俄罗斯煤炭行业对进口工艺和设备的依赖性较高，地缘冲突或将导致俄罗斯机械设备等重要进口受限，延缓其煤炭产业升级步伐，并对俄罗斯煤炭行业形成长期压制。

（三）全球煤价或将维持高位，我国沿海电煤价格面临输入性上涨风险

自2022年8月欧盟对俄罗斯煤炭禁运生效以来，欧洲各国纷纷加大对其他煤炭出口国如澳大利亚和南非的采购，从而推动国际煤炭价格加速走高。国际新增煤炭产能有限、地缘冲突以及出口国自身需求增长等多重因素叠加使得全球煤炭供应端不确定性增加，同时，在当前能源安全优先叠加海外能源资源整体价格高涨背景下，全球能源需求端仍需来自煤炭的支撑，预计2023年国际煤源紧张、价格高企的局面仍将延续。

我国煤炭消费量约7.5%依赖进口，进口比重不高，且主要用于东部沿海电厂的动力煤种。2022年欧洲等国抢购叠加国内限价导致我国国内进口中高卡煤出现倒挂现象，虽然我国自2022年5月起开始实行为期11个月的煤炭进口零关税政策，但依然难以抵消高进口煤价带来的负面效应，我国煤炭进口近7年来首次出现负增长，海关数据显示，2022年我国煤及褐煤进口29320.4万吨，同比减少9.2%。同时我国全力推动煤炭增产增供，全年全国新增煤炭产能超3亿吨/年，总产量约44.5亿吨、同比增长8%，有力保障了国内能源稳定供应。考虑到欧盟等西方国家煤炭消费量可能继续增加，印度等新兴经济体煤炭消费需求增速和煤炭进口量快速增加，2023年，我国沿海电煤价格面临输入性上涨风险，沿海电煤保供稳价将面临一定压力。

四、可再生能源市场风险研判

在全球能源危机背景下，发展可再生能源产业的紧迫性再次提升。全球主要经济体纷纷加大清洁能源技术研发力度，以便在新能源经济中获得竞争优势。越来越多的国家将清洁能源战略与促进国内投资挂钩，并采取广泛的支持措施，为本国制造商和项目开发商争取竞争优势，可再生能源领域竞争日趋激烈。在经历了十年的加速增长后，受供应链瓶颈和原材料成本上涨的影响，预计2023年全球可再生能源的扩张速度将略有放缓。

随着产能快速扩张，中国光伏、风电等产业除满足国内市场需求外，与国际市场联系将更加紧密。而在疫情和贸易壁垒叠加催生的逆全球化浪潮中，国际间贸易纷争不断挑起，不仅会对中国可再生能源产业“走出去”造成一定冲击，而且会对全球可再生能源供应链产生重大影响。

（一）可再生能源增长预期再度调高，全球性竞争日趋激烈

2022年，尽管面临疫情反复、地缘局势紧张等诸多挑战，可再生能源依然展现出蓬勃的发展势头。在全球能源危机背景下，化石燃料供应短缺凸显了发展可再生能源电力的安全效益，促使许多国家加强了可再生能源的政策支持，同时化石燃料价格高企也提升了太阳能光伏和风能发电相对于其他燃料的竞争力。根据2022年12月IEA发布的可再生能源行业年度市场报告，2022—2027年全球可再生能源装机将增长近2400吉瓦，相当于中国目前的总装机容量，这较此前五年增长了85%，比2021年IEA年度报告中的预测高出近30%。最新预测显示，未来五年，可再生能源将占全球电力容量扩张的90%以上。

