乌克兰危机背景下全球能源发展新特征分析

刘建国

（中国宏观经济研究院能源研究所）

乌克兰危机爆发以前，全球合作应对气候变化从国际共识转变为各国一致行动，能源转型加速带动化石能源供需趋于宽松，国际油气价格低位运行，国际能源署（IЕA）等国际机构甚至号召停止化石能源领域投资。乌克兰危机爆发后，美欧对俄罗斯的制裁以及俄罗斯的反制措施，导致全球能源市场失衡，主要国家对近期化石能源供应安全的关注再次超越对气候变化长远影响的担心。乌克兰危机叠加全球能源转型大势，引发全球能源发展在供需格局、油气价格、能源转型进程、能源系统成本及能源企业发展等方面均呈现出新特征。新形势下，中国能源发展要在增强油气安全保供能力的基础上，坚持能源绿色低碳转型方向不动摇，并积极引领区域能源高质量合作发展。

1 俄欧乃至全球油气供需格局显著调整

1.1 美国加速成为全球最大油气出口国，“欧佩克+”影响力将大幅下降

得益于页岩油气革命，美国油气产量大幅提高。美国能源信息署（ЕIA）数据显示，美国2021年原油和天然气产量分别为41.1亿桶和1.17万亿立方米，分别比2000年增长93%和72%。与此同时，美国油气出口量也大幅提升，进口量大幅减少，逐渐成为油气净出口国。2021年美国石油、天然气出口规模分别为31.2亿桶、1900亿立方米，分别比2000年增加了7.2倍、26.3倍。2021年美国石油、天然气进口规模分别为30.9亿桶、800亿立方米，分别比2005年下降了38%、35%。石油和天然气分别于2020年和2017年实现净出口（见图1、图2）。在当前背景下，美国将通过扩大国内油气生产，以及增加自加拿大、墨西哥等周边国家油气进口等方式，进一步增加油气出口规模。美国能源信息署在2022年8月初发布的预测显示，2022年和2023年美国原油产量将分别增长5.4%和7.1%，在2023年达到46.4亿桶，产量超过2019年44.9亿桶的峰值，创造新高，到2023年底其石油净出口量将超过200万桶/日。2022年和2023年美国天然气产量将分别增长3.3%和3.5%，出口量将分别达到2070亿立方米和2260亿立方米。未来，美国将超过沙特阿拉伯和俄罗斯，成为全球最大油气出口国，且页岩油气与传统油气相比具有勘探开发周期短的优势，美国有望替代俄罗斯形成新的“欧佩克+”联盟，成为未来全球油气市场最具影响力的国家。

1.2 欧洲油气消费将加速下降，全球油气需求重心加速东移

美、欧、日三个主要发达国家和经济体的经济总量占世界总量的比重持续下滑。2000年美欧日经济量占全球经济总量的比重达66%，2010年下滑到53%，2020年进一步下降至49%。同期“金砖五国”（巴西、俄罗斯、印度、中国和南非）经济总量占比则由2000年的8%增长至2020年的24%。与此同时，过去20年发达国家石油消费占比持续下降。2000年，国际能源署成员国石油消费占比超过62%，2020年下降至45%以下，乌克兰危机使欧洲加快发展本地化的可再生能源成为其高度共识，欧盟委员会在2022年5月正式发布《重新赋能欧洲：欧洲廉价、安全、可持续能源联合行动》（ReрowerЕU）计划，提出将加速风电、光伏、水电等开发，加之多元化能源供应、提高能效等措施来降低对俄罗斯油气的依赖。未来一段时期欧盟油气需求占比将进一步下降，而以中国、印度为代表的亚太地区油气需求将快速增加，全球油气消费中心东移的趋势将进一步凸显。国际能源署预测，发达经济体石油需求已经达峰，2040年发达经济体石油需求将比2019年下降23%，发达经济体天然气需求将于2025年左右达峰，在此后缓慢下降。同期发展中国家和新兴经济体石油、天然气需求则将分别增长30%和54%。其中亚太地区油气需求增长最为迅速，预计到2040年，亚太地区的油、气需求占比将分别达到36%和29%，这意味着未来10多年里全球石油需求增量的60%、天然气需求增量的约50%将来自亚太国家。

