国际能源研报（2024年1月）：红海危机引发能源市场焦虑

国际能源研报（2024年1月）

（来源：中能传媒研究院 作者：杨永明）

核心观点

❂ 近期，红海安全危机持续发酵，引发国际社会广泛担忧。为回避风险，多家国际航运企业陆续暂停红海航线，船只改为绕航好望角，英国BP石油公司、挪威国家石油公司也先后宣布暂停所有通过红海的原油与天然气运输，从而引发市场对油气供应紧张的担忧。随着红海地区的运输和贸易受阻，全球供应链正常运转受到影响。

❂ 2023年12月21日，非洲产油国安哥拉宣布，由于在产量配额问题上存在分歧，该国将于2024年1月1日退出欧佩克组织。安哥拉退出欧佩克既反映了安哥拉维护自身利益的坚定立场，也凸显了国际石油市场面临的复杂挑战和变革需求，或将对国际石油市场格局产生较大影响。

❂ 2023年12月19日，欧盟成员国能源部长达成政治协议，同意将设定天然气价格上限、协调天然气采购和供应等应对能源危机的紧急措施期限延长一年，以防范可能出现的能源价格冲击。回顾整个2023年，由于俄罗斯削减对欧天然气供应，市场始终担忧供应短缺和价格飙升，全球天然气市场仍然不稳定，在高库存、需求较为疲弱以及地缘政治影响减弱等因素的共同作用下，国际气价回落明显。

❂ 2023年12月，法国公布《国家氢能战略》更新草案，提出到2030年投入近90亿欧元来支持低碳氢的部署。同月，埃及议会通过《绿氢补贴法案》，提出高达55%的税收减免，以鼓励该国绿氢产业发展。美国政府也于当月发布了针对氢能行业的税收抵免提案，希望以此促进美国可再生能源及其技术的发展。回首2023年，全球氢能布局进一步加速。

❂ 2023年12月19日，26个欧盟成员国能源部长签署了《欧洲风能宪章》，正式承诺各国将落实2023年10月风电一揽子计划中规定的行动。一揽子计划得到广泛支持，凸显出欧盟各国加快欧洲风能产业发展的迫切需要。

红海危机影响全球能源贸易安全

近期，红海危机不断发酵，也门胡塞组织多次在该海域对“关联以色列”的船只发动袭击，试图迫使以色列在加沙地带停火并允许人道主义援助进入。2023年11月19日胡塞武装扣押一艘以色列船只，12月19日美国宣布组建红海护航联盟，并于12月31日击沉三艘胡塞武装快艇，2024年1月10日胡塞武装组织发起报复，通过导弹和无人机对英美军舰进行袭击。在此背景下，1月12日至13日英美对胡塞武装组织发动多次联合空袭，红海危机全面升级，巴以冲突的外溢风险在中东地区进一步扩散。

红海位于非洲东北部与阿拉伯半岛之间，北经苏伊士运河连接地中海，南经曼德海峡连通亚丁湾，扼守亚、非、欧的交通要道，是船只往返大西洋和印度洋的必经之路，也是世界上最繁忙、最重要的水道之一。作为通向苏伊士运河的必经之地，红海航道对于全球航运贸易具有重大影响。据统计，每年通过苏伊士运河的货量约占全球海运贸易总量的10%左右，全球超过20%的集装箱海运贸易需要通过苏伊士运河，每月通过苏伊士运河的LNG运输船、油轮、LPG运输船分别占相应船队总运力的10%、9%、7%。

