国内外能源市场上半年运行情况分析

全球能源市场上半年运行情况

（一）石油市场

全球石油供需动态紧平衡。供应方面，以沙特、俄罗斯为代表的OPEC+成员国进一步减产，其减产幅度总计达到166万桶/日，而以美国为代表的非OPEC+国家持续增产。根据美国能源信息署（EIA）的预测，今年上半年全球石油供应平均为1.012亿桶/日，较2022年下半年全球石油供应增加28.50万桶/日。EIA预计2023年全球石油产量将增加160万桶/日，达到1.015亿桶/日。需求方面，2023年上半年全球石油需求平均为1.012亿桶/日，同比增长230.50万桶/日，供需两端基本平衡。今年上半年全球石油需求增量几乎全部来自以中国为首的非经合组织国家，而以美国为代表、处在经济衰退边缘的经合组织成员国石油需求下降。预计2023年全球石油需求将达到1.021亿桶/日，其中中国将占需求增长的70%。

世界石油市场供需多方持续博弈，石油价格呈现“宽幅震荡、总体下跌”态势。今年上半年，石油价格在70~90美元/桶间波动，WTI石油均价74.77美元/桶，同比下跌26.53%；布伦特石油均价79.91美元/桶，同比下跌23.85%，均价都跌至2022年上半年以来的半年度最低水平。OPEC减产计划、美联储加息、经济增速变动等因素共同影响石油交易价格。1—2月，国际石油价格整体处于80~88美元/桶区间震荡；3月初欧美银行业风险再次触发全球避险情绪，国际油价大幅下跌；4月初，沙特等多个OPEC+产油国集体表态共减产165.7万桶/日，国际油价短暂反弹。5月初至6月末，市场加剧对欧美经济衰退的担忧情绪，国际油价再度下行。

乌克兰危机发生后，全球石油贸易流向进行了根本调整。继2022年西方国家禁运俄罗斯石油以及对俄罗斯石油规定价格上限之后，俄罗斯就重新调整了其对东方的石油出口，并出售打折石油，在此背景下，印度和中国大幅增加了俄罗斯石油进口量。根据标普全球数据，今年二季度，俄罗斯在亚洲石油市场的份额进一步提升至15.6%，与2022年10.7%的平均份额相比大涨近5%。2023年6月印度自俄进口石油量达220万桶/日，已连续10个月上升。欧洲油气进口则呈现脱俄向美局面，据美国商务部的最新数据，今年1—5月，欧洲共进口了约2.13亿桶美国石油，成为美国石油的最大买家。随着中东国家减产和上调油价后，美国石油因其廉价特点在亚洲市场的竞争力也逐渐增强。今年二季度，美国石油在亚洲市场的份额达到7%的历史新高，去年同期为5.8%。

（二）天然气市场

供需紧张形势趋缓，气价持续震荡下跌。需求方面，全球天然气市场在上半年仍然需求疲软，需求端共计下降400亿立方米左右。欧洲天然气需求估计下降10%，下降超过300亿立方米。亚太前5个月天然气消费量与去年持平，中国和某些新兴市场恢复增长的量几乎完全被日韩需求下降所抵消。北美地区的天然气消费量估计同比下降0.6%，下降接近50亿立方米。而在供给方面，上半年，俄罗斯对欧盟的管道天然气供应量下降了75%以上，下降约360亿立方米，而全球液化天然气供应量增长了3%，增长约90亿立方米，供给端共计下降约300亿立方米。同时，由于2022年冬天采暖季气温偏暖，欧美继承了相对较高的储气量，截至目前，欧洲天然气库存水平已超过80%，欧盟较有底气保障越冬供暖需求。总体来看，由于国际天然气市场受采暖季气温偏暖、欧美地下储气库库存高位、全球经济增速放缓等因素影响，供需紧张形势显著缓解，呈现总体宽松格局。而在价格方面，随着乌克兰危机等地缘政治对国际能源市场影响的边际效应减弱，天然气市场在上半年逐步实现再平衡，国际天然气现货及中远期期货价格均已恢复至乌克兰危机前水平。虽然在6月份，因挪威天然气田检修意外延长、临近传统季节性价格反弹时间等原因，暂时推高全球气价，但气价下行压力仍然较大。整体而言，亚洲和欧洲的现货天然气价格同比下降超过50%，美国Henry Hub价格同比下降60%。

