第六篇 電力體制改革深入推進
一、電改總體進展及市場建設情況
經(jīng)過持續(xù)努力，我國已初步形成在空間范圍上覆蓋區(qū)域、省級，在時間周期上覆蓋年度、月度、月內的中長期交易及日前、日內實時電力現(xiàn)貨交易，在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務、可再生能源消納權重等交易品種的市場體系結構。2020年，我國電力市場參與主體不斷增多，電力市場化交易規(guī)模及占比持續(xù)擴大，交易機構股份制改造取得積極進展，市場開放度顯著提升，市場活力進一步釋放。
表6-1 電力市場建設總體進展情況
交易規(guī)模方面。2020年1～10月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量25482.4億千瓦時，同比增長16%。省內交易電量（僅中長期）合計為21224億千瓦時，其中電力直接交易19087億千瓦時、發(fā)電權交易1942.7億千瓦時、抽水蓄能交易125.3億千瓦時、其他交易69億千瓦時。省間交易電量（中長期和現(xiàn)貨）合計為4258.4億千瓦時，其中，省間電力直接交易1092.8億千瓦時、省間外送交易（網(wǎng)對點、網(wǎng)對網(wǎng)）2965.7億千瓦時、發(fā)電權交易199.9億千瓦時。
數(shù)據(jù)來源：中電聯(lián)
圖6-1 2020年前10月省內、省間市場交易電量構成
中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，1～11月份，全國跨區(qū)送電完成5617億千瓦時，同比增長13.5%；全國各省送出電量合計14041億千瓦時，同比增長6.1%。
“十三五”以來，全國市場交易電量、占全社會用電量比重持續(xù)提升，市場化交易電量累計10.3萬億千瓦時，降低企業(yè)用電成本近3千億元。我國跨省跨區(qū)電力送電規(guī)模不斷擴大。2019年，全國跨省、跨區(qū)電力輸送電量分別為14440億千瓦時和5404億千瓦時，較2016年均增長超40%。
注：*系截至2020年10月數(shù)據(jù)
數(shù)據(jù)來源：中電聯(lián)
圖6-2 “十三五”期間全國市場交易電量、占全社會用電量比重情況
來源：北京電力交易中心
圖6-3 國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域內各電力交易中心注冊市場主體情況
市場主體方面。截至2020年8月底，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內各電力交易中心共注冊市場主體約17萬家，較2019年底增加約2.7萬家，是2015年底的6倍。其中，發(fā)電企業(yè)28842家（裝機容量14.6億千瓦），較2019年底增加538家；售電公司3700家、電力用戶13.79萬家，較2019年底分別增加50家、2.69萬家。
截至2019年12月底，南方五省區(qū)各交易平臺已注冊市場主體44144家，其中發(fā)電企業(yè)652家、售電公司760家、電力用戶42732家。已開展交易市場主體總數(shù)32657家，參與率74.0%，其中，發(fā)電企業(yè)參與率95.7%，電力用戶參與率74.3%，售電公司參與率38.4%。
二、政策與大事
1.我國輸配電價監(jiān)管體系基本完善
繼2019年底向社會公開征求意見后，2020年1月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法》和《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》，分別完成對此前試行文件的修訂，進一步提升輸配電價核定的規(guī)范性、合理性。兩份文件明確，區(qū)域電網(wǎng)輸電價格、省級電網(wǎng)輸配電價在每一監(jiān)管周期開始前核定，監(jiān)管周期為三年；準許收入由準許成本、準許收益和稅金構成；與輸配電業(yè)務無關的固定資產(chǎn)不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍，其中包括抽水蓄能電站、電儲能設施、已單獨核定上網(wǎng)電價的電廠資產(chǎn)等；用戶類別分類，以現(xiàn)行銷售電價分類為基礎，原則上分為大工業(yè)用電、一般工商業(yè)及其他用電、居民用電和農業(yè)用電類別，有條件的地方可實現(xiàn)工商業(yè)同價；兩部制電價的容（需）量電價與電度電價，原則上參考準許成本中折舊費與運行維護費的比例核定；建立準許收入平衡調整機制。
依據(jù)上述定價辦法，2020年9月，國家發(fā)展改革委制定出臺了第二監(jiān)管周期（2020～2022年）華北等5個區(qū)域電網(wǎng)輸電價格、省級電網(wǎng)輸配電價?？紤]到2020年應對疫情降電價（電費）的影響，新的輸配電價從2021年起執(zhí)行。這標志著我國輸配電價監(jiān)管體系基本完善。與第一監(jiān)管周期相比，第二監(jiān)管周期輸配電價核定在諸多方面取得了重要突破，表現(xiàn)為“一個全面、三個首次”，即全面完善了定價規(guī)則，規(guī)范了定價程序，實現(xiàn)了嚴格按機制定價；首次實現(xiàn)了對所有省級電網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)輸配電價核定的一次性全覆蓋，首次核定了分電壓等級理論輸配電價，首次將“網(wǎng)對網(wǎng)”外送輸電價格納入省級電網(wǎng)核價。