为回避风险，多家国际航运企业陆续暂停红海航线，船只改为绕航好望角。继四大国际航运公司宣布停航决定后，英国BP石油公司、挪威国家石油公司相继宣布暂停所有途经红海的石油与天然气运输。数据显示，接近21.5%的成品油和13%的原油通过该海域运往欧洲，红海危机或将对欧洲能源安全产生较大影响。据分析公司Vortexa截至1月12日的数据，通过红海南部曼德海峡运送原油和石油产品的船只数量正在下降。今年前12天，运输清洁油品（不包括生物柴油、化学品和润滑油）的船只数量与2023年同期相比下降了39%。同期，装载原油和燃油等油品的船舶数量下降了12%。虽然更长的LNG运输旅程将占用油轮并增加货运成本，但鉴于欧洲天然气库存处于高位且工业需求低迷，预计欧洲暂不会出现供应短缺。根据ICIS的数据，将LNG从卡塔尔经南部非洲运送到英国大约需要27天，而通过苏伊士运河则仅需要18天。受红海危机升温影响，2024年以来国际原油价格出现震荡反弹，截至1月12日，纽约商品交易所原油价格和伦敦布伦特原油价格双双回升至72.76美元/桶和78.32美元/桶，较年初分别上涨3.2%和3.0%。分析认为，在原油及成品油运市场新增供给有限、供给刚性约束下，红海冲突等地缘政治事件有望驱动运价大幅提升。随着红海冲突升级，苏伊士、阿芙拉等船型绕行，有望带动运价提升，另一方面，绕行的长航线下，VLCC等大船船型规模优势凸显，运价或进一步传导至大船，带动整体油运价格上涨。

总的来说，截至目前，红海危机暂未对能源市场产生重大影响，原油价格虽然经历小幅波动，但基本处于平稳状态。有观点认为红海危机对原油市场影响有限，其原因是航道危机并不会影响到原油生产，在短期内不会造成较大的供需矛盾。但对原油贸易本身来说，会影响到可交易库存，从而增加潜在风险。此外，如果冲突持续，或者进一步外溢到更为广泛的区域，原油市场必将受到更大的影响，从而带来价格的剧烈波动。

与此同时，红海危机对于全球供应链运转的扰动影响也已显现。2024年1月11日，特斯拉公司宣布，由于红海危机令运输线路拉长导致零配件短缺，特斯拉位于柏林附近的超级工厂将停产两周。红海危机对于全球供应链的扰动可能会逐步体现在企业的生产成本上，尤其是危机继续升温且持续时间拉长，会导致通货膨胀压力维持高位甚至有所走强，或对美联储以及欧洲央行的货币政策调整产生一定影响。世界银行在其关于全球经济前景的最新报告中指出，最近针对途经红海商船的袭击事件，已经开始扰乱关键航线，越发削弱供应网络，并增大了通胀的可能性。在冲突不断升级的背景下，能源供应可能受到严重影响，导致能源价格飙升。这将对其他大宗商品价格产生重大溢出效应，并加剧地缘政治和经济的不确定性，进而可能抑制投资，导致经济增长进一步放缓。

安哥拉退圈或动摇欧佩克市场影响力

2023年12月21日，安哥拉矿产资源、石油和天然气部长迪亚曼蒂诺·阿泽维多宣布，安哥拉政府已向欧佩克递交文件，决定于2024年1月1日退出欧佩克。虽然安哥拉的石油产量在欧佩克中占比不大，但其退出的消息还是引发了布伦特国际原油期货价格的小幅下挫。截至当日收盘，纽约商品交易所2024年2月交货的轻质原油期货价格收于每桶73.89美元，跌幅为0.44%；2024年2月交货的伦敦布伦特原油期货价格收于每桶79.39美元，跌幅为0.39%。