主要经济体纷纷采取行动，将气候、能源安全和产业政策纳入更广泛的经济战略中，无论是美国的通胀削减法案、欧盟的REPowerEU计划，还是日本的绿色转型计划，或者印度鼓励太阳能光伏和电池制造的生产相关激励计划，无一不显示出政府对清洁能源的支持力度。如印度表示将努力实现2030年可再生能源发电装机达到5亿千瓦的目标，该国快速增长的电力需求中，近三分之二将由可再生能源满足；欧盟为实施RepowerEU计划，未来5年将增加2100亿欧元投资，支持加快绿色能源发展；美国通过的《通货膨胀削减法案》涉及总金额约7400亿美元，其中政府计划拨款约3700亿美元用于补贴和扶持清洁能源领域项目，重点覆盖清洁能源制造业，激励措施的出台将拉动美国本土相关产业发展，并促使全球新能源领域竞争升级。

英国《经济学人》刊文表示，大多数国家在2023年将采取措施，短期内加大针对传统化石能源的投资，以确保能源供应安全，同时采取长期措施，调整国家主导的产业政策，加速可再生能源的发展。IEA于2023年1月发布《能源技术展望2023》报告指出，世界正进入清洁技术制造新时代，各国的产业战略将成为成败之关键。从亚洲、欧洲再到北美，全球主要经济体纷纷加大清洁能源技术研发力度，以便在新能源经济中获得竞争优势。世界各国对清洁能源技术的投资迅速增长，仅2022年全球清洁能源技术领域投资额就高达1.4万亿美元，占整个能源投资同比增长的近70%。越来越多的国家将清洁能源战略与促进国内投资挂钩，并采取广泛的支持措施，为本国制造商和项目开发商争取竞争优势。各国的清洁能源制造商也在积极回应，可再生能源领域技术竞争日趋激烈。

（二）供应链瓶颈推高成本，全球可再生能源扩张速度将略有放缓

2022年，全球风能和太阳能行业关键零部件成本大幅上升。根据IEA数据，自2021年以来，太阳能电池板的关键原料多晶硅的价格上涨了两倍，此外，对可再生能源项目至关重要的钢铁和铝的价格分别上涨了70%和40%。原材料价格飙升，加上运输和融资成本上升，推动2022年风力涡轮机和太阳能电池板的成本上涨了10%至20%，十多年来推动可再生能源快速增长的成本下降趋势就此逆转。

英国金融时报刊文称，俄乌冲突后，欧洲已将快速扩大可再生能源作为其核心任务。但混乱的供应链和关键原材料成本上升正在减缓欧洲各地风能和太阳能的部署，而当下正是欧盟最需要清洁能源的时刻。通胀压力、供应链危机和不断上涨的原材料成本使欧洲可再生能源行业盈利能力受到损害，尤其在高度集中的风电市场，多家风电整机制造商接连陷入亏损，在本应扩大产能的时候引发了一波裁员潮。2022年9月，西门子歌美飒发布声明表示，公司计划裁员2900人，其中大部分员工在欧洲地区，以期实现扭亏为盈。继西门子歌美飒之后，通用电气也裁减了陆上风电部门员工。2023年1月，维斯塔斯公布的2022年初步财务数据显示，公司在2022年的息前利润率为-8%，而其目标为-5%，这意味着公司可能会产生近12亿欧元的全年亏损。

IEA表示，在经历了十年的加速增长后，受供应链瓶颈和原材料成本上涨的影响，预计2023年全球可再生能源的扩张速度将略有放缓。根据IEA的数据，2022年总共增加319千兆瓦的可再生能源装机容量，2023年将增加317千兆瓦，这仍然是一个快速的增长，但将是近十年来的首次增长放缓。

（三）国际贸易壁垒不断加剧，对我国可再生能源产业出海造成一定冲击

国际贸易在可再生能源供应链中发挥着重要作用。IEA指出，目前全球生产的太阳能光伏组件中有近60%是跨境交易，国际贸易对风电机组组件也很重要。我国的太阳能组件供应占全球制造业的近70%，尽管我国在风力涡轮机国际市场的市场占有率尚不能与光伏行业相提并论，但依靠广阔的国内市场，我国风电涡轮机在全球占比仍高达50%。近一两年间，多国本土化制造势头再起，新一轮海外制造基地开工建设，随着可再生能源制造端竞争加剧，以美国、欧盟、印度为代表，全球主要可再生能源市场通过本地化政策，以及增设关税、减免税收等贸易措施，加大培育本土产业链制造能力。