近期，地方政府部門陸續(xù)制定出臺本地電網(wǎng)第二監(jiān)管周期輸配電價和銷售電價，普遍下調了本地大工業(yè)、一般工商業(yè)用戶銷售電價，進一步降低了用戶用電成本。
2.電力現(xiàn)貨市場開展長周期結算試運行
繼2019年全國首批8個電力現(xiàn)貨市場建設試點全部啟動結算試運行之后，2020年，試點連續(xù)結算試運行的周期進一步拉長，部分試點完成多月長周期連續(xù)結算試運行，同時相關配套規(guī)則進一步完善。
2020年3月底，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯(lián)合印發(fā)《關于做好電力現(xiàn)貨市場試點連續(xù)試結算相關工作的通知》，要求相關單位高度重視電力現(xiàn)貨市場試點連續(xù)試結算相關工作，結合實際制定電力現(xiàn)貨市場穩(wěn)定運行的保障措施并做好落實。
4月30日，甘肅電力現(xiàn)貨市場結算試運行在穩(wěn)定有序運行43天后退出，率先完成長周期結算試運行。6～7月，福建實現(xiàn)全月連續(xù)結算試運行。8月，山西、南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場開展了首次全月結算試運行，進一步檢驗了現(xiàn)貨市場規(guī)則設計和技術支持系統(tǒng)，標志著試點走向實際現(xiàn)貨市場運行更近一步。其中，南方（以廣東起步）試點是全國唯一實現(xiàn)發(fā)用兩側同時參與的市場，與其他7個試點有顯著區(qū)別。
但全國試點建設探索中暴露出的不平衡資金、電力現(xiàn)貨市場與中長期市場銜接等問題仍然制約市場發(fā)展。為避免不平衡資金問題，廣東采取了“以用定發(fā)”的方式，根據(jù)市場用戶的用電量來確定市場發(fā)電量規(guī)模，市場發(fā)用電、計劃發(fā)用電各自匹配，從而實現(xiàn)計劃與市場的解耦。低谷局部時段基數(shù)出現(xiàn)負值，但全月累計為正，不會影響市場機組收益。其實際成效還有待更充分的檢驗。10月，山東明確不平衡資金分攤原則，并于11月完成電力現(xiàn)貨市場整月結算試運行。11月，國家能源局印發(fā)《電力現(xiàn)貨市場信息披露辦法（暫行）》，明確了信息披露原則和方式、信息披露內容、強調信息保密與封存、強化監(jiān)督管理。此外，首批試點之外的其他?。▍^(qū)）均已完成市場建設實施方案編制。
圖6-4 部分試點完成長周期結算試運行情況
山東電力現(xiàn)貨市場試行容量補償電價
2020年4月底，山東省發(fā)改委發(fā)布《關于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關事項的通知（魯發(fā)改價格〔2020〕622號）》，明確容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側收取，收取標準暫定為每千瓦時0.0991元（含稅）。容量市場運行后，發(fā)電機組通過容量市場收回容量成本。此前發(fā)布文件征求意見稿表述為“燃煤機組試行容量補償電價有關事項”。
之后，國家能源局山東監(jiān)管辦公室、山東省發(fā)改委、山東省能源局發(fā)布《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（試行）》等文件，并于7月修訂。其中明確了補償機組范圍、補償費用收?。ㄖЦ叮┓绞?，綜合考慮發(fā)電機組類型、投產(chǎn)年限、可用狀態(tài)等因素，以容量補償方式補償發(fā)電機組固定成本。發(fā)電容量補償費用每月結算一次。
在現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價的形勢下，山東作為燃煤機組占比較高的大省，通過構建容量電價補償機制，取得了初步效果。從山東現(xiàn)貨市場11月整月結算試運行情況看，容量電價補償機制打消了發(fā)電企業(yè)的顧慮，現(xiàn)貨市場平均價格明顯下降，更接近于變動成本，峰谷價差進一步擴大，發(fā)電企業(yè)的調峰積極性有所提升。采用容量電價后，中長期市場與現(xiàn)貨市場均基于發(fā)電變動成本定價，兩個市場定價基準保持一致，可實現(xiàn)價格的聯(lián)動，更好地發(fā)揮現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格、中長期市場規(guī)避風險的作用。同時，該機制還基本解決了發(fā)電機組的沉沒成本問題。
3.電力中長期交易規(guī)則更加完善
2020年，電力中長期交易規(guī)則在細節(jié)上更加完善，市場交易比重進一步提高。6月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《電力中長期交易基本規(guī)則》，對2016年發(fā)布的《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》進行了修訂。修訂后的《基本規(guī)則》新增“配售電企業(yè)、儲能企業(yè)”等市場成員，新增月內（多日）交易周期，提出“滾動撮合交易”這一交易方式和“允許探索容量市場和容量補償機制的設計”，用戶側購電價格增加了輔助服務費用。