欧佩克成立于20世纪60年代，初衷是为了打破“石油七姐妹”形成的价格垄断。但随着欧佩克的逐渐壮大，其更在意对国际油价的影响力。多年来，欧佩克一直通过控制产量配额来影响国际油价，在国际石油市场定价权方面发挥着重要的作用。特别是2016年底，欧佩克与11个非欧佩克产油国达成合作协议，形成“欧佩克+”，进一步增加对市场的影响力并保障产油国的经济收益。2023年三季度以来，“欧佩克+”的减产在平衡全球石油供需方面发挥了重要作用，一定程度上扭转了市场的悲观情绪。同时，此前因利率上升导致石油期货投资吸引力下降的负面影响也逐渐消退，加息预期也有所降低，对“欧佩克+”而言，似乎一切都在向好。但由于欧佩克成员国实力不均和经济情况各异，统一减产政策的分歧越来越多，近十年，已有印尼、卡塔尔、厄瓜多尔相继退出欧佩克。此次安哥拉由于产量配额问题上的分歧退出欧佩克后，欧佩克成员国数量从13个减少到12个，原油产量约2700万桶/日，约占全球供应量的27%。虽然安哥拉是欧佩克中产油量最少的成员国之一，且巴西在2024年1月以观察员身份加入“欧佩克+”，但安哥拉退出产生的蝴蝶效应仍难以消除，“欧佩克+”的团结性被质疑，进而可能降低欧佩克石油生产能力及其在国际石油市场的影响力。尤其是面对美国等非欧佩克产油国的竞争时，欧佩克在石油生产和定价方面的能力将受到挑战。标普全球大宗商品洞察发布的最新石油市场预测显示，美国2023年四季度的液态烃总产量达到2190万桶/日，其中原油和凝析油产量达到1380万桶/日，均创下全球纪录。与此同时，巴西和加拿大的石油产量也达到历史最高水平。以美国为首的非“欧佩克+”产油国石油产量增幅有望在2024年再创新高，达到270万桶/日。在地缘政治担忧、欧佩克减产和全球遏制通胀的措施引发市场剧烈波动后，2023年国际油价下跌约10%。

2024年，在地缘局势紧张、全球经济弱增长的背景下，石油需求依然面临较大压力。从供应端看，预计2024年一季度在“欧佩克+”持续减产的支撑以及美国原油产量增速放缓的背景之下，原油市场整体供应依然偏紧。不过需要注意的是，虽然成员国达成了原则性协议，但其中非洲三国的目标产量基本接近于当前产量，对于减产效果无实质性影响，而基于其他国家的实际情况，预计本轮深化减产的实际幅度远低于100万桶/日。此外，尽管沙特表示不排除一季度之后延续减产，但是其他成员国是否能够履行自愿减产存在一定不确定性。另外，尽管美国对于伊朗和委内瑞拉的制裁有所放松，但受限于产量瓶颈，二者的供应增幅也相对有限。从需求端看，标普全球预测全球原油需求将在2024年创历史新高，但需求增幅仅160万桶/日，“欧佩克+”以外的产油国新增产量就足以覆盖。美国补充战略储备的努力同样值得关注。2023年12月26日，美国能源部发布消息称，已同意在2024年3月份以2.31亿美元的总价从三家企业购买299.37万桶战略原油储备；美国能源部还将在2024年1、2月份分三批购入总计603万桶的战略原油储备。随后，2024年1月3日，美国能源部称，正寻求购买多达300万桶美国生产的重质原油用于补充战略石油储备，将于4月份交付。

从油价走势来看，短期之内，油价可能维持震荡走势。中东局势仍处于动荡期，将继续给油价运行带来不稳定因素；围绕美联储降息节奏的预期将影响投资机构情绪，也将加大油价波动幅度。美国能源信息署预测，2024年布伦特原油现货均价为每桶82.57美元，其中2024年第一季度为每桶83.30美元，第二季度为每桶84.03美元，第三季度为每桶82美元，2024年第四季度为每桶81美元。标普全球称，非“欧佩克+”产油国的产量增长与“欧佩克+”的减产，将使2024年布伦特油价在75～100美元/桶上下波动。“欧佩克+”努力控产将为国际油价设定一个底价，即阻止其跌破某个价格下限，而油价向上又会导致美国等非“欧佩克+”产油国的石油产量增长，从而对油价形成抑制作用。彼时，为防止油价过度下挫，“欧佩克+”将面临更大的减产压力。双方的博弈将形成一种新的平衡。而这个平衡的达成，很可能是“欧佩克+”逐渐失去市场份额的过程。

