九游会JY乌克兰危机后，国际能源市场发生了重要变化。在经过剧烈的动荡调整后，传统能源市场进入短期平衡。全球能源市场中不稳定因素仍然存在，石油天然气市场仍将出现短期波动，甚至频繁的剧烈震荡。以美国为代表的非欧佩克产油国与“欧佩克+”的产能联盟可能在短期内围绕俄罗斯能源撤退后留下的市场份额展开竞争。但是从趋势来看，新能源规模不断扩大，逐步替代传统化石能源。全球能源市场的博弈将从传统油气领域不断拓展到新能源以及与新能源密切相关的产业和矿产领域。全球能源格局也将随之发生重大调整。面对未来可能形成的全球能源新格局，我国不仅要防范传统能源市场的安全风险，发挥世界能源消费大国作用，推动全球能源市场尽早形成新的平衡，维护国际能源市场的安全稳定，更要专注国内新能源高质量发展，加快能源转型步伐，形成有利于国家安全的新型能源体系。

　　年来，国际政治经济格局动荡，全球能源市场供求关系、运输通道、竞争格局和能源结构进入深度调整期，正确研判未来世界能源格局变化对我国经济形势的影响，是维护国家经济安全的重要内容九游会JY。本研究在分析全球能源市场形势基础上，提出全球能源格局变化对我国的影响与相应的政策建议。

　　2023年以来，国际能源市场出现了一些新的变化。全球原油天然气供需形势总体宽松，国际能源价格趋向稳定。经过剧烈的动荡调整后，传统能源市场进入短期平衡。

　　在全球经济缓慢复苏的环境下，国际原油市场仍然是“欧佩克+”与非欧佩克之间的市场博弈。2023年上半年，石油供给量上升，主要发达经济体需求放缓，原油供需形势宽松，基准价格持续回落。1—6月期间，美国西德克萨斯轻质原油（WTI）价格则从76.68美元/桶震荡下降至70美元/桶，是2022年以来最低点。为了维护自身利益，“欧佩克+”持续减产。2023年4月2日，“欧佩克+”生产国宣布，5月至12月期间在2022年11月减产协议基础上合计自愿减产166万桶/日。2023年6月初，“欧佩克+”举行了第35次部长级会议，宣布了新的减产措施，将石油减产延长到2024年。其中，沙特决定2023年7月开始额外减产100万桶。两次减产后，2023年9月沙特原油日均产量已减至900.6万桶/天，减幅达到9.8%。2023年9月，俄罗斯对减产决定做了进一步补充，将对全球市场自愿削减30万桶石油日出口量，直至2023年底。在“欧佩克+”的持续减产和全球经济恢复双重影响下，2023年7月国际石油需求量超过了供给量，而且“缺口”扩大至9月份的157万桶/天（图1）。

　　2023年7月份“欧佩克+”额外减产后，国际油价开始反弹至2023年9月的89.24美元/桶（图2），减产起到了抬高油价的效果。同期，美国等非“欧佩克+”国家原油产量持续增加。2022年12月到2023年7月期间，美国从1 213.8万桶/日增加至1 299.1万桶/日，增长了7%。欧盟统计局数据显示，到2022年底，美国已经取代俄罗斯成为欧盟最大原油供应国。2022年全年，俄罗斯石油在欧盟市场的占有率从31%暴跌到4%，而美国石油的占有率则从13%大幅增加至18%。国际能源署（IEA）2023年6月发布的《2023年石油市场报告》预测，2022年至2028年，非“欧佩克+”产油国增产较为强劲，主导中期产能扩张计划，供给增量为510万桶/日，其中以美国、巴西为主。因此，从中长期来看，“欧佩克+”的产量协调机制作用将逐渐减弱。

　　2021年以来，短短2年内欧洲和东亚天然气经历了四次大幅度上涨（图3），最大峰值为2022年8月26日荷兰TTF天然气期货价格达到历史最高点99.74美元/百万英热单位，相比2021年3月的价格低点增长了15倍；普氏东亚JKM天然气期货价格亦暴涨到历史峰值68.8美元/百万英热单位，增长了11倍。2023年开始，欧洲和东亚天然气价格持续回落至20美元/百万英热单位以下，期间虽有震荡，但总体震荡幅度在5美元范围内。