此次修訂印發(fā)的《基本規(guī)則》，重點從市場準入退出、交易組織、價格機制、安全校核、市場監(jiān)管和風險防控等方面進行補充、完善和深化，豐富了交易周期、交易品種和交易方式，優(yōu)化了交易組織形式，提高了交易的靈活性和流動性，增強了中長期交易穩(wěn)定收益、規(guī)避風險的“壓艙石”作用?！痘疽?guī)則》修訂出臺是我國電力市場建設不斷深化的重要成果和標志，將進一步指導和規(guī)范各地電力中長期交易，推動形成統(tǒng)一開放、競爭有序的市場體系和有效競爭的市場結構，促進電力要素市場化配置和電力行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展。
近期，地方（區(qū)域）市場陸續(xù)出臺本地（區(qū)域）電力中長期交易基本規(guī)則或征求意見稿。
11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》（發(fā)改運行〔2020〕1784號），要求抓緊簽訂2021年電力中長期合同，鼓勵市場主體及時、高比例簽約。在保障足量簽約的基礎上，推動分時段簽約、拉大峰谷差價，對一年期以上長期交易合同予以優(yōu)先安排、優(yōu)先組織落實、優(yōu)先執(zhí)行。同時，將加強電力信用監(jiān)管，促進電力中長期合同簽約履約。
4.電力輔助服務市場實現(xiàn)全國全覆蓋
2020年，電力輔助服務市場覆蓋范圍進一步擴大，實現(xiàn)全國全覆蓋。同時，市場參與主體不斷增加，交易品種更加豐富，交易機制進一步優(yōu)化。
4月，福建調頻輔助服務市場在試運行一年后轉入正式運行，華中電力調峰輔助服務市場首次開展調電結算試運行，國家電網(wǎng)公司華北分部在國內首次將車網(wǎng)互動（V2G）充電樁資源正式納入華北電力調峰輔助服務市場并正式結算。5月，湖南省電力輔助服務市場啟動模擬運行。6月，國家能源局華中監(jiān)管局印發(fā)《湖北電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》。11月，江蘇能源監(jiān)管辦印發(fā)《江蘇電力市場用戶可調負荷參與輔助服務市場交易規(guī)則（試行）》，擬于12月1日正式啟動模擬運行；國家能源局華中監(jiān)管局、江西省能源局印發(fā)《江西省電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》；國網(wǎng)寧夏電力首次調用蓄熱式電鍋爐參與電網(wǎng)調峰；國家能源局華北監(jiān)管局修訂《河北南網(wǎng)電力調峰輔助服務市場運營規(guī)則》；南方區(qū)域統(tǒng)一調頻輔助服務市場系統(tǒng)于2020年11月17日正式投入運行，是全國首個上線運行的區(qū)域調頻市場系統(tǒng)，該調頻市場預計年底啟動試運行。
5.電力交易機構股份制改造提速
2020年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于推進電力交易機構獨立規(guī)范運行的實施意見》，明確電力交易機構單一股東持股比例不得超過50%。2020年上半年，北京、廣州2家區(qū)域性交易機構和?。▍^(qū)、市）交易機構中電網(wǎng)企業(yè)持股比例全部降至80%以下，2020年底前電網(wǎng)企業(yè)持股比例降至50%以下。
截至2020年7月，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)內北京電力交易中心和27家省級電力交易機構全部完成股份制改造，28家電力交易機構共引入非電網(wǎng)企業(yè)股東超過240家，四成電力交易機構引入民營企業(yè)參股，國家電網(wǎng)公司對28家電力交易機構的持股比例全部降至80%以下。
其中，北京電力交易中心增資協(xié)議簽約，引入10家投資主體，國家電網(wǎng)公司股權被稀釋至70%。
2020年9月，廣州電力交易中心有限責任公司增資項目在北京產(chǎn)權交易所正式披露。本次增資完成后，南方電網(wǎng)公司持股比例約為39%，南方五省區(qū)政府出資企業(yè)持股比例約39%，新進不超過7家投資者合計持股不超過22%。廣州電力交易中心有望成為全國首家實現(xiàn)電網(wǎng)企業(yè)持股比例低于50%的電力交易機構。
2020年年底前，全國電力交易機構股權結構將進一步優(yōu)化，預計電網(wǎng)企業(yè)持股比例將降至50%以下，電力交易機構與調度機構職能劃分將更加清晰。同時，電力交易機構加快完善公司法人治理結構和靈活高效的經(jīng)營管理機制，搭建公開透明、功能完善的電力交易平臺。
6.增量配電改革穩(wěn)步前行
2020年8月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于開展第五批增量配電業(yè)務改革試點的通知》，確定黑龍江富拉爾基經(jīng)濟開發(fā)區(qū)金屬新材料產(chǎn)業(yè)園等79個項目作為第五批增量配電業(yè)務改革試點，并鼓勵具備條件的?。▍^(qū)、市）自行確定和公布試點項目。此前的3月份，國家電網(wǎng)公司在官網(wǎng)發(fā)布《進一步支持和推進增量配電業(yè)務改革的意見》，明確對增量配電業(yè)務改革的支持態(tài)度。
自增量配電改革啟動以來，國家發(fā)展改革委、國家能源局分五批次明確了459個試點，陸續(xù)發(fā)布二十余份文件，從項目業(yè)主確定、配電區(qū)域劃分、增量配電網(wǎng)的投資建設與運營、部分試點退出等多方面予以指導和規(guī)范，并展開項目督查，但總體看，增量配電業(yè)務雖穩(wěn)步前行，取得初步成效，但總體效果不及預期。