1.3 美欧、俄亚将加速形成利益共同体，全球油气市场恐将分割

乌克兰危机爆发以前，欧洲能源高度依赖俄罗斯。2021年，欧盟自俄罗斯进口油、气分别占其进口总量的27%和45%，同时每年还自俄罗斯进口约4000万吨煤炭。乌克兰危机爆发后，欧盟对俄罗斯实施制裁，大幅降低对俄罗斯的能源依赖。2022年3月，欧盟委员会提出欧盟2027年终止对俄罗斯能源的依赖；5月，欧盟理事会提出2022年年底前将从俄罗斯进口的原油减少90%。为保障稳定油气供应，欧盟不断寻求新的油气进口替代来源，特别是扩大自美国的进口量。国际能源署的数据显示，欧洲自美国进口的液化天然气（LNG）数量从2021年1月的4亿立方米大幅增加至2022年6月的42亿立方米，同期自俄罗斯进口的管道输送天然气量则从121亿立方米大幅下降至41亿立方米。2022年9月2日，“七国集团”（G7）财长表示已就限制俄罗斯石油价格达成协议，此后俄罗斯宣布由于技术原因停止通过“北溪-1”号管道向欧洲输送天然气，进一步缩减了俄欧之间的能源贸易量。在欧美制裁背景下，俄罗斯油气出口将更多地转向亚太地区。实际上，全球天然气市场具有明显的区域性特征，形成了欧洲、东北亚、北美三个区域性基准价格机制。乌克兰危机在进一步加剧天然气市场分化的同时，将分割原本统一的石油市场。分割的区域性市场将导致全球油气市场抗冲击韧性下降，协同互补优势丧失，突发事件对国际油气市场造成的扰动将更为剧烈。

2 近期国际油气价格大概率仍将高位震荡

2.1 主要国家放松疫情防控带动全球石油需求持续反弹

当前全球石油需求已恢复至新冠肺炎疫情暴发前水平，因担心美联储应对高通货膨胀率而持续加息，近期市场对美国乃至全球经济衰退的担忧增大，花旗银行甚至将对全球石油需求增速的预测下调了约1/3。但总体来看，随着后疫情时期全球经济持续复苏，世界石油需求增长预期仍不断增强。国际能源署在2022年8月预计，2022年全球石油需求将比2021年增加210万桶/日，达到9970万桶/日，2023年再增加210万桶/日，达到1.02亿桶/日。欧佩克预测，2022年全球石油需求将超过1亿桶/日，比2021年增加310万桶/日，2023年将增加270万桶/日，达到1.03亿桶/日。

2.2 地缘政治不稳定限制油气供应

受地缘政治等因素影响，短期内石油供应恐难以大幅增加。不论是美欧对俄罗斯实施的现有制裁以及俄罗斯的反制，还是未来可能进一步升级的制裁，都将影响全球能源供应。同时，出于对能源转型的预期，企业新增油气产能的动力较小。“欧佩克+”在2022年8月全面履行增产计划，产能恢复至新冠肺炎疫情暴发前水平，9月虽小幅增产10万桶/日，但出于对全球经济衰退的担心，10月初提出自11月起大幅减产200万桶/日的计划。目前国际原油价格降至100美元/桶以下，未来两年“欧佩克+”进一步增产能力不足，意愿不强，产量提升空间有限。委内瑞拉虽已获得美国许可扩大石油出口，但产能难以快速恢复。美国与伊朗重新达成协议困难重重，短期内伊朗原油难以进入国际市场。此外，当前主要发达经济体货币政策进入紧缩周期，短期将抑制油气行业上游勘探开发的资本支出。受美联储加息、缩表政策及碳中和背景下能源领域投资大规模向可再生能源转移等因素影响，石油上游勘探开发投资大幅缩减。以美国为例，贝克休斯公司统计，当前美国活跃钻机数较2020年明显回升，但尚未恢复至疫情前水平，与2011－2014年期间的历史峰值有较大差距。