　　从供需情况来看，2023年以来，全球天然气市场供需格局相对宽松，天然气市场趋向短期平衡。一是欧洲2022年的供需紧张形势大幅改善，市场调整趋向稳定，美国取代俄罗斯成为欧洲第一大液化天然气（LNG）供应国。2023年1—6月，欧盟天然气需求总体呈下降态势，俄乌冲突带来的供给紧张形势有所缓解。在经历了2022年的“气荒”后，欧盟强制要求成员国天然气储存率必须达到90%。截至2023年9月，欧盟天然气库存水平已达94.3%。在“REPower EU”的能源独立计划下，欧盟不惜以溢价全球购买LNG来弥补“俄气”撤出留下的市场缺口。2023年1—6月份欧洲进口LNG数量为5920万吨，同比增长1%。其中，从美国进口的LNG 2 750万吨，同比增加8%，占进口总量47%，成为欧洲第一大LNG供应国。二是中国天然气需求回升，LNG进口增加。2023年1—8月，我国表观需求量2 562.3亿立方米，同比增加7%。管道气进口为3 219.3万吨，同比增加5%；进口LNG 4 551万吨，同比增加12.1%。LNG进口来源国中，澳大利亚为我国最大进口来源国，上半年进口量为1 559万吨，同比增加1.6%；其次为卡塔尔，进口LNG 1 138万吨，同比增加8.1%。此外，由于美国LNG更多流向了欧洲市场，2023年1—6月，我国自美国进口LNG数量较2021年同期大幅减少67%。三是美国天然气产量依然维持较高水平，LNG出口回升。2023年1—7月份，美国天然气总产量为6 161亿立方米，同比增长为5.7%。同期美国LNG出口量也逐步回升，达到4 406万吨，同比增加80万吨，主要流向欧洲市场。据EIA统计数据，2023年1—7月份流向欧洲市场的LNG占美国LNG总出口量的65%，同比提高3个百分点。

　　根据IEA预测，2023年全年，世界天然气需求主要来自中国为代表的亚太市场，而欧洲天然气需求会有小幅下降，而由于以美国为代表的天然气生产国供应量持续增长，如果不再出现突发国际冲突，全年供需形势总体平稳，价格也将维持在窄幅内波动。2023年全球LNG贸易会有小幅提高，需求增量主要来自欧洲市场。

　　受外部因素影响，2021年世界煤炭消费出现了较大幅度上涨。特别是俄乌冲突导致化石能源供需严重失衡，不少国家开始重启燃煤电厂，推迟淘汰煤炭时间表。相比2020年，2022年世界煤炭消费增长6.9个百分点。由于禁俄煤导致欧盟煤炭短期出现了接近50%的缺口，2022年开始煤炭价格出现剧烈波动，一度上涨超过430美元/吨，达到历史最高水平（图4）。虽然2023年全球能源和大宗商品市场趋向平稳，煤炭价格逐步恢复，但与俄乌冲突前相比，价格仍然在100～150美元/吨的高位区间波动，且幅度较大。

　　从长期趋势来看，2008年开始世界煤炭消费总体上已经进入增长平台期（图5）。虽然尚未出现拐点，但是由于主要国家激进的去煤政策和具体的淘汰煤电方案，世界煤炭消费下降已经成为大趋势。

　　世界主要国家来看（图6、图7），英国、德国、法国早在20世纪50年代煤炭消费已经达峰，此后开始急剧下降（英国）或波动式下降（德国）。美国则在2007年出现煤炭消费峰值，随后大幅度下降。日本煤炭消费一直是小幅增长，重启核电后，煤炭消费在2017年达峰。中国和印度煤炭消费仍然处在增长阶段，特别是我国受能源资源禀赋影响，在当前能源转型过渡期，煤炭在特定阶段仍然要发挥保障能源安全的压舱石作用，煤炭消费频繁波动甚至出现一定程度上涨也是客观合理的。

　　2023年以来，全球清洁能源投资仍然保持较高的增长速度。可再生能源和电动汽车是最主要的投资领域。根据彭博新能源财经统计数据，2023年1—6月，全球对可再生能源的投资额达到3 580亿美元，同比上涨22%。其中，对新建大型可再生能源项目的投资额达到2 460亿美元，同比上涨14%。对大型和分布式光伏项目的投资增长至2 390亿美元，占到2023年上半年总投资额的三分之二，预计全年投资将达到3 800亿美元，超过石油上游的投资；风电投资额达到940亿美元，同比下降8%。海上风电成为风电投资新领域，同比增长47%，而陆上风电投资目前已连续四个季度下降。2023年上半年，中国仍然是世界最大可再生能源投资市场，新增投资额达到1 770亿美元，同比增长16%；美国新增投资350亿美元，而德国新增投资119亿美元。随着能源转型进程不断深化，清洁能源投资将持续增长，而传统化石能源投资规模将会进入平台期。根据《2023世界能源投资》报告预测，2023年全球能源领域投资额将达到2.8万亿美元。清洁能源与化石能源的投资比已扩大至如今的1.7∶1。

　　根据研究公司Rho Motion的数据，2023年上半年全球电动汽车的销量为580万辆，预计全年销售继续创纪录，超过1 400万，电动汽车、电池和充电供应链的许多领域投资规模将达到1 300亿美元。