據(jù)《2020年增量配電發(fā)展研究白皮書》統(tǒng)計，在前四批404個試點中，取消24個試點、202個試點確定招標方式、250個試點確定業(yè)主、118個試點公布股比、150個試點確定供電范圍、138個試點取得電力業(yè)務許可證（供電類）。目前，網(wǎng)對網(wǎng)的身份與電價、調度、存量資產(chǎn)處置、難以接入電源等問題制約項目試點落地。
三、問題與趨勢
1.可再生能源消納市場機制有待完善
碳達峰、碳中和目標明確后，我國能源電力轉型提速，新能源將迎來大規(guī)模發(fā)展。消納條件已成為新能源項目開發(fā)的重要前置條件，促進新能源消納的電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場、綠證交易機制、可再生能源電力消納保障機制、需求側資源參與市場等各類市場機制需加快銜接與完善，這將是未來保障高比例新能源消納面臨的重大挑戰(zhàn)。
受風光資源特性影響，高比例新能源波動需通過實時電力平衡進行消納，而實時市場中新能源低邊際成本降低了市場出清價格，影響常規(guī)電源獲益。要統(tǒng)籌相關市場，通過輔助服務市場和容量市場建設調動常規(guī)電源保障電力供應、支撐新能源消納的積極性，輔助服務市場機制將日趨成熟，煤電機組容量成本收回機制或在多地試行。同時，要完善碳市場機制，讓新能源的清潔低碳價值充分體現(xiàn)并得到補償。
2.電力現(xiàn)貨市場建設需加速推進
2020年，8個電力現(xiàn)貨試點連續(xù)試結算運行的周期進一步拉長，進一步驗證了現(xiàn)貨市場規(guī)則和技術支持系統(tǒng)的有效性，同時也暴露了一些問題。其中，針對電力現(xiàn)貨市場與中長期市場銜接、不平衡資金處理原則、市場力監(jiān)測與防范、省內現(xiàn)貨市場與深度調峰輔助服務融合、跨區(qū)富余新能源現(xiàn)貨與省內現(xiàn)貨市場銜接等共性和個性問題，仍需各方研究措施、完善規(guī)則，提高規(guī)則引導市場、解決問題的效果。
黨的十九屆五中全會將“高標準市場體系基本建成”列入“十四五”時期經(jīng)濟社會發(fā)展主要目標并作出一系列部署。當前和今后一個時期，能源電力系統(tǒng)需積極主動研究電力現(xiàn)貨市場“高標準”的內涵與特征，加快電力現(xiàn)貨市場建設。2021年，從連續(xù)結算試運行周期看，8個試點地區(qū)將陸續(xù)開展3個月以上連續(xù)結算試運行，具備條件地區(qū)或將開展連續(xù)不間斷結算運行；從現(xiàn)貨試點范圍看，大部分地區(qū)將陸續(xù)啟動現(xiàn)貨市場改革試點工作，南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場也將逐步納入其他四?。▍^(qū)）。市場規(guī)則、交易組織流程以及技術支持系統(tǒng)將在實踐中進一步檢驗完善。
3.深化區(qū)域市場建設，促進資源優(yōu)化配置
未來5年，能源電力行業(yè)要努力實現(xiàn)“能源資源配置更加合理、利用效率大幅提高”的目標。隨著我國電力市場建設逐步深入，市場配置電力資源的決定性作用將進一步發(fā)揮，促進電力資源在更大范圍優(yōu)化配置。
跨區(qū)跨省電力交易有利于發(fā)揮市場的資源配置作用，促進西北、西南清潔能源消納，實現(xiàn)更廣范圍內的資源優(yōu)化配置。需加強電力市場頂層設計，重點完善跨省區(qū)電力市場建設目標、規(guī)模和時序統(tǒng)籌，跨省區(qū)電力市場交易體制、輔助服務機制及價格傳導機制，提高跨省區(qū)輸電通道利用率，提高跨省區(qū)電力交易信息披露及時性和透明度，促進跨省跨區(qū)電力交易規(guī)模進一步擴大。
《電力中長期交易基本規(guī)則》明確，在優(yōu)先安排優(yōu)先發(fā)電合同輸電容量的前提下，鼓勵發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司利用剩余輸電容量直接進行跨區(qū)跨省交易?！蛾P于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》也要求“做好省內和跨省跨區(qū)電力中長期交易（含優(yōu)先發(fā)電）合同簽訂的組織協(xié)調”。
4.交易機構法人治理結構和經(jīng)營管理機制有待完善
到2020年底，北京、廣州2家區(qū)域性交易機構和?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）交易機構中電網(wǎng)企業(yè)持股比例將全部降至50%以下，實現(xiàn)預期的股份制改造目標。由于交易機構全部采用公司制形式，接下來，交易機構將規(guī)范設立股東會、董事會、監(jiān)事會和經(jīng)理層，加強內部機制建設，形成權責分明、相互制衡的公司法人治理結構和靈活高效的經(jīng)營管理機制。同時，電力交易機構還需進一步厘清與市場管理委員會、調度機構的職能、業(yè)務界面并加強配合。
按照《關于推進電力交易機構獨立規(guī)范運行的實施意見》明確的建設目標，2022年底前，各地電力交易機構要結合實際情況進一步規(guī)范完善市場框架、交易規(guī)則、交易品種等，京津冀、長三角、珠三角等地區(qū)的交易機構相互融合，適應區(qū)域經(jīng)濟一體化要求的電力市場初步形成。2025年底前，基本建成主體規(guī)范、功能完備、品種齊全、高效協(xié)同、全國統(tǒng)一的電力交易組織體系。