欧盟集采增强买方地位，贸易分化日趋严重。日前，欧盟委员会通过Aggregate EU平台，整合百余家公司诉求，陆续启动了2轮联合采购天然气的国际招标，运用体量优势有效帮助欧盟以优惠价格获得足量天然气。除了买方内部抱团外，买卖双方依托政治联盟日益推动天然气市场阵营化发展，如欧美、中俄在能源领域进一步绑定。今年上半年，欧洲LNG进口量同比增长超过65亿立方米，其中来自美国的LNG增长接近30亿立方米，占增量供应的40%以上，进一步巩固了美国作为欧洲最重要的液化天然气供应国的地位。美国提供了欧盟47%的液化天然气进口，满足了该地区15%以上的天然气需求。而中俄方面，自今年开始，俄罗斯通过中俄东线向中国供应的管道气由4300万立方米/日增至6300万立方米/日，年供应量从150亿立方米增至220亿立方米，成为中国管道气最大来源国。

（三）可再生能源市场

地缘政治变化给全球能源系统持续造成深远影响，带来能源短缺和价格上涨的直接影响，各国政府采取行动加速能源转型，全球清洁能源产业快速发展。光伏方面，国际能源署预计今年全球太阳能产业将吸引3800亿美元的投资，投资规模将首次超过石油领域。全年新增装机容量将达可再生能源新增装机容量的2/3；风电方面，随着大批风电项目陆续恢复推进，今年全球风力发电量预计将强劲反弹，增长率约达70%。彭博新能源根据上半年全球风电表现预测，2023年全球风电行业新增装机容量将创纪录地达到113吉瓦，中国占比超过一半，其中全球海上风电装机容量将较2022年增长73%。氢能方面，预计2023年电解槽部署规模在2~3.3吉瓦，年度清洁氢总产量5280万吨。得益于2022年通过的《通胀削减法案》(IRA)，美国电解槽装机容量预计将增长10倍，至1吉瓦左右，使其成为仅次于中国的第二大市场。

中国能源市场上半年运行情况

（一）石油市场

石油市场逐步恢复，供需形势较为稳健。2023年上半年我国经济社会全面恢复常态化运行，根据国家统计局初步测算，上半年石油加工量3.64亿吨，同比增长9.9%。国内供给方面，上半年，我国生产石油1.05亿吨，同比增长2.1%，石油生产基本保持平稳，国内能源供给保障能力稳步提升。7月19日，国家能源局组织召开2023年大力提升油气勘探开发力度工作推进会，强调锚定“七年行动计划”任务目标，增强油气自主供应能力，推动油气增储上产再上新台阶。进口方面，根据中国海关数据，上半年，我国进口石油2.82亿吨，同比增长11.7%。从进口国别看，俄罗斯为我国最大石油供应国，上半年对我国的石油供应量同比增长27.3%，达5260万吨，创历史最高；进口总额达1931亿元，均价为3670元/吨。我国第二大石油供应国为沙特阿拉伯，对我国石油供应4652万吨，进口额1949亿元，均价为4189元/吨。

（二）天然气市场

市场恢复活力，产消进均呈增势。2022年中国天然气消费量和进口量出现罕见下滑现象，天然气市场表现萎靡。而在2023年上半年，我国天然气市场重拾活力，消费量1941亿立方米，同比增长5.6%；产量1155亿立方米，同比增长比5.4%；进口量794亿立方米，同比增长5.8%，其中管道气332亿立方米，LNG 462亿立方米，LNG进口量同比增长7.2%。从LNG来源国看，澳大利亚是我国最大进口来源国，占比33.8%，卡塔尔、俄罗斯分列第二、三，约占24.7%和11.6，中国还从其他15个国家进口LNG。

　进口成本相对高位运行，市场发展承受压力。虽然国际LNG价格大幅下降，但受LNG进口长协计价滞后影响，国内LNG进口成本与国际LNG现货价格显著下行的趋势产生偏差。上半年，我国LNG现货进口占比仅为10.8%，国内LNG进口商仍承受较高成本压力，进口积极性受挫。同时，较高气价也阻滞了下游消费端需求欲望。