2.3 乌克兰危机叠加新冠肺炎疫情反复使得全球油气价格进入动荡期

进入2022年以来，受新冠肺炎疫情反复、乌克兰危机以及美国加息政策等诸多因素影响，国际油气价格高位震荡。2022年3月份布伦特原油价格接近140美元/桶，此后有所回落，6月14日再次攀升至125美元/桶以上，7月6日跌破100美元/桶，9月7日跌破90美元/桶，目前仍在90美元/桶以上。天然气价格波动式上升。2022年3月份，欧洲天然气基准价超过72美元/百万英热单位，比2021年年底的60美元/百万英热单位的高位增长了20%，此后有所回落，但8月又再次冲高，达到96美元/百万英热单位，创下历史新高。东北亚天然气价格也相应增长至3月的52美元/百万英热单位和8月的70美元/百万英热单位，也创下历史新高位。尽管北美天然气供应以自产气为主，但受欧亚气价大幅上涨的影响，8月份价格比2021年上涨了1倍多，最高达到9.7美元/百万英热单位。鉴于全球油气需求逐步恢复，特别随着天气转冷天然气需求预期上升，而上游勘探开发投入不足、地缘政治不稳定等不利因素叠加限制油气产量增加，近期全球油气市场供应仍偏紧，市场炒作风险依然较大，油气价格大概率仍将高位震荡。

3 全球能源绿色转型出现波折

3.1 欧盟天然气短缺局面短期将进一步加剧，转向煤炭是保障能源安全的现实选择

美国向欧洲供应油气的能力短期内难以大幅提升，且欧洲自美国进口的LNG价格比自俄罗斯进口的管道气价格高1倍以上，近期欧盟能源短缺、价格高涨局面将进一步加剧，通货膨胀或将严重冲击欧盟经济复苏进程。实际上，欧洲和亚洲虽然同为天然气净进口国，但长期以来，欧洲的天然气现货价格普遍低于亚洲的价格。bр公司统计数据显示，2010年至2020年，欧洲天然气平均价格比亚洲低20%以上。但2022年欧洲天然气价格明显高于亚洲，同时带动欧洲电价大幅增长，能源价格上涨成为欧洲通货膨胀率上升的最主要因素。出于能源安全考虑，德国、意大利、英国、西班牙、法国等先后宣布将重启煤电来应对能源危机。欧洲煤炭供给来源较为多元，除俄罗斯外，煤炭进口来源国还包括美国、澳大利亚等，同时波兰、德国等仍保留了一定煤炭产能，煤炭发电与天然气发电相比经济优势明显。扩大煤炭消费，既可以增加能源供应，降低俄罗斯能源断供危险，还对欧盟较高通胀具有一定抑制作用，是欧洲国家无奈且必然的选择。

3.2 油气价格上涨将推动发展中国家煤炭消费增加

作为全球能源转型先锋的欧洲国家转向煤炭，预计将进一步向全球传导，带动全球煤炭消费增长。特别是，欧洲天然气价格高涨已明显带动亚太、北美等区域市场价格上扬，发展中国家由于能源价格承受能力较差，煤炭消费增幅将更为明显。国际能源署数据显示，2021年印度煤炭消费量为10.53亿吨，比上年增加1.17亿吨，增长12%，也创出历史新高。2022年印度对煤炭的需求依然强劲。国际能源署在2022年7月预测，2022年全年，全球煤炭需求将比2021年增长0.7%，达到80亿吨左右，将与2013年达到的历史最高水平相当，2023年的煤炭需求很可能进一步增加，达到历史新高。其中，预计印度2022年煤炭需求将增长7%。若油气价格特别是天然气价格持续高位运行，煤炭对天然气的逆向替代将在欧洲之外的许多国家，特别是广大的发展中国家中发生，全球能源绿色低碳转型进程将受到极大冲击。