第七篇 全球能源供需深刻變化
一、全球能源消費
國際能源署在10月發(fā)布的《世界能源展望2020》中指出，受新冠肺炎疫情影響，預計2020年全球能源需求同比下降5.3%。其中，石油、煤炭和天然氣需求將分別下降8.5%、6.7%和3.3%，但清潔能源需求將增長0.9%。鑒于能源企業(yè)收入減少以及能源需求下降，預計2020年全球能源投資同比減少18.3%。
圖7-1 2020年全球能源需求變化情況
二、國際能源大事
1.多國相繼確立碳中和目標
為應對氣候變化、減少溫室氣體排放，世界各國相繼確立碳中和目標，引導經(jīng)濟綠色低碳發(fā)展。從全球范圍來看，目前世界上已有30多個國家以政策宣誓或法律規(guī)定等不同方式設定了各自的碳中和目標時間。其中烏拉圭設定的碳中和目標時間最早，為2030年，其次是芬蘭、冰島、奧地利和瑞典，而大多數(shù)國家則將碳中和目標時間設定在2050年，我國是2060年，新加坡則設定在了本世紀后半葉早期。在2020年12月12日的氣候雄心峰會上，有45國提出了新的國家自主貢獻計劃，24國概述了凈零承諾，20國制定了氣候適應計劃。
圖7-2 多國設定碳中和目標時間
能源行業(yè)是二氧化碳排放的主要來源，能源系統(tǒng)轉型被視為經(jīng)濟脫碳的關鍵驅動力。從各國能源轉型的實踐看，一方面是提高能源效率，減少化石能源消費總量；另一方面是發(fā)展可再生能源。2010～2019年這10年間，全球可再生能源裝機容量翻了兩番，從414吉瓦增至約1650吉瓦，投資額連續(xù)多年超過3000億美元，如今可再生能源已超越傳統(tǒng)化石燃料成為全球新增電力的最大主力軍。綠色低碳發(fā)展成為全球共識，加快能源轉型、發(fā)展清潔能源成為各國應對氣候變化的重要選擇。
2.國際油價低位劇烈震蕩，減產(chǎn)合作一波三折
國際油價低位劇烈震蕩
進入2020年以來，國際油價從1月初的60美元以上逐漸回調，隨著2月多國相繼暴發(fā)新冠肺炎疫情，市場對原油需求預期日益悲觀，國際油價繼續(xù)呈現(xiàn)下跌之勢，到3月產(chǎn)油國減產(chǎn)談判破裂、大幅增產(chǎn)，油價進入更深的下跌通道。同時，油價暴跌引發(fā)股市、金融市場連鎖劇震。4月20日，WTI原油5月期貨價格報收于-37.63美元/桶，歷史上首次收于負值，跌幅305.97%，當天盤中最低曾達-40.32美元/桶，國際原油市場出現(xiàn)巨幅波動。隨后史上最大規(guī)模減產(chǎn)協(xié)議開始執(zhí)行，加之多國經(jīng)濟重啟改善原油需求預期，國際油價逐步回升，但仍處于歷史低位。
進入下半年，國際油價隨著全球疫情反復而起落。截至12月10日收盤（北京時間12月11日凌晨），WTI原油2021年1月期貨價格收于46.78美元/桶；布倫特原油2021年2月期貨價格收于50.25美元/桶，站上50美元關口。國際油價創(chuàng)9個月以來新高。
圖7-3 國際原油價格月度數(shù)據(jù)
引發(fā)上半年油價暴跌的原因多重，既有供需、庫存、運輸?shù)仁袌鲆蛩?，更有WTI原油期貨市場運行機制等因素。然而從更深層次來看，在全球油氣市場競爭格局不斷演變的背景下，新冠肺炎疫情暴發(fā)并迅速在全球蔓延，導致世界經(jīng)濟進入速凍模式，能源消費需求大幅縮減，油氣市場出現(xiàn)大規(guī)模的供應過剩，是油價暴跌的根本原因。
圖7-4 “歐佩克+”減產(chǎn)歷程回顧
“歐佩克+”減產(chǎn)合作一波三折
2020年3月6日，俄羅斯拒絕了沙特提出的“在2019年12月已達成的170桶/日減產(chǎn)額度基礎上再減產(chǎn)150萬桶/日至2020年底”的提議，“歐佩克+”未能達成新一輪減產(chǎn)協(xié)議。隨后，沙特開啟價格戰(zhàn)，多個產(chǎn)油國大幅增產(chǎn)。4月13日，“歐佩克+”各方達成歷史性減產(chǎn)協(xié)議。根據(jù)協(xié)議，減產(chǎn)從2020年5月開始實施，為期兩年，并將在2021年12月由相關國家進行再次審核。6月6日，鑒于油價頹勢仍然明顯且新冠肺炎疫情態(tài)勢仍不明朗，“歐佩克+”將最新減產(chǎn)協(xié)議中首階段減產(chǎn)活動延長一個月至7月底，以進一步平衡國際油市。12月3日，“歐佩克+”第12屆聯(lián)合部長級監(jiān)督委員會最終達成一致，“2021年起緩慢放松石油產(chǎn)量限制”，在現(xiàn)階段770萬桶/日和下階段580萬桶/日之間選取一個中間值，從2021年1月開始減產(chǎn)720萬桶/日，隨后基于市場走勢隨時調整減產(chǎn)額度。
總體而言，“歐佩克+”減產(chǎn)協(xié)議在一定程度上收緊供應側產(chǎn)量、提振市場信心，但全球原油產(chǎn)量短期內較難恢復至疫情前水平。目前來看，“歐佩克+”聯(lián)合行動會促進全球油氣市場保持一種相對平衡的狀態(tài)。然而下一步“歐佩克+”減產(chǎn)聯(lián)盟是否繼續(xù)合作，合作程度如何，各國減產(chǎn)策略和步驟是否一致和堅決，仍是原油市場面臨的主要不確定因素之一。
3.區(qū)域天然氣價格趨同，項目推遲影響后市
全球天然氣價格逐漸趨同