2022年2月，美国政府将即将到期的光伏电池与组件210关税延长4年。3月，美国政府又对越南、马来西亚、泰国和柬埔寨的光伏产品发起反规避调查，后因美国国内项目安装受影响，拜登政府宣布豁免未来2年内从上述四国进口的光伏产品关税。4月，印度政府开始对外国制造的太阳能组件征收40%的基本关税，对电池征收25%的基本关税。据IEA统计，自2011年以来，仅针对光伏产品征收的反倾销、反补贴和进口税数量就已从仅1项进口税增加到16项关税和进口税，另有8项政策正在考虑中。

除上述提到的税收手段外，2022年6月，美国海关依据《涉疆法案》执法，对我国光伏等产业进行打压。欧盟紧随其后，也通过了类似的“反强迫劳动法”。据彭博社报道，2022年6月以来，美国海关已扣留了大批量进口光伏组件，到2022年底预计将有多达9吉瓦至12吉瓦的光伏组件被阻止进入美国市场。

美国、欧盟、印度等国采取的这些措施，看似保护本土贸易，实则阻碍了地区可再生能源发展进程，造成全球范围内的光伏和风电等产业发展成本增加，从而无形增加了全球能源转型的成本。未来，随着产能的快速提高，我国光伏、风电等产业除了满足国内市场需求外，与国际市场的联系将更加紧密。而在疫情和贸易壁垒叠加催生的逆全球化浪潮中，供应链进一步区域化、短链化成为趋势。国际间贸易纷争不断挑起，不仅会对我国可再生能源产业“走出去”造成一定冲击，而且会对国际可再生能源供应链产生重大影响，长期看更无益于全球可再生能源行业发展进程。

五、对策建议

我国已深度融入全球市场，面对严峻复杂的国际能源形势，必须未雨绸缪做好应对。应立足国内，夯实煤油气等资源保供基础，确保能源供应稳定；放眼国际，多元拓展能源进口来源，维护战略通道和关键节点安全；内外兼修，增强国际定价话语权，提高国内稳价能力，应对国际能源价格剧烈波动；加强可再生能源产业引导，建立更具韧性的可再生能源产业体系。

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（一）夯实国内资源保供基础，应对国际市场供应偏紧形势

在当前全球能源市场不确定性因素增加、全球能源供应持续偏紧的条件下，确保能源安全始终是做好能源工作的首要任务。为夯实国内资源保供基础，确保能源供应稳定，一方面，要立足我国能源资源禀赋，充分发挥煤炭的压舱石作用，优化煤炭生产、项目建设等核准政策，全力以赴保障煤炭安全稳定供应。大力提升勘探开发力度，推动国内油气增储上产。目前，我国能源自给率保持在80%以上，有力应对了国际能源价格动荡对我发展的传导影响。另一方面，要进一步建立健全煤炭、石油储备体系，特别是加快储备库、液化天然气接收站等设施建设，完善管网运行调度机制，增强高峰调节能力，确保能源供应保持合理的弹性裕度。自产供储销体系建设以来，国内逐年制定年度项目清单，狠抓管网和储气设施等重大工程建设，五年来年均增加供应能力1亿立方米/日。自2021年采暖季开始，油气基础设施保供能力硬瓶颈已基本消除，当前采暖季基础设施保供能力充足，在资源落实的前提下可以满足总量和尖峰保供需求。