3.3 中远期，欧洲加快发展新能源，全球能源转型步伐加快

增加本地化可再生能源的开发利用是欧盟制定摆脱对俄能源依赖目标的重要支撑。欧盟预计，到2025年其风电和光伏发电装机容量将翻倍，2030年达到目前的三倍，即新增4.8亿千瓦的风机和4.2亿千瓦的光伏装机容量，到2030年将替代1700亿立方米的天然气年需求量。欧盟计划，到2030年生物质天然气能够每年达到350亿立方米的产量，氢能能够替代250亿到500亿立方米的天然气。2022年8月底，包括丹麦、瑞典、波兰、芬兰、爱沙尼亚、拉脱维亚、立陶宛、德国在内的波罗的海8国联合宣布，计划将波罗的海地区海上风电装机容量从目前的2.8吉瓦提高至2030年的19.6吉瓦。欧洲进一步激励可再生能源加速发展，将显著降低能源低碳转型成本，推动中长期全球能源转型加速。

4 近中期全球能源系统成本或显著上升

4.1 能源供应紧缺担忧增加用能成本

本次乌克兰危机放大了能源安全风险敞口，未来保障能源安全的成本或将显著上升。一方面，出于对能源供应安全的担忧，各国更加重视能源储备体系和储备能力建设，提升能源系统冗余备份能力、能源短供突发应急保障能力等，将大大增加能源系统性成本。另一方面，乌克兰危机对能源进口单一来源高依赖度问题敲响了警钟，各国将更加注重增强能源进口渠道多元化、来源地分散化，偏离市场最优配置的做法也将增加能源进口成本。乌克兰危机叠加新冠肺炎疫情，使得全球产业链、供应链、价值链、创新链、资金链面临“五链”重构，能源领域科技创新和转型发展的国际合作都将遭受冲击，各主要经济体能源发展的“自主”色彩增强，协调联动减弱，综合效率受损，推动全球能源综合成本抬升。

4.2 能源转型过程中电力系统综合成本上升

风电、光伏发电等可再生能源无需燃料投入，且从全球范围来看，很多地区风电、光伏发电成本已经低于燃煤电厂。但随着新能源装机规模和电量渗透率的提升，为消纳新能源付出的系统成本将不断攀升。在德国，虽然新能源批发价格从2012年开始逐年下降，但终端零售电价持续上涨。德国政府官方报告显示，2006年，德国居民电价为19.46欧分/千瓦时，2019年居民电价上涨至30.22欧分/千瓦时，其中可再生能源附加费为6.41欧分/千瓦时，占居民电价的21%。随着电力系统低碳化转型，电力系统平衡主要依靠高成本电源、储能和跨国电网，年平衡成本已超过15亿欧元并呈上涨趋势，输配费用较2010年上涨超过30%。可以预见，近期储能成本难以大幅下降，能源转型过程中电力系统成本上升问题将愈发凸显。

4.3 电力价格与碳排放权交易价格联动上涨增加通货膨胀压力

电力价格与碳排放权交易价格在市场中的变化趋势呈现强相关性，电力价格上涨，刺激煤电生产增加，碳排放权交易需求增加，碳排放权交易价格升高。以欧盟为例，2008年至2018年10年间电价和碳排放权交易价格的相关系数为0.83，涨跌趋势高度一致（见图3）。其中，2017年欧洲天然气价格上涨约30%，煤炭价格上涨约5%，碳排放权交易价格上涨约170%。近期乌克兰危机引发的能源紧张造成电价上涨，叠加碳排放权交易价格传导进入市场电价，欧洲有色金属协会指出当前欧洲一半的先进铝业和锌产能已经关停。以欧盟碳边境调节机制为代表的碳关税、碳壁垒的实施，也将进一步影响全球开放合作，增加用能成本。