　　全球电池储能市场自2020年起，由中国和美国引领，保持迅速扩张、高速增长态势，短短几年投资额增加近三倍。2021年全球储能装机量29 GWh，2022年，新增投运电力储能项目装机规模30.7 GW，同比增长98%。2023年全球储能市场持续增长。2023年1—6月份，全球储能市场总体仍然保持增长态势。储能电池出货量约为87 GWh，全年有望达到230 GWh。主要是工商业储能和电力储能增长超过预期。其中，美国在大储建设方面明显加快。2023年1—7月份美国大储装机量为3.3 GW。2023年1—8月份德国户储装机规模继续保持高位，累计装机3 GWh，同比增加30%。中国大储市场在政策支持下保持较高的增长态势，2023年1—8月，储能项目累计中标18 GW。

　　全球核能稳步发展，中短期多数国家将提高核能比重。全球核能发展一度因福岛事故的影响而发展停滞，其中欧盟国家影响最大。2011年以后欧盟核电发电量持续下降，直到俄乌冲突加剧了全球能源供应危机，欧盟主要国家不得不适当调整核能战略，重启部分核电站。在能源独立计划下，核能成为欧盟摆脱对俄罗斯能源依赖，应对能源供给短缺的重要选项。在国际能源署最新的研究报告《核电和安全能源转型》中，未来30年全球核电容量翻一番是实现净零排放和能源独立的双重目标非常重要的转型路径。截至目前，不仅传统核能大国，东欧、中东、东南亚和南美洲的一些非传统核电国家和无核电国家也开始提出了核电计划。2022年1月，欧盟宣布将核电等清洁能源重新纳入欧盟的“可持续融资类别”。2022年2月，法国宣布将新建6座新型欧洲压水核反应堆，同时研究再修建8座核反应堆的可行性计划，不再关闭符合安全条件的现有核反应堆。不过，以德国为代表的部分欧盟国家在安全、清洁、经济的权衡中仍坚定去核化。

　　从全球规模来看，核能发展总体上保持了逐年增长的态势，虽然因福岛事件曾出现短期下降，但很快得到了恢复。在能源短缺和净零排放双重目标约束下，2021年开始，全球核能发展开始加快，主要集中在非OECD国家

　　①。2022年，全球有6台核电机组实现首次并网，总装机容量为788.9万千瓦，分别是我国福清6号机组和红沿河6号机组、巴基斯坦卡拉奇3号机组、芬兰奥尔基洛托3号机组、韩国新蔚珍1号机组和阿联酋巴拉卡3号机组（1）。2022年，全球有8台第三代核电机组正式开工建设，总装机容量863.7万千瓦，分别是我国田湾8号机组、徐大堡4号机组、三门3号机组、海阳3号机组和陆丰5号机组，土耳其阿库尤4号机组，埃及埃尔达巴1号和2号机组。截至2022年底，全球33个国家和地区共运行422台核电机组，总装机容量37 831.4万千瓦。全球有18个国家在建57台核电机组，总装机容量5 885.8万千瓦。2022年全球核电发电量2.55万亿千瓦时，占比约为9.6%。

　　与过去十年国际能源市场总体宽松、局部紧张的格局不同，2022年爆发的乌克兰危机对国际能源市场的影响程度之深、破坏之大、持续时间之长，超出市场预期。2023年全球能源市场虽然进入短期平衡，但是不稳定因素仍然存在。传统能源市场仍将出现短期波动，甚至频繁的剧烈震荡。以美国为代表的非欧佩克产油国与“欧佩克+”的产能联盟可能在短期内围绕俄罗斯能源撤退后留下的市场份额展开竞争。但是从趋势来看，新能源规模不断扩大，逐步替代传统化石能源。全球能源市场博弈将从传统油气领域不断拓展到新能源以及与新能源密切相关的产业和矿产领域。

　　未来十年，从供给结构看，以欧佩克为代表的传统石油供给国将面临来自美国供给增加的挑战，美国或将与沙特、俄罗斯共同构成全球油气供应的“三角”。2022年，美国原油产量占世界总产量比重18.9%，相比2016年提高6.6个百分点，已经成为世界上最大的产油国和产气国之一，是世界石油天然气供应的重要一极，而且不断挤压欧佩克和俄罗斯市场份额。随着非常规油气资源的开发，未来十年美国的油气产量或生产能力仍将不断提升。IEA预测，到2040年，美国将分别占全球原油和天然气增长的近75%和40%。而未来十年俄罗斯原油产量将由2022年的1 120万桶/日下降至500～800万桶/日。

　　不仅如此，据EIA预计，2025年前，美国也将成为全球最大的液化天然气出口国。未来十年，全球液化天然气供应增量中50%～60%来自美国出口，美国和中东（卡塔尔为主）合计占全球液化天然气供应比重将由2022年的35%左右增加值50%左右。