（二）完善能源进口保障体系，应对全球能源贸易格局变化

乌克兰危机长期改变全球能源供应格局，使我国能源进口面临复杂局势。完善能源进口保障体系，多元拓展能源进口来源，维护战略通道和关键节点安全，是应对当前国际能源贸易深度调整的必然之选。煤炭方面，为保障东南沿海地区的煤炭供应，除精准调配煤炭运输外，应适当增加进口，鼓励进口俄煤或其他国际低价煤，促进我国煤炭产供储销处于科学合理的平衡状态。油气方面，为保障进口油气稳定供应，应着力强化中亚—俄罗斯供应基础，尽快扩大自俄、中亚和蒙古国的油气进口通道及规模，布局新通道，满足市场新增需求并作为2035年后中亚、中缅管道长协到期后的接续资源；巩固与卡塔尔、马来西亚、印尼等传统气源国的关系，并积极推动本币结算，提升资源引进的弹性和灵活性。同时，抓住全球能源贸易格局重塑机遇，全方位优化长约和短约、期货和现货结构布局，合理运用套期保值、浮舱交易、库存运作等贸易工具，丰富资源组合方式，分化价格风险。此外，在全球油气行业投资低迷的环境下，还应继续鼓励中资企业积极寻求海外优质可快速动用储量，参股海外上中游油气项目，着力延长价值链，依托上中下游一体化，降低采购成本，进一步保障国内能源安全稳定供应。

（三）增强国际话语权提高稳价能力，应对国际能源价格剧烈波动

国际能源价格大起大落对我国能源进口成本造成极大冲击，为保障民用资源价格稳定，国内运营商承担了大量价格倒挂成本，企业生产经营积极性受到较大冲击。增强国际话语权、提高国内稳定价格的能力，已成为我国能源保供的一项重要任务。以天然气价格为例，2021年以来受欧洲高气价驱动，全球天然气价格大幅攀升，导致亚洲国家被迫跟随欧洲现货价格联动上涨。我国所在的东北亚地区作为全球天然气进口量最高的区域，迟迟未能建立起像欧美地区一样成熟的期货价格体系，定价话语权不足，无法根据本地区供需关系有效影响全球市场价格。应加快推进中国天然气交易枢纽建设，打造独立的、基于中国市场规则的、反映国内用户需求的天然气基准价格，在东北亚市场和国际能源市场积极争取更大话语权。近年来，上海、重庆、深圳、浙江、海南等地陆续建立了天然气交易中心，但与国外成熟价格指数相比，交易规模和交易方式还有差距，价格发现功能还有待挖掘，应进一步加强顶层设计、政策扶持、市场培育，尽快形成具有国际影响力的区域价格指数。同时，应进一步深化国内天然气价格市场化改革，逐步放开受价格管制气源，灵活调整基准门站价，提升终端价格涨幅，完善成本分担机制，将高价进口气成本有效加以疏导。细化储气市场运行规则，真正实现调峰受益者承担成本，激发多元市场。

（四）加强可再生能源产业引导，应对激烈国际竞争和各种贸易壁垒

在全球范围内，多国选择推进可再生能源的快速发展，以此化解能源危机，保障能源安全。随着各国对可再生能源发展的重视，产业制造端国际竞争进一步加剧，全球可再生能源发展之路，必定充满挑战。近年来，我国可再生能源制造企业凭借产业链完整、配套齐全、成本低廉等优势，产能、产量全球占比均实现不同程度增长。未来，我国可再生能源产业链供应链将从高速发展进入高质量发展阶段，有必要合理规划产业发展。基于国内需求前景，进行风、光等可再生能源产业产能引导，平衡新能源增量与化石能源兜底保障间的关系，多能互补保障能源安全；基于国际市场形势，在逆全球化、供应链再造甚嚣尘上的背景下，开展深度的供应链合作，加速全球化布局，建立更具韧性的可再生能源产业体系。一方面，要鼓励国内企业“走出去”时，更加重视海外市场的开拓，分散市场布局，加大对发展中国家的开发力度，挖掘出口与海外电站建设的新增长点。除了欧美等传统市场，中东北非、拉美等新兴市场拥有丰富的风光资源，未来用电需求也会大幅增长，这些地区拥有巨大的可再生能源市场空间，也应成为中国企业可再生能源项目开发的重点地区。另一方面，要引导中资企业做好风险应急预案，对目标市场的本土化要求及其税务、劳工、环境与安全等法律法规进行全方位的了解与掌握，加大特定地区风险预审力度，及时调整发展战略，规避潜在风险。

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