图3 近年来欧盟电价与碳价走势

5 油气项目和企业进入转让并购活跃期

5.1 欧美油气企业纷纷宣布退出俄罗斯，俄相关油气项目股权恐出现重大调整

乌克兰危机愈演愈烈之际，埃克森美孚、壳牌、艾奎诺、bр、雷普索尔、奥地利石油天然气集团、埃尼、道达尔8家欧美油气企业纷纷宣布全部或部分退出在俄罗斯油气田开发、管道运行、油品销售等业务（见表1）。俄罗斯“萨哈林-1号”“萨哈林-2号”等主要油气田，以及“北溪-2号”“蓝溪”天然气管道等重点管道项目的股权都将发生重要调整。需要指出的是，欧美油气企业不再对俄罗斯油气项目追加投资较为明确，但雪佛龙公司以及众多欧美石油工程技术服务公司并未提出从俄罗斯撤出，且考虑到俄罗斯提出国有化撤出在俄业务跨国企业的资产的反制手段，欧美油气企业是否真正退出既有项目仍然存在不确定性。

表1 主要跨国油气企业退出俄罗斯能源资产情况

5.2 部分油气企业将遭受较大经济损失，被兼并重组可能性增大

俄罗斯已提出国有化撤出在俄业务跨国企业资产的反制手段，若欧美油气企业为了“政治正确”，执意退出俄市场，短期内财务状况和盈利能力或都将出现严重问题，甚至存在破产被兼并的可能。众多欧美石油工程技术服务公司虽未提出撤离俄市场，但恐将遭受连带影响，部分体量较小的企业或率先陷入困境。

5.3 欧美油气企业投资转向，俄罗斯以外地区能源项目投资并购趋于活跃

欧美油气企业停止对俄罗斯新项目的投资，并宣布退出已有项目后，其投资方向将出现较大调整。一方面欧美油气企业不再对俄油气项目追加投资，投资预算将更多转向对美国、非洲和中东等主要油气生产地区的项目投资与并购。另一方面，油气企业将进一步加大新能源领域投资。鉴于部分油气企业已经提出向综合能源公司转型的口号，油气企业将进一步加大新能源、储能、充换电基础设施、氢能等低碳业务投资和并购步伐。

6 新形势下中国能源发展及国际合作的思考

6.1 增强油气安全保供能力

中国油气进口量大，在全球能源市场不确定性增强的背景下，需要进一步增强油气安全保供能力。一是提升进口来源多元化水平。统筹与俄罗斯、中东、非洲、中亚等国家和地区油气贸易，保持稳定的油气进口。二是完善极端情况下能源供应保障应急预案，健全能源预测预警机制，提前开展储备设施检查和应急演练。三是注重提升油气储备能力，在加大政府储备投入基础上，尽快立法建立企业社会责任储备，创新体制机制吸引多元主体参与储备体系建设，鼓励外资、民企等在国内建设储油储气设施。

6.2 坚持中长期能源绿色低碳转型方向

按照“能源革命”战略部署与碳达峰、碳中和目标要求，加快能源转型步伐。一方面，供应端加快新能源开发利用。创新管理机制，打破现有利益格局，彻底消除弃风、弃光体制机制障碍，从制度上化解火电与新能源发电矛盾，突破清洁能源发展的制度瓶颈，大幅提高新能源在一次能源中的占比。另一方面，需求端加速绿色、低碳、智能的能源新业态培育发展。将推广新能源汽车作为加快能源转型的突破口，加快交通运输领域实现高效化、去油化、电气化发展。加大智能电网、自动驾驶与5G网络、共享经济与大数据、智慧物流与智能配送等新型基础设施建设进度，推动中国石油消费尽早达峰。

6.3 强化“一带一路”能源高质量合作

以“一带一路”倡议为抓手，积极推进与沿线国家能源高质量合作。一是加强与沿线国家在能源资源勘探开发、能源基础设施互联互通、能源投融资等领域合作，增加区域油气供应能力，紧密区域电力合作，探索建立区域能源定价机制，打造区域能源命运共同体。二是强化区域能效、可再生能源领域合作，向沿线国家分享中国能源低碳转型的发展理念和经验，加强风电、光伏发电、核电、水电等领域技术、资金、装备合作，引领区域能源转型。三是加强与欧盟在能源转型领域的合作，鼓励中欧企业积极探索开展“一带一路”第三方能源合作。