　　不过，在新的供应格局下，沙特为代表的“欧佩克”或“欧佩克+”合作联盟通过减产协议来稳定国际油价的有效性将会大打折扣，传统能源市场的产量协调机制将面临挑战，有可能重新构建。从几大产油国的核心利益来看，石油出口收入是“欧佩克+”成员国国家收入的主要来源，在世界经济形势很难快速恢复的情况下，这些国家具有共同的利益。因此，“欧佩克+”成员国各有诉求，但核心利益一致更容易达成减产或增产协议，从而影响国际油价向有利于“欧佩克+”的方向调整。而美国等北美产油国更多注重石油企业收益最大化。提高产量占领市场是大型私有石油公司的常规策略。所以，未来十年，国际石油市场供需总体上是趋向宽松平衡，但是短期仍然会出现因供给波动造成的价格波动的情形。其主要原因来自于美国供给能力的不断提高，以及与“欧佩克+”在核心利益上的不兼容。如果全球经济持续下滑，油价下降到超出预期的程度，“欧佩克+”与美国等非欧佩克产油国有可能通过组成新的机构或临时达成共识来共同协调全球原油生产，以此来满足各自的利益。但由于根本利益的差异，这种协调机制可能是一种松散合作机制，当市场向好后，竞争仍然是“欧佩克”与非欧佩克在原油供给端的常态。

　　从油气消费总量来看，随着能源转型进程加快，替代能源使用增加，全球石油需求将在未来十年内将达到消费峰值，并保持稳定。特别是在交通领域，用油占比仍然达到50%，但需求增速逐步下滑。除了航空、航海、货运等领域，乘用车用油下降非常明显。2030年电动车将占新汽车销售量的90%，存量电动车比重将由2022年15%左右增加至2030年30%左右，石油使用量下降已经成为必然趋势。

　　从油气消费国家和区域来看，原油消费增量主要由发展中国家和新兴国家贡献，消费中心将持续东移，其中亚太地区将是天然气消费增长最快地区。OECD国家石油消费从20世纪80年代开始已经进入平台期，2006年达到峰值22.85亿吨，与1983年17.76亿吨的最低点峰谷差只有5亿吨左右（图8）。OECD国家原油消费占世界总消费量比重持续下降，2013年被非OECD国家超过（图9）。

　　2022年北美和欧盟原油消费比重分别下降至22%、11%。美国、德国、英国和日本等主要发达国家原油消费将稳步下降（图10）。亚太地区原油消费比重已经增加至40%左右，中国和印度原油消费仍在上升阶段（图11）。世界原油消费和贸易中心继续东移。亚太地区以中国、印度为代表的发展中国家和新兴经济体石油消费支撑新增的全球石油需求。

　　从世界天然气消费国家和区域分布来看，除了美国之外，北美、欧洲天然气消费基本保持稳定（图12）。中国、印度和其他亚洲新兴国家为主的亚太地区由于煤炭消费减少以及持续推进工业化，天然气消费将保持较高增速（图13），未来十年天然气消费总量占世界消费总量比重由2022年的23%增加至2030年30%左右，成为仅次于北美的第二大消费地区。

　　乌克兰危机爆发以来，长期主要由经济因素形成的一体化全球能源贸易格局发生了重要的变化。俄罗斯将增加对亚洲出口、减少对欧洲出口，即表现为“向东走”的态势。美国、中东和非洲出口至欧洲的原油数量均增加，出口至亚洲的数量均减少，呈现出“西升东降”的特点。从当前国际形势判断，能源贸易流向呈现的新动向可能会演变成未来十年的基本贸易格局。

　　一是战略层面看，油气是实现美国当前推动的“逆全球化”或“半球化”的重要工具，欧盟与俄罗斯能源脱钩不仅是欧盟能源独立计划中的重要战略，也是美国实现其远期战略的重要内容。二是经济层面看，美国每年大约有1.5亿吨（360万桶/日）原油和1 000亿立方米的天然气需要寻找市场。俄罗斯每年大约有从欧洲市场“撤回”的1.8亿吨原油和1 800亿立方米天然气需要新的市场。按照欧洲计划，2022年开始进口俄罗斯石油将减少90%，约1.8亿吨。这部分缺口将由美国、非洲和中东等地区填补。而俄罗斯每年1.8亿吨石油将从欧洲市场转移至以亚洲市场为主体的广大国际市场。这一调整期大约在3～5年内完成。

　　但是在这一调整过程中，面临两大不确定性：一是新的油气来源短期内很难弥补因俄罗斯能源中断导致的需求缺口。欧盟能源独立计划，力求2027年完全摆脱对俄罗斯的天然气依赖，接近2 000亿立方米/年的缺口需要弥补。而2030年美国仅能额外增加500亿立方米/年。二是接受LNG的基础设施短期很难建成。欧盟计划建造17座LNG浮式储存气化装置（FSRU）预计建设周期可能在5～7年。