（三）可再生能源市场

　2023年上半年，国内可再生能源继续保持着良好发展形势。装机方面，上半年全国可再生能源新增装机1.09万千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%，总装机规模达到13.8亿千瓦。其中，风电新增并网2299万千瓦，光伏发电新增并网7842万千瓦，常规水电与生物质发电新增并网分别为206万千瓦和176万千瓦。随着山东、广东海上风电项目密集开工，海上风电在上半年保持增势，截至2023年6月底，新增并网110万千瓦，累计装机规模3146万千瓦。发电方面，上半年全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时。风电光伏发电量占据半壁江山，达到7291亿千瓦时，同比增长23.5%。全国水电发电量5166亿千瓦时，仍然扮演重要供电角色；生物质发电量表现亮眼，达984亿千瓦时，同比增长10.1%。用电方面，全社会用电量累计4.3万亿千瓦时，同比增长5.0%。政策方面，2023年6月，国家能源局统筹发布了《新型电力系统蓝皮书》，强调促进新型储能多元化、产业化、市场化发展，首次提出建设新型电力系统的总体架构和重点任务，加快构建新型电力系统。

机遇与挑战及相关对策建议

石油市场方面，伴随地缘政治冲突动荡不平，我国油气海上运输安全挑战日益突出。海上通道是我国石油市场的生命线，承担了我国90%的原油进口运量，其中，近70%石油进口份额依赖马六甲海峡。而石油海运易受国际地缘政治引发的突发因素干扰，一旦受到威胁，将严重动摇我国石油市场。对此，应聚力完善亚洲陆上油气管道网络，超前规划、统筹协调，探索将我国油气管道向中东方向延伸，与各产油国油气管网相接，加速亚洲地区能源生产、运输和消费市场一体化进程，实现油气资源国与消费国互联互通，提升我能源运输安全水平。

天然气市场方面，全球天然气市场逐步实现再平衡，欧美储气库正有序补充完毕，亚洲市场也在稳步复苏，全球天然气市场总体向好。但若遭遇极寒天气，或者由于与美西方冲突加剧，俄罗斯进一步减少对欧盟气源供给，全球天然气市场仍将遭受一定冲击，尤其国际LNG市场再现波动风险。而在中国，供给端由国产气和中俄东线管道气增供做支撑，需求端则伴随经济形势恢复、天然气价格回归理性将持续回暖，供需基本面稳中向好。此外，由于LNG现货价格大幅下降，国内进口现货LNG积极性回升，行业发展出现新形势新要求。对此，政府部门宜加强统筹指导，与相关企业联合推动天然气市场良性发展。上游锚定增储上产，稳步拓展全球贸易，确保国内稳定供给有底气。中游完善基础设施建设布局，推进“全国一张网”成型定型。下游加强多能源协同发展，推动天然气降碳利用，加快新型能源体系建设。

可再生能源市场方面，国际层面，欧美国家大力扶持本土清洁能源项目，将挤压我国国际市场空间。美国《通胀削减法案》对光伏工厂的补贴将使其多晶硅、硅片、电池片和组件生产成本与我国的优势价格匹敌，对我国清洁能源产业造成竞争压力。国内层面，由于我国大电网特点及风电、光伏发电等清洁电源本身的随机性、波动性、间歇性特征，对比新能源占比较高的其他国家，我国具有灵活调节电源不足的短板。目前我国电力柔性化调控能力严重欠缺，跨省跨区通道能力不足、外送乏力，可再生能源电力消纳成为刚性约束。对此，宜强化科技创新，集聚力量进行原创性引领性科技攻关，以新工艺新技术为抓手，改善装备性能，降低生产成本，提高能源效率。以储能建设为关键，加快构建多能互补、安全高效的新型电力系统。推动新型储能等资源更好地发挥调节作用，逐步提升电力调节能力，促进大规模可再生能源电力有效开发消纳，保障能源安全稳定供应。

(应菲菲 转载自中国化工信息杂志网)