2020年，在本就供應過剩的天然氣市場上，新冠肺炎疫情進一步削弱了需求，天然氣現(xiàn)貨價格幾乎失去了所有支撐，同時國際原油價格下跌的影響逐漸反映到與油價掛鉤的天然氣中長協(xié)價格上。主要消費區(qū)域不同定價機制的天然氣價格差距大大縮小。自4月30日以來，美國天然氣價格連續(xù)多天高于歐洲基準價格，5月5日美國合約價格首次超過亞洲基準價格，這在近10年來還是首次。相比卡塔爾和俄羅斯的LNG產(chǎn)品，美國LNG產(chǎn)品已經(jīng)不具備明顯價格優(yōu)勢。受此影響，亞洲和歐洲的買家取消了原定6月從美國進口的約20艘LNG貨物。美國墨西哥灣沿岸LNG出口商一度面臨極大壓力。
圖7-5 區(qū)域天然氣價格月度數(shù)據(jù)
一直以來，全球不同地區(qū)的天然氣價格都存在差異。近年來，LNG供應激增，而需求相對疲軟，市場供需基本面持續(xù)寬松，全球各區(qū)域天然氣價格逐漸趨同。尤其是自2018年以來，盡管偶爾出現(xiàn)季節(jié)性波動，但歐洲和亞洲的現(xiàn)貨價格總體呈下降趨勢。但直至2019年，美國天然氣價格依然具有比較優(yōu)勢，波動較小、處于全球最低位，當年均價低于3美元/百萬英熱單位，而亞洲天然氣價格則仍高于全球其他地區(qū)。
盡管業(yè)界認為亞洲天然氣基準價格低于美國基準價格只是短期現(xiàn)象，但這仍透露出全球主要消費區(qū)域天然氣基準價格持續(xù)近十年的巨大差異格局或將終結。區(qū)域間天然氣無價差或低價差將成為新常態(tài)，這也為天然氣定價機制的創(chuàng)新和改進提供了條件和契機。
大量LNG項目推遲影響后市
2020年，全球天然氣市場供應過剩加劇，天然氣價格跌至歷史新低，本就受全球天然氣需求增長預期推動的最終投資決定（FID）受到嚴重影響，再疊加油價下跌的影響，天然氣行業(yè)投資決策更為復雜。一方面，低油價將使石油公司原油開發(fā)以及與油價掛鉤的天然氣銷售收益明顯降低，勢必影響石油公司包括天然氣開發(fā)在內的上游板塊整體投資水平。另一方面，國際原油市場的頻繁波動，加劇了投資者對油氣行業(yè)發(fā)展前景的擔憂，會在一定程度上導致企業(yè)融資困難。在投資信心下降的情況下，油氣行業(yè)不可避免地要大幅度削減投資，推遲或取消一些投資決策，以彌補收入的嚴重不足。
大量LNG項目FID推遲將導致LNG行業(yè)發(fā)生結構性變化，有助于LNG供需逐步達到平衡。Wood Mackenzie公司表示，國際油價在2020年內維持低迷，可能造成全球重大天然氣項目投資明顯下降，將對2025年前后全球天然氣特別是LNG市場供給產(chǎn)生較大影響。此外，國際天然氣聯(lián)盟指出，考慮到天然氣生產(chǎn)線上排放的二氧化碳以及甲烷，未來LNG工業(yè)發(fā)展將面臨愈加嚴格的碳排放政策、碳稅以及零碳目標等多重挑戰(zhàn)，制度風險可能導致LNG新項目難以獲得最終投資。針對化石能源的財政限制以及其他意外事件，很可能讓LNG新項目前景堪憂。
4.可再生能源逆勢增長
國際能源署發(fā)布的《世界能源展望2020》數(shù)據(jù)顯示，受新冠肺炎疫情影響，2020年全球石油、煤炭以及天然氣需求均出現(xiàn)了不同程度的下降，而可再生能源則是唯一一個需求上漲的能源板塊。較低的運營成本和許多能源系統(tǒng)的優(yōu)先接入帶動了可再生能源需求上升。其中，海上風電表現(xiàn)尤為突出。
彭博新能源財經(jīng)發(fā)布報告稱，盡管全球經(jīng)濟受到疫情重創(chuàng)，但海上風電領域投資卻熱度空前。2020年1～6月，全球共投資新建28座海上風電場，投資額達到350億美元，為2019年同期投資額的4倍有余，同時也超過了2019年全年的投資總額。海上風電投資大增，抵消了陸上風電和太陽能發(fā)電項目投資額的下降，上半年全球可再生能源投資額達到1320億美元，較上年同期增長5%。疫情暴發(fā)前，全球風能理事會預測2020年全球將新建6.2吉瓦海上風電。在最新的預測中，2020年新增海上風電裝機為6.1吉瓦，僅100兆瓦的微弱差別與其他能源系統(tǒng)受到的嚴重影響相比顯得微不足道。根據(jù)全球風能理事會最新發(fā)布的《全球海上風電報告》，預計到2030年全球將新增海上風電裝機205吉瓦，屆時海上風電累計裝機容量將暴漲至234吉瓦以上，其中亞太市場的發(fā)展勢頭最為迅猛。
5.氫能發(fā)展備受關注，儲能潛力可期
氫能發(fā)展備受關注
2020年，許多國家加快布局氫能產(chǎn)業(yè)。3月，荷蘭政府公布氫能戰(zhàn)略，表示將在2025年前完成500兆瓦可再生能源制氫項目。6月，德國政府公布1300億歐元規(guī)模的經(jīng)濟復蘇計劃，提出至少投入90億歐元發(fā)展氫能。德國是歐盟首個確定氫能生產(chǎn)目標的國家，6月發(fā)布的國家氫能戰(zhàn)略明確將綠氫作為未來發(fā)展重點，計劃在2030年前將國內的電解制綠氫產(chǎn)能提高至5吉瓦，使綠氫占德國工業(yè)用氫總量的20%，2040年前提高至10吉瓦。7月，歐盟提出《氣候中性的歐洲氫能戰(zhàn)略》，將氫能作為推進氣候和能源新政的重要組成部分與抓手，并計劃從制定氫能發(fā)展路線圖、建立產(chǎn)業(yè)發(fā)展聯(lián)盟、加大政策扶植力度、加大基礎設施投入、加強國際合作等方面推進氫能發(fā)展。目前，歐盟在建的或已經(jīng)確定訂立的可再生能源制氫項目產(chǎn)能達1.5～2.3吉瓦，規(guī)劃的產(chǎn)能達到22吉瓦。