　　在新的能源贸易格局形成过程中，可能会形成阶段性的区域性能源市场。在全球化受挫，并有“半球化”趋势的国际政治经济影响下，全球能源市场也出现类似趋向。当前国际政治形势下，美国、俄罗斯都在试图构建有利于自身的能源市场，并在其中发挥主导作用。预计未来能源市场格局有向两个方向演变的潜在动向。一是“北美+欧洲”能源市场。俄罗斯能源撤出欧洲后，美国能源将成为重要的替代能源。在政治上的战略合作将使美欧能源领域的合作更加牢固，两个区域之间将开辟相对稳定的能源贸易通道。二是“俄罗斯+亚洲”能源市场。俄罗斯能源东移，给中国、印度等亚洲市场带来利好。以俄罗斯为代表的原苏联地区的产油国资源丰富，产能规模大，正好能够满足新的油气消费中心的市场需求。不过，政治因素为主形成的区域性能源市场的成熟度和持续性则取决于国际政治格局的走向。

　　在应对气候变化的全球行动下，已有139个国家和地区公布了碳中和目标。为了实现碳中和目标，各国制定了可再生能源发展目标和低碳转型政策。美国计划在2035年前实现零碳电力系统。德国拟将可再生能源发电占比从2020年的45%提升至2035年的100%。英国计划到2035年实现可再生能源发电占比达100%。欧盟进一步提速能源转型进程，加快可再生能源部署、加强能效提高、推动气源多样化等措施。日本提出《绿色增长战略》，旨在通过技术创新和绿色投资的方式加速向低碳社会转型。从主要国家政策目标和转型路径来看，大规模发展可再生能源为主的低碳能源已经成为各国共识，而且以低碳能源为指向的能源转型进程稳步推进。如果简单以非化石能源比重作为衡量各国能源转型的进程，则法国和巴西由于核能和水能发展较快，能源转型进程明显领先其他国家。从趋势来看，美国、德国、英国、中国以及日本（2012年以后）非化石能源消费占比增速较快，能源转型节奏明显快于其他国家（图14、图15）。

　　随着成本竞争力不断提升，未来十年风能和太阳能发电规模仍将保持高速增长。按照国际可再生能源署关于全球气温上升控制在1.5℃目标，2030年全球风能和太阳能发电装机总计将达到5 000 GW，非水可再生能源占一次能源消费比重将由2022年7%左右提高至15%左右。未来十年内，储能技术极有可能取得突破，储能安全性、经济性问题不再成为行业发展的障碍，风能、光能等波动性能源将迎来高速增长期。届时，非水可再生能源占一次能源消费比重大概率超过15%的预测值。

　　能源结构的深度调整，将对传统全球能源格局带来外部冲击。一是国际能源市场上的“资源竞争”逐步演变为国与国之间的“新能源产业竞争”。在光伏、风电、氢能、储能，氢燃料、锂电池汽车等领域，国家在各个制造业链条上的基础实力代表了其对新格局下能源的控制力和国家能源独立性。未来十年，科学技术和高端制造在全球能源格局中作用将会逐渐显现出来。二是未来十年与新能源产业相关的关键矿产资源成为继石油之后各国高度关注的战略性资源。由于全球的矿产资源供需缺口持续扩大，供需短期失衡导致的频繁波动可能是全球关键矿产资源市场的重要特征。关键金属矿石的分布集中度和垄断性比油气资源更高，面临的全球竞争更加激烈。

　　全球能源市场之争将由能源资源之争逐步扩大到能源资源之争、技术之争、关键矿产之争以及新能源产业链之争。全球能源市场将出现新的风险点：一是技术风险。新能源产业是高技术密集型产业，掌握并控制了新能源技术，就能够在新的全球能源格局中占据主动地位。目前我国新能源产业链的诸多核心技术并不能自主可控。在核电领域部分核级泵、阀门以及相关材料的技术尚未突破，未实现自主国产化。二是关键矿产资源风险。可再生能源、氢能、新能源汽车及储能等产业的快速发展增加了对锂、钴、镍等关键矿产的需求。不少关键矿石分布更集中、垄断性更强。比如，世界钴资源的分布极不平衡，刚果（金）、澳大利亚和古巴三国储量之和占世界总储量68%。我国钴储量只占世界的1%左右，储量约8万吨，绝大部分钴原料进口自刚果（金）。目前，我国在新能源产业所需核心15种核心矿产中，铝、铜、锂、钴、镍、锰对外依存度超过70%。而且未来十年需求量仍保持快速增长态势。其中锂原料、钴原料超过80%、90%从国外进口。60%的锂原料从澳大利亚进口，超过60%的铜精矿从智利、秘鲁进口。