天然气市场供需相对宽松

2023年12月19日，欧盟成员国能源部长达成政治协议，同意将设定天然气价格上限、协调天然气采购和供应等应对能源危机的紧急措施期限延长一年，以防范可能出现的能源价格冲击。12月22日，欧盟理事会通过书面程序，正式通过延长三项应对能源危机的紧急措施条例。乌克兰危机爆发后，受能源供应紧张影响，欧洲能源价格一度居高不下。欧盟委员会出台了一系列紧急措施，以应对能源危机。其中，设定天然气价格上限的措施备受关注。2022年12月，欧盟成员国就设定天然气价格上限达成一致，同意建立临时性的“市场修正机制”，有效期一年。如果作为欧洲天然气基准价格的荷兰所有权转让中心（TTF）天然气期货价格连续三个工作日超过180欧元/兆瓦时，并且在这三个工作日内TTF价格比全球LNG价格高出35欧元/兆瓦时以上，则触发“市场修正机制”。欧盟成员国能源部长认为，由于欧盟天然气供应安全风险持续存在，为了防止市场波动和天然气价格过高，需要延长这些紧急措施。

回顾整个2023年，由于俄罗斯削减对欧洲的天然气供应，市场始终担忧供应短缺和价格飙升，全球天然气市场仍然不稳定，欧洲2023年绝大部分时间库存均处于历史同期高位，进入2023年冬季后，欧洲天然气库容率接近100%。值得注意的是，欧洲天然气供应弹性仍然偏小，自身产量持续回落，在俄罗斯管道气供应大幅减少的背景下，其主要依靠LNG进行调峰，因此，天然气价格对地缘风险、极端天气、突发事件等异常敏感，供给侧可能出现的意外中断仍推升气价阶段性上涨。比如近期，在以色列和哈马斯冲突升级的背景下，欧洲天然气期货价格继续上行，市场担忧中东地区这场冲突有可能扩大为一场更广泛的地缘政治冲突，欧洲天然气价格基准——TTF天然气期货价格12月27日开始交易后直线上涨超7%。但另一方面，高库存始终压制气价的上行空间。在高库存、需求较为疲弱以及地缘政治影响减弱等因素的共同作用下，2023年国际气价回落明显。2023年全球新增LNG产能1250万吨，且集中在下半年投产，供暖季全球LNG需求增量约为550万～600万吨，综合看来，天然气市场供需相对宽松。

进入2024年，从国际上看，全球LNG资源供应充足，但市场需求疲软，部分天然气销售商加大富余LNG资源对外转售力度，资源供大于求的趋势加剧，贸易价格加速下滑。在北美市场，气象部门预计美国大部分地区气温保持温和或回升，且气温高于往年同期平均水平，采暖对天然气的需求减弱；本土天然气生产保持强劲，库存仍然处于历史高位，海外需求不振抑制LNG出口。在欧洲市场，工业领域特别是炼油与化工行业对天然气的利用出现复苏迹象，但在可再生能源供应增加、电力消费收缩以及居民生活采暖需求减少的影响下，市场消费整体停滞不前。2023年12月底，欧盟地下储气库库存率高达86.4%，相比2022年同期提高3个百分点。充足的资源储备能使欧洲从容应对寒潮等短暂的冲击。在东北亚市场，部分地区采暖需求增加，但是随着中国春节假期临近，工业生产部门开工率下降，资源供应整体较为充裕。总体来看，虽然红海危机等地缘政治紧张局势使天然气市场仍面临一些风险，但从目前市场情况来看价格基本稳定。