作為清潔能源供給體系的重要載體，氫能開發(fā)與利用成為世界新一輪能源技術變革的重要方向。雖然氫能距離大規(guī)模商業(yè)應用仍較為遙遠，但氫能的基礎技術儲備和商業(yè)化應用探索正在不斷加速。2020年4月，汽車巨頭戴姆勒與沃爾沃聯(lián)合發(fā)布了氫燃料重卡研發(fā)計劃，預計將在未來十年里將成果推向市場。7月，沙特阿拉伯和美國Air Products公司達成投建巨型綠色制氫工廠的合作，預計項目總投資達70億美元，可再生能源發(fā)電裝機達4吉瓦，2025年投產(chǎn)后氫產(chǎn)量達650噸/日，是目前全球最大的可再生能源制氫項目。有市場分析人士認為，當前氫能面臨的發(fā)展環(huán)境和21世紀初可再生能源極其類似，只需要15年的時間，氫能有望成為更加有競爭力的能源。
儲能潛力可期
越來越多的國家認識到，電池儲能將在可再生能源擴張中發(fā)揮關鍵作用。2020年，歐洲投資銀行承諾對泛歐電池產(chǎn)業(yè)提供資金支持，據(jù)該銀行預計，歐洲2020年在電池相關項目方面的投資將達到10億歐元。在為儲能技術提供資金支持的同時，各國政府還逐步消除監(jiān)管壁壘，加大儲能政策扶持力度。如意大利、葡萄牙和愛爾蘭等國設計的容量市場中，儲能運營商可以在拍賣中競標合同。這為儲能運營商提供了固定和可預測的收入流，以便其擴展儲能容量。
雖然新冠肺炎疫情對2020年儲能行業(yè)增長形成一定壓力，但從長期來看，儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展總體向好的態(tài)勢并不會改變。據(jù)伍德麥肯茲對未來5年全球儲能行業(yè)的發(fā)展預測，到2025年，全球儲能市場累計裝機規(guī)模將達到230吉瓦時，是目前裝機總量的13倍。同時，全球儲能市場年投資規(guī)模也將從2019年的180億美元增長至2025年的1000億美元。
6.全球煤電裝機首現(xiàn)凈減，多國加快退煤進程
全球煤電裝機首現(xiàn)凈減
根據(jù)研究機構全球能源監(jiān)測（GEM）基于全球煤炭追蹤數(shù)據(jù)發(fā)布的報告，2020年1月1日至6月30日，全球新增煤電裝機18.3吉瓦，退役煤電裝機21.2吉瓦，退役裝機超過新增裝機，凈減少2.9吉瓦。這是全球煤電裝機首次在半年期內出現(xiàn)凈減少。其中退役裝機大部分出現(xiàn)在歐洲地區(qū)，歐洲是全球煤電裝機下行的主要推手。
多國加快退煤進程
2020年上半年，葡萄牙、西班牙、德國的燃煤發(fā)電量分別下降了95%、58%、39%；荷蘭、奧地利和法國的燃煤發(fā)電量下降幅度均超過50%；另有瑞典和奧地利于3月分別關閉了各自最后一家燃煤電廠。截至目前，歐洲共有15個國家先后宣布退煤計劃。預計到2025年或更早，葡萄牙、法國、斯洛伐克、英國、愛爾蘭和意大利等國將結束使用煤炭發(fā)電，隨后到2030年，希臘、荷蘭、芬蘭、匈牙利和丹麥等國也將終止煤電。在已宣布退煤的歐洲國家中，德國是唯一一個計劃在2030年后淘汰煤電的國家。德國是歐洲最大的經(jīng)濟體、最大的煤炭消費國，德國煤電發(fā)電量大約占全國發(fā)電量的40%，煤電碳排放量占電力部門的80%。2020年7月，德國最終通過《逐步淘汰煤電法案》和《礦區(qū)結構調整法案》，規(guī)定最遲在2038年前逐步淘汰煤電，并就煤電退出時間表等問題給出了詳細規(guī)劃。
圖7-6 歐洲各國退煤時間表
目前歐洲國家已明確在2030年或更早的時間節(jié)點關閉的燃煤電廠裝機總計35.4吉瓦，相當于歐洲在運煤電裝機的21%，再加上2030年后德國計劃關閉的燃煤電廠，歐洲煤電裝機還將在此基礎上減少17吉瓦。數(shù)據(jù)顯示，盡管全球燃煤發(fā)電有所減少，但要實現(xiàn)全球氣候目標，未來仍需加快退煤進程。
7.各國核電發(fā)展態(tài)度不一
標普Platts Analytics預計，受亞洲國家?guī)樱?020年全球核電在運裝機容量有望增加10.7吉瓦。其中，日本和韓國重新啟動核電站將貢獻大部分裝機。5月，俄羅斯建造的世界首座浮動核電站“羅蒙諾索夫院士”號在俄遠東地區(qū)投入商業(yè)運營。該浮動核電站于2019年12月接入遠東地區(qū)的楚科奇地區(qū)電網(wǎng)，實現(xiàn)并網(wǎng)發(fā)電。5月，歐盟設立“公平過渡基金”，作為“可持續(xù)歐洲投資計劃”的一部分，用于支持高度依賴化石燃料行業(yè)的地區(qū)轉型發(fā)展低碳產(chǎn)業(yè)。然而各成員國代表一致同意，設立的這項基金不應支持核電站的建設或退役。
事實上，自2011年日本福島核事故之后，全球各國對待核電的態(tài)度都變得謹慎起來。近年來，全球核電業(yè)在低迷狀態(tài)徘徊，歐洲等地更是大范圍關停核反應堆，最新提出的資金支持計劃也將核電排除在外。然而，國際原子能機構指出，核電對于全球電力系統(tǒng)實現(xiàn)低碳轉型能起到重要助力作用。數(shù)據(jù)顯示，2019年，核電貢獻全球約三分之一的低碳電力。國際能源署指出，新建核電站將進一步促進低碳電力的發(fā)展，延長現(xiàn)有核電站的使用壽命也將有助于減少化石燃料使用，同時預測稱，到2030年，核電區(qū)域發(fā)展趨勢的差別將越來越明顯。
8.國際石油巨頭發(fā)展戰(zhàn)略差異漸顯
新冠肺炎疫情暴發(fā)以來，為緩解油價、需求雙重低迷現(xiàn)狀下的財務壓力，國際石油公司不得不收縮業(yè)務、優(yōu)化資產(chǎn)。北美?？松梨诤脱┓瘕埖却笮褪凸静捎孟鳒p投資、壓縮成本、降低產(chǎn)量等傳統(tǒng)保守做法，通過發(fā)行債券和取消股票回購等方式緩解現(xiàn)金流短缺的問題。同時，他們繼續(xù)持有大量頁巖油氣資產(chǎn)，油氣比重變化不大。