　　矿产资源的供需格局加剧了各国对资源的重视和竞争。对于关键矿产，欧美早已做了战略布局。欧盟和美国先后发布了关键矿产目录，其中锂、钴、锑等九种决定未来全球科技走向的矿产与我国目录重合。不仅如此，我国部分紧缺矿产资源还受制于欧美这些竞争对手。大国之间在战略性矿产领域的国际竞争不可避免，而且很容易被一些国家作为“武器”上升至地缘政治层面。

　　乌克兰危机后，传统化石能源格局重构，表现为美国为了打压俄罗斯，而积极推动能源领域“半球化”趋势。但未来十年，中美摩擦并不断演化升级仍然是国际政治舞台上的重要内容。近年来，美国频繁制造贸易摩擦和经济争端，在新能源领域、高科技领域不断打压和遏制中国，压缩中国的国际空间。不断制定各种方案来干扰中国“一带一路”倡议。2019年，美澳日三方联合推出“蓝点网络计划”（BDN），“在开放和包容的框架内，促进高质量、可信任的全球基础设施建设”。2021年6月，七国集团发起“重建更美好世界”计划（B3W），承诺投入40多万亿美元以满足发展中国家的基建需求。2022年6月，七国集团共同宣布启动全球基础设施与投资伙伴关系计划（PGII），聚焦基建、气候变化和卫生健康等，宣称要在2027年前筹集6 000亿美元支持发展中国家。2023年9月，美印与中东多国宣布合作建设印度—中东—欧洲经济走廊，加强亚洲与欧洲的互联互通与经济一体化，企图制衡中国“一带一路”倡议的影响力，恶化中国对外合作环境。而当前我国正处在实现“双碳”目标的关键期，离不开应对气候变化和碳达峰碳中和的国际合作与交流九游会JY。特别是在构建新型能源体系的基础产业链上，在氢能、核能、储能、芯片制造、集成电路产业等领域亟需加强对外合作，吸引和引导外资投入清洁低碳能源产业领域。

　　发展新能源已经成为各国应对气候变化的共识举措。要实现《巴黎协定》确定的将全球平均升温限制在1.5℃的目标，必须加快可再生能源为主的新能源发展以推动世界能源转型。中国是可再生能源投资和建设规模最大、增长速度最快的国家，同时也是最大光伏产品出口国，可再生能源产业具有非常强的国际竞争力，是推动形成新的全球能源市场格局的重要力量。目前我国风机设备以及多晶硅、硅片、光伏电池生产规模均居世界第一。不仅产品出口持续增加，国内风、光、储等新能源企业也加大了到欧美投资设厂的投资，进行全球化产业布局。从能源转型视角展望未来全球能源市场，全球可再生能源产能产品以及装机规模将进入快速增长阶段。根据一些知名机构研究，如果实现《巴黎协定》1.5℃的目标，2030年全球可再生能源产能需要翻三倍来推动能源转型（IEA，2023）。2035年之前，风能、太阳能装机容量年均增长450～600吉瓦，增长率超过历史最高增长率1.9～2.5倍（BP，2023）。巨大的全球新能源市场对于我国来说，既是新能源产业发展的有利条件，也是我国深度参与全球市场格局重构，维护全球能源市场稳定的重要机遇。

　　不可避免的是，中国与欧美在碳减排、新能源产业领域的竞争博弈必然加剧。根据欧盟海关统计，2023年前7个月中国电动汽车出口量增长了112%；欧盟委员会数据显示，中国电动汽车在欧洲的市场份额已上升至8%，到2025年可能增至15%。面对中国新能源汽车整车出口形势，欧盟甚至启动了对我国电动车反补贴调查。此外，未来欧盟碳边境调节税行业和产品范围逐步扩大，如果缺乏完善的国内碳市场和碳价形成体系，我国新能源产品可能因全产业链碳足迹而面临新型的贸易壁垒。此外，中美之间新能源产业也将面临竞争。本届美国政府将清洁能源开发与推广作为美国经济的新增长点，确立美国在全球新能源领域中的竞争力是美国能源政策的主要目标。一是以所谓国家安全名义，对中国实行科技脱钩政策。美国对认为涉及其国家安全的关键能源技术进行管制，阻止美国出口，限制中国从其盟友国家中获得能源技术。美国2022年的新版《关键和新兴技术清单》新增的五个新技术领域中有定向能源、可再生能源发电和储存、核能等三个与新能源有关的关键技术。这些技术将是美国长期对中国技术屏蔽的重点。二是加大新能源领域研发投资，打造世界领先的能源工业基础。美国能源部2022年发布的《保护供应链以实现清洁能源转型战略》目标就是要确立美国在新能源领域的全球主导地位。三是直接打压我国新能源企业。比如，美国对我国核电“走出去”实施长臂遏制，联合第三国开展核能出口计划，推动中东能源“马歇尔计划”，遏制我国核电项目落地中东。近几年，美国在发布一系列核能新政后，采取固守并拓展盟国市场、加大对核电新兴市场支持力度等策略，对我国多个目标市场尤其是东欧和非洲市场进行挤压。2023年7月，美国政府对宁德时代进行制裁，以“威胁供应链安全”为由，叫停了宁德时代与美国福特汽车公司的合作，并肆意对宁德时代进行多达337项调查和所谓侵犯专利权的指控。