全球氢能布局进一步加速

2023年12月，法国公布《国家氢能战略》更新草案。草案提出，法国计划到2030年投入近90亿欧元（约合99亿美元）支持低碳氢的部署，包括安装6.5吉瓦低碳电解氢产能，对低碳氢进行差额补贴等；在战略草案中另一个新的倡议是利用氢能来帮助平衡电网，在高峰需求期间减少电解槽的电力消耗，同时促进其在电力便宜且低碳电力生产充足时运行。同月，埃及议会通过《绿氢补贴法案》，其中最引人注目的是高达55%的税收减免，这将大幅降低项目开发者的财务负担，并极大地鼓励埃及绿氢产业发展。除了税收减免，法案还涵盖多项非税收激励措施，这将使得项目开发者能够获得更广泛的支持与优惠。拜登政府也于当月发布了针对氢能行业的税收抵免提案，希望以此促进美国可再生能源及其技术的发展。根据这份提案，美国清洁氢气生产商可获得的税收抵免规模取决于每个项目的生命周期温室气体排放量，企业生产每千克清洁氢补贴范围从60美分到3美元不等，为期10年。

回首2023年，全球氢能布局进一步加速。在亚洲，2023年1月，印度政府启动“国家绿氢使命”计划，旨在使其成为绿氢制造和出口的全球中心，预计到2030年建立500万吨/年的绿氢产能。2023年6月，日本政府对其2017年制订的《氢基本战略》进行了修订，重点增加了氢作为燃料的使用，计划到2040年，使氢能的使用量增长6倍，达到1200万吨；同时，公共部门和私营企业也将在未来15年共同投资15万亿日元推广氢能的应用。日本在研发氢燃料电池车的同时也在积极推进加氢站的建设。公开数据显示，截至2023年11月，日本共有161个加氢站，其中大约三分之一集中在首都圈地区。根据日本政府的计划，未来15年内将投入3万亿日元用于推动氢能源的普及。

在欧洲，2023年2月，欧盟重新定义了可再生氢的构成，要求生产氢气的电解槽必须与新的可再生电力生产相连，以确保可再生氢的生产能够激励可再生能源并网。2023年3月，欧盟规定，到2030年可再生氢在工业氢需求中所占比例要达到42%。为了满足这个配额，预计将需要210万～420万吨的可再生氢总产量；到2030年还需要安装22～43吉瓦的电解槽装机容量。2023年7月，德国政府通过新版《国家氢能战略》，预计到2030年，德国的氢能需求量将达到130太瓦时。此外德国还计划在2024年开设全球首个氢交易所。再加上近期法国公布《国家氢能战略》更新草案，截至目前，在欧盟绿色新政框架下，西班牙、德国、法国和意大利等欧盟大国均已发布国家氢能战略。欧洲对氢能的布局主要围绕降低温室气体排放的目标。在交通领域，欧洲积极布局加氢站建设，推动氢燃料电池车发展。包括德国、法国、英国、荷兰、瑞士和西班牙等在内的国家都在积极部署加氢站。《欧洲氢能路线图：欧洲能源转型的可持续发展路径》中提出，到2030年，氢能将得到较为广泛的应用，氢气将会取代7%的天然气。欧盟还将绿氢视为交通、运输、化工、冶炼等行业低碳转型的终极方案，并已在全产业链各环节部署了800多个相关项目。

在北美，2023年6月，美国发布《国家清洁氢能战略和路线图》，提出到2030年，每年生产1000万吨清洁氢，2040年达2000万吨，2050年达5000万吨。美国拟从2027年开始以氨的形式出口清洁氢，到2030年成为最大的氢能出口国之一。2023年8月，美国能源部宣布投入3400万美元，支持19个清洁氢能前沿技术研发项目。10月，美国政府宣布将利用两党基础设施法案提供的资金，在全美建立7个地区性清洁氢中心，目标是每年生产300多万吨清洁氢气，达到2030年美国清洁氢气产量目标的近三分之一。这些中心的公共和私人投资总额将达到近500亿美元，每年将减少2500万吨二氧化碳排放。