與北美兩大石油公司不同的是，歐洲大型石油公司在削減傳統(tǒng)業(yè)務投資的同時，仍堅持低碳領域和新能源項目投資。2020年6月，道達爾、殼牌和挪威國家石油等公司攜手做出最終投資決定，將投資6.9億美元共同開發(fā)歐洲首個商業(yè)規(guī)模的碳捕集和存儲項目——北極光項目。6月底，BP剝離旗下優(yōu)質的化工業(yè)務、出售價值50億美元的資產(chǎn)，并表示將大幅加大低碳項目資本投入。除了在歐洲境內開展碳捕集、利用和封存、氫能、風電、光伏，以及電池儲能、電動車等新能源和低碳業(yè)務，2020年以來，BP、道達爾和殼牌等石油公司陸續(xù)進軍印度、卡塔爾、西班牙、澳大利亞、美國及北極地區(qū)的可再生能源市場。截至目前，挪威國家石油、BP、殼牌、道達爾、雷普索爾等歐洲石油公司已相繼披露了各自的零碳排放計劃，公布了2050年在自身生產(chǎn)和銷售的油氣產(chǎn)品碳排放上實現(xiàn)凈零能源轉型目標，形成了較為清晰的低碳發(fā)展戰(zhàn)略。
此外，國家石油公司也紛紛開展低碳行動。如墨西哥國家石油公司宣布了2021年實現(xiàn)二氧化碳排放當量下降25%的目標。沙特阿美正在進入國際天然氣領域，并發(fā)力清潔化工燃料。2020年9月，沙特阿美出口了世界第一批用于零排放發(fā)電的藍氨。
三、問題與趨勢
1.全球能源轉型趨勢不會因疫情逆轉
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鑒于疫情對能源行業(yè)的影響，行業(yè)機構均不同程度地下調了短期內對能源行業(yè)各領域發(fā)展的預測。國際能源署指出，受新冠肺炎疫情影響，2020年全球能源投資將出現(xiàn)歷史最大降幅。能源領域投資減少會影響許多國家實現(xiàn)發(fā)展目標，減緩全球能源轉型進程。國際可再生能源署表示，油價暴跌以及新冠肺炎疫情，拉低了部分地區(qū)的清潔能源投資吸引力。業(yè)內也有觀點認為，如果油價長期低迷，可能會影響市場對清潔能源研發(fā)的投入，或者影響清潔能源需求。
但從長遠來看，發(fā)展清潔能源產(chǎn)業(yè)，不僅是為市場提供一種新的選擇，還有對環(huán)境、能源安全方面的考量。清潔能源產(chǎn)業(yè)長期發(fā)展趨勢、能源行業(yè)清潔低碳轉型趨勢并不會因疫情等因素而改變。得益于技術進步、規(guī)模經(jīng)濟和激烈競爭，清潔能源成本不斷下降，產(chǎn)業(yè)未來仍有很大增長空間。與此同時，民眾對政府在疫情后通過實施經(jīng)濟復蘇計劃實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的呼聲越來越高，越來越多的國家和企業(yè)將投資清潔能源產(chǎn)業(yè)納入了恢復經(jīng)濟的行動之中。
2.高比例可再生能源并網(wǎng)提出更高靈活性要求
隨著技術進步與成本下降，高比例可再生能源并網(wǎng)成為趨勢。然而高比例可再生能源并網(wǎng)勢必會對電力系統(tǒng)的平衡和穩(wěn)定運行產(chǎn)生諸多影響。2020年上半年，受天氣狀況影響，歐洲風電光伏出力強勁，可再生能源超過化石能源，占到發(fā)電量的40%，而同期歐洲各國電力需求在遭受疫情沖擊大幅下滑之后恢復緩慢，加之傳統(tǒng)發(fā)電機組啟停靈活性有限，造成某些小時段的電力供給大于需求。以至上半年西歐各國現(xiàn)貨電力市場約有100～200小時價格為負值，遠高于往年負電價小時數(shù)，包括挪威在內的多個國家首次出現(xiàn)電價為負。
頻繁發(fā)生的負電價反映了靈活性對電力系統(tǒng)的重要性，這是各國電力系統(tǒng)在高比例可再生能源并網(wǎng)過程中必須考慮的問題。隨著與可再生能源相關的系統(tǒng)集成問題日益突出，對靈活性的需求比以往任何時候都更為迫切。未來電力系統(tǒng)發(fā)展過程中，需通過配置調節(jié)電源、負荷側響應、儲能、提升互聯(lián)互通等技術解決方案重點提升系統(tǒng)靈活性。
3.實現(xiàn)碳減排仍需付出巨大努力
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國際能源署在《世界能源展望2020》中預計，2020年全球能源相關二氧化碳排放量將下降6.6%，相比2019年減少排放24億噸，使二氧化碳排放量回到10年前的水平；未來全球排放量反彈速度將比2008～2009年緩慢，但世界在可持續(xù)復蘇方面還有很長的路要走。根據(jù)國際能源署的既定政策情景，到2030年二氧化碳排放量仍將高于2019年水平，為360億噸。只有加速世界能源生產(chǎn)和消費方式的結構性變化，才能改變排放趨勢。
BP在其2020版《世界能源展望》中也表達了類似的觀點，認為新冠肺炎疫情使得全球碳排放大幅減少，但世界仍處在一條不可持續(xù)發(fā)展的道路上，并指出目前急需實施以提高碳價為首的政策措施。除了進一步發(fā)揮政策措施的作用之外，消費者的行為和偏好也要發(fā)生轉變。
政府間氣候變化專門委員會警告稱，一旦升溫突破1.5攝氏度的臨界點，氣候災害發(fā)生的頻率和強度將大幅上升。根據(jù)聯(lián)合國環(huán)境規(guī)劃署2020年12月發(fā)布的《排放差距報告》，若要實現(xiàn)2攝氏度溫控目標，各國的整體減排力度須在《巴黎協(xié)定》承諾基礎上提升大約三倍，而要實現(xiàn)1.5攝氏度目標，則須將相關努力提升至少五倍。
策劃：陳學婧 齊正平
統(tǒng)籌：陳學婧 楊永明
執(zhí)筆：第一篇 齊正平；第二篇 楊永明；第三篇 邱麗靜；第四篇 鄭徐光 崔曉利；第五篇 韓繼園；第六篇 鄭徐光；第七篇 楊永明