　　面对未来可能形成的全球能源新格局，我国不仅要防范传统能源市场的安全风险，发挥世界能源消费大国作用，推动全球能源市场尽早形成新的平衡，维护国际能源市场的安全稳定，更要专注国内新能源高质量发展，加快能源转型步伐，形成有利于国家安全的新型能源体系。

　　一是加强与发达国家在新能源领域的交流，寻求“双赢”的合作方式。在当前动荡的国际能源市场调整过程中，中国除了要积极参与国际油气市场治理，推动国际市场秩序恢复，还应寻求与美欧在新能源领域的合作，尽快推动形成长期稳定的贸易格局。坚持中国产品“走出去”，支持中国企业的光伏等产品出口。鼓励美欧新能源、高科技企业“走进来”，支持中国企业在储能、电动汽车、氢能与燃料电池汽车、核电、氢能等领域，与美欧方开展装备、标准、技术和市场方面的合作。二是加强与亚非拉国家间更加务实的政策沟通与协调，创造和平稳定的合作预期，降低美主导之外的其他地缘政治风险。积极依托上合组织、金砖机制、中阿合作论坛、中非合作论坛、中国-东盟经贸合作机制等，强化共识，制定务实合作规划，形成更长远紧密的合作关系。三是强化传统油气领域国际合作，立足全球资源，坚持油气进口多元化战略，实现更高水平对外开放条件下保障能源安全。稳固中东、非洲、澳洲、南美油气进口多元化渠道，与有潜在合作空间的国家在能源领域进行对话交流。与美国、澳大利亚等国家在LNG领域共同探索符合双方共同利益的合作形式，优化海路LNG进口结构。

　　当前全球能源市场有朝着区域市场发展的潜在动向，即形成以美国主导的“北美+欧洲”能源市场，以及俄罗斯试图构建的亚洲市场。我国是全球第一大能源进口国和最大能源消费国，不论是安全角度还是经济角度，这种趋向会加大我国能源安全的成本、风险和不确定性。同样，贸易逆流、价格波动、区域短缺，也不符合大多数国家利益。除了少数国家试图从“逆全球化”中获利，大多数国家都希望全球能源市场能够在全球范围内恢复平衡。当下，我国作为世界经济大国和能源消费大国，仍然坚持从国际政治层面主张和平稳定，推动国际冲突的缓和，根本上推动全球能源格局向一体化方向回归。从经济层面反对打压遏制的“逆全球化”无理制裁，并予以坚决反制。淡化能源政治化、武器化，积极推动国际能源市场回归平衡，尽快形成保护大多数国家利益的、互惠共赢的国际能源市场。

　　一是加大对非常规油气、海洋资源勘探开发力度，推动中浅层油气资源的开发。随着中浅层油气资源开采难度加大，深层油气资源、海洋油气仍处于储量增长高峰前期，未来开发潜力较大。鼓励大型油气企业加大海洋油气开发投入，进一步加大陆上页岩气、煤层气、致密油（气）等非常规油气资源的规模化开发。二是加强与国际先进油气企业的技术合作，对复杂底层、深层和超深层油气领域进行勘探开采，对已探明资源高效利用，提高采收率，对资源品位下降的成熟油田进行深度挖潜，集中精力“增储上产”。三是提高油气储备规模，完善储备体系。“十五五”期间规划建设一批战略储备库，扩大应急石油储备能力。按100天净进口量，建成足够安全冗余的原油储备。建立国家和企业多级储备机制，提升储备效率。建设成品油储备基地，提高地下储气库的规模和接气站的接气能力。逐步形成国家、资源企业、城市燃气企业三级储备主体，以及战略储备和商业储备相结合的天然气储备体系。