目前，世界各地正在为清洁氢提供数十亿美元的补贴，许多大型氢能项目可获得融资。值得关注的是，绿氢作为传统化石燃料的替代品，在推动脱碳和能源转型方面具有明显优势，发展前景可观，备受各国的关注。随着全球各国政府和企业对绿氢业务投资增加，业界对绿氢生产成本大幅下降抱有很高期待。彭博新能源财经发布的2023年制氢平准化成本报告提出，一直以来绿氢成本高于灰氢的局面即将发生改变，到2030年，绿氢成本将低于灰氢。在规模经济和扶持性政策影响下，电解水制氢装备成本和风电、光伏度电成本均将大幅下降。

欧盟各国签署《欧洲风能宪章》

2023年12月19日，欧盟委员会、26位欧盟能源部长和300多家风能行业公司的代表签署了《欧洲风能宪章》，正式承诺各国落实2023年10月风电一揽子计划中规定的行动方案。2023年10月，欧盟委员会发布了“风电一揽子计划：加强欧洲风电价值链竞争力的15项紧急行动”。欧盟委员会和欧洲投资银行已经在履行一揽子计划中的职责，但计划中的大部分行动需要由各国政府完成。目前，欧盟已经显著改善了风能投资者的融资渠道，欧盟委员会也已在创新基金下启动了40亿欧元的拨款计划，旨在支持对清洁技术制造的投资。同时，欧洲投资银行（EIB）改变了贷款规则以支持工厂投资，并推出了一项新的50亿欧元风力涡轮机制造反担保计划，成员国也同意对风能拍卖设计和许可进行修改。2023年，欧洲风电机组整机制造商的处境并不乐观，包括西门子歌美飒在内的制造商均出现大面积亏损。此次欧盟26国共同签署协议时表示：“虽然风电行业曾经是欧盟的一个成功案例，但该行业正面临着一系列挑战。整个欧洲的风电生态系统需要团结起来，来应对这些挑战”。

同月，全球风能理事会（GWEC）在迪拜召开的COP28峰会上正式发布了全球风能供应链研究报告。报告在全面分析全球风能关键零部件和材料等领域发展现状的基础上提出，目前国际风能供应链具有高度全球化的特征，但中国在稀土元素的精炼以及风电整机和零部件制造方面占有明显主导地位；包括欧洲和美国在内的许多地区将地缘政治置于产业韧性和安全性之上来考虑，加上市场波动的增加，都为创建具有竞争力和足够规模的全球供应链的努力带来风险；部分地区政策和法规阻碍一些风能项目的推动，如项目许可、电网接入、以及产业链本地化等，这些潜在项目推动的延迟制约着全球风能供应链的规模化发展。报告指出，全球风能行业供应链现有生产能力的瓶颈，可能导致到2030年时全球仅能完成1.5摄氏度目标路径所需风电装机容量的四分之三，这意味着仍有650吉瓦的差距。目前风能领域有关矿产、零部件以及关键支撑基础设施如港口和风电安装平台等的供应链状况，尚无法适应净零排放目标的需求。到2030年，全球的风电装机规模必须增加两倍（为现在装机容量的3倍），而现行供应链无法满足这一要求。为完成目标，有必要建立一个全球化、安全和有竞争力的风能供应链，需要政府、行业管理机构以及供应链各方之间更为紧密的合作。如果没有安全的风电供应链，全球气候目标将难以实现。为此，六个关键行动领域或将为风能供应链的大规模增长和安全创造条件：一是解决风能行业在土地、电网和许可方面的基本障碍，以增加装机容量和可预测性；二是风能行业必须实现标准化和产业化；三是为了支持增长和韧性，有必要进行区域化努力，但同时需要保持全球化的供应链；四是市场必须提供明确且能够量化的需求信号；五是贸易政策应致力于建立有竞争力的产业，而不是将更高的成本转嫁给最终用户；六是电力市场的根本性变革，是进一步推动风能增长的基础。