　　构建完整的新能源产业体系，做强新能源产业，不仅能够保证能源相对独立，降低对外依赖度，更重要的是能够带动本国工业体系全面转型升级过程中获得强大的产业国际竞争力。当前我国新能源产业整体实力已经世界领先，具备很强的国际竞争力。但是在产业链的关键环节还存在技术短板，距离引领世界新能源产业发展，全球范围内整合新能源产业，保障国家能源安全还存在短板。因此，在未来国际能源市场仍然存在不确定性的环境下，我国应加快清洁能源技术研发，加快能源转型步伐，积极规避传统能源安全风险，巩固国家能源安全。一是要紧跟能源技术前沿，加强新能源领域关键技术的基础性研究。二是重点关注能源领域的“卡脖子”技术、核心元器件、高端原材料、基础工艺等制造业关键环节，坚持能源技术的产业目标导向，加强创新性技术的应用。三是支持符合能源转型逻辑的清洁能源产业，打造技术自主可控的具有全球竞争力的清洁能源产业链。以能源先进装备制造为重点，提高产业配套能力，保障产业安全稳定。四是通过体制机制改革，构建有利于新能源产业发展的制度环境。鼓励符合可再生能源特点的产业业态和商业模式，通过商业模式创新和广泛推广，让市场发现更可靠、更可行的技术路线，自下而上推动能源革命。

　　要实现“双碳”目标，必须“加快规划建设新型能源体系”。新型能源体系的核心是以可再生能源为主体的新型电力系统。当前我国正处在传统能源体系向新型能源体系转型的关键期，制约新能源大规模利用的体制性障碍越发突显，要通过深化改革，开展关键环节的体制创新以打破新能源发展的制度瓶颈，实现电力系统的低碳转型。

　　一是加快构建适应新能源特点的体制机制。进一步优化电力市场设计，以充分反映分布式能源的灵活性与价值性。加快建设电力现货市场与辅助服务市场九游会JY，提升电力系统制度灵活性，使不同电力市场主体能够根据市场价格变化调整市场行为。

　　二是推进关键环节的改革。首先进一步推进增量配电网改革。新型电力系统下配电网将成为整合分布式能源和产消者的系统平台。加快配电网开放转型是电力体制革命，加快新型电力系统建设的重要战场。其次，转变中间环节监管模式，推动基于资产的模式向基于服务的模式转变；通过调整激励机制，推动中间环节公用事业公司盈利模式的转变。

　　三是遵循公平、中立的原则，要制定能够反映能源成本（包括外部成本）和实现资源价值（包括外部性、灵活性）的监管规则。新能源发展已经进入由规模扩张向规模消纳阶段，以风能光能为主的可再生能源发电成本已经接近煤电发电成本，即使算上系统成本，也具备一定的市场竞争力。消纳大规模可再生能源发电是构建新型电力系统的核心。世界主要国家能源转型的经验表明符合可再生能源特点的利用方式、商业模式以及体制机制是规模消纳可再生能源电力的关键。因此，能源监管要坚持公平原则，创造公平的市场环境。在当前能源制度下，分布式能源和小规模产消者在市场上处于不利地位，甚至没有获得进入市场的权利。而恰恰是不起眼的分布式商业模式往往会产生撬动能源转型的颠覆式力量，无数个看似“微不足道”的小规模产消者也是推动能源转型的重要微观主体。改革重点就是使这些电力市场的新资源和新市场主体获得市场准入，并能够与传统电力资源平等竞争。要遵循监管中立原则推动监管变革，避免扭曲创新和过度激励，并使转型中的能源市场保持一个相对平衡的利益格局。同时，要制定能够反映能源成本（包括外部成本）和实现资源价值（包括外部性、灵活性）的监管规则。

　　一是制定战略性矿产资源国家安全战略。将关键性矿产资源上升到国家安全战略。构建包括上游勘探、开采，中游冶炼加工，下游回收利用全产业链现代化矿产资源产业体系；进一步完善关键性矿产资源国家政策支撑体系。

　　二是完善战略性矿产资源战略储备。着重扩大新能源产业所必需、对外依存度高、分布集中的锂、钴、镍、锰等核心矿产的产品储备规模；稀土、钛、天然石墨优势矿种建立产能产地储备制度。进一步优化矿产资源战略储备管理体制机制。设立专项资金，用于勘查、收储、维护、管理等方面的支出；明确战略储备主体，负责研究矿产资源储备制度和政策措施，制订全国资源储备计划及其动态调整方案，研究制定战略性矿产安全应急预案，定期开展安全风险评估。

　　三是加强矿产资源贸易合作，提升我国战略性矿产全球治理话语权。积极参与战略性矿产资源全球治理体系，坚持矿产资源不应成为国际政治和外交工具的主张，维护矿产资源公平贸易秩序，共同推进世界矿产资源开发、科技创新和产业发展，在全球矿产资源贸易规则制定上发挥更大作用。倡导矿产资源输出国与进口国加强合作，推动形成合理的国际供需格局和价格水平。支持国内矿产企业充分利用国际创新资源，提升自主研发和创新能力；支持国内企业构建技术联盟，开展国际化经营，联合开发海外矿产资源，提升国际竞争力和市场影响力；支持国内矿产企业在国际矿产行业组织中发挥更大作用。鼓励境外企业和科研机构在我国设立研发机构，鼓励外商投资企业投资矿产资源高端应用领域。

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