核心提示

5月第3周和第4周，受可再生能源发电增加、电力需求下降等因素影响，欧洲各市场均出现了负电价或零电价。进入6月，欧洲几个电力市场价格在白天依旧多次跌至负价。截至目前，欧洲电力市场已有一个月连续出现负价。负电价不仅反映了电力市场短期内的供大于求现象，更是展现了可再生能源发展这一长期过程中电力市场的供需不平衡问题，电力市场的灵活性仍有待加强。

6月4日，“欧佩克+”成员国达成新的协议，约定2023年已达成的减产协议将延续到年底，并同意从2024年1月1日至2024年12月31日，将原油日产量下调约140万桶，至每日4046.3万桶。此外，沙特宣布从7月起加大减产力度，自愿再减产原油100万桶/日，且减产措施有可能延长。短期来看，全球石油市场陷入供不应求已无太大悬念，但油市长期需求增长或将逐步趋弱。

6月15日，外媒援引知情人士消息称，荷兰政府将从今年10月1日起关闭欧洲最大的天然气田。受此消息影响，欧盟天然气即期价格飙升。就在荷兰政府计划关闭气田的消息传出之前，由于高温引发市场对天然气供应短缺的担忧，叠加挪威三大天然气处理厂和气田停产等因素的影响，欧洲天然气价格已连续多日上涨。展望后市，夏季需求渐起，天气因素有望带动欧洲气价持续回升。

5月30日，全球多晶硅标价（GPM）的最新价格评估中三周来首次跌至32.171美元/千克，跌幅7.25%，为今年以来的最大跌幅。6月14日，中国有色金属工业协会硅业分会发布的数据显示，中国国内光伏多晶硅（硅料）价格继续下滑，其中致密料成交均价跌破8万元/吨，较2022年同期下降超72%，较2023年初下降近60%。上游硅料价格下跌带动全产业链价格回调，有望支撑光伏新增装机量再创新高。

5月31日，日本参议院全体会议通过了《绿色转型脱碳电源法》，其中涉及核电站的条款，理论上允许核电站在超过60年使用年限的情况下继续运营。该法案此前已在日本众议院全体会议获得通过。日本一些环保团体担忧“高龄”核电站继续运转增加事故风险。作为应对气候变化的重要一环，全球已有多个国家和地区相继调整核电政策，加快核电站建设布局。

欧洲多个电力市场频现负电价，电力系统灵活性有待加强

5月第3周，受电力需求下降、天然气价格降低、光伏发电与风电高发影响，西班牙、德国、比利时、法国、荷兰、北欧等多地电力价格达到零或负值，特别是在周末。而在5月第4周，受光伏发电量继续升高且天然气价格持续走低影响，欧洲各市场电力价格依旧普遍呈降低趋势，其中荷兰市场这一周的大部分日子都出现了负电价，德国、法国、比利时等市场均在周末出现负电价。该周欧洲的最低小时电价为-400.00欧元/兆瓦时，出现在5月28日14时至15时的荷兰市场。进入6月，欧洲几个电力市场价格在白天依旧多次跌至负价。截至目前，欧洲电力市场已有一个月连续出现负价。

在电力市场运行中，在竞价上网机制下，不同电源之间相互竞争，报价最低的电源会优先进行交易。可再生能源发电的燃料成本为零，其边际成本接近零，因此是最优先竞价上网的电源。如果可再生能源能够满足或超过用电负荷，而系统的常规电源如煤电、核电等机组由于物理约束而无法频繁启停，或频繁启停将导致设备疲劳、维护成本增长等巨大损失，那么一些发电机组宁愿支付一定的成本也要继续发电，电力市场就会出现零电价或负电价。在欧洲电力交易所EPEX，从2007年起，德国、奥地利、法国、瑞士、比利时、荷兰先后将负电价引入日前、日内市场；在北欧地区电力交易所Nord Pool、伊比利亚半岛地区电力交易所OMIE，交易规则均允许负电价存在。

近年来，越来越多的波动性绿电涌入电网。数据显示，2022年，丹麦、瑞典等欧盟成员国可再生能源发电量占国内总用电量比重超过70%，爱尔兰、奥地利等国占比超过60%，德国、西班牙、葡萄牙等国占比在50%左右。可再生能源出力存在较大不稳定性和不确定性，且欧洲地区储能、需求侧响应等灵活性手段不足，导致可再生能源电力高发时段产生超额供给。于是，欧洲电力市场电价波动幅度越来越大，出现电价极高或者极低的情况，负电价也随之成为一种频繁现象。欧洲5月出现的负电价不仅反映了电力市场短期内的供大于求现象，更是展现了可再生能源发展这一长期过程中电力市场的供需不平衡问题，反映出欧洲现有电力市场的灵活性仍有待加强。

提高能源系统灵活性有多种方式，例如，在电源侧发电商出于保护自身利益需求主动配套储能，在负荷侧终端客户跟随新能源发电曲线安排生产等，两者都可向电网提供灵活性，以便在一个高比例可再生能源系统中实现可持续市场调度。为保证能源安全、促进能源领域低碳转型，欧盟计划到2030年，将可再生能源消费占比从2021年的21.8%提高至42.5%。在这一背景下，欧盟计划采取各种措施应对电力市场供需失衡问题。短期看，欧盟各国计划利用现有技术提升电力系统灵活性，在发电侧对传统化石能源机组进行改造，加快机组启停速度，在负荷侧推广电力多元转换，包括电转气、电转热等技术应用。长期看，欧盟将要求成员国评估其国内灵活性资源需求，推动储能、需求侧响应等低碳灵活性资源加速发展；将电力资源在更大范围内配置，通过建设跨境电网及跨境电力交易机制将电力资源在欧盟及欧洲范围内配置。

更多的储能系统、更发达的跨区域电网，以及更灵活的传统生产商，不仅可以避免负电价现象，而且也是促进能源系统低碳转型的关键措施之一。随着越来越多的可再生能源电力并网，持续提高能源系统的灵活性正在变得越来越重要。

“欧佩克+”达成新减产协议，石油市场年内或将显著收紧

当地时间6月3日至4日，欧佩克与非欧佩克产油国在维也纳举行会议，各主要产油国经过艰难谈判，达成减产协议。会后发表的声明表示，欧佩克与非欧佩克产油国2023年已达成的减产协议将延续到年底，各国同意从2024年1月1日至2024年12月31日，欧佩克与非欧佩克产油国原油日产量调整为每日4046.3万桶，与目前的产量相比，2024年的原油日产量下调了约140万桶。另据媒体报道，在这次会议上，沙特宣布，2023年7月将其原油产量从5月的约1000万桶/日降至900万桶/日，即自愿减产100万桶/日，该减产幅度为期一个月，并可能延长。

路透社调查显示，5月份欧佩克石油产量环比减少46万桶/日，至2801万桶/日；自去年9月份以来，欧佩克产量已下降逾150万桶/日。俄罗斯副总理诺瓦克6月4日表示，该国日均额外减产50万桶原油的措施将延长至2024年年底。到2024年，俄原油产量有望削减至日均932.8万桶。

美国方面，油服公司贝克休斯称，美国5月份石油和天然气钻井平台数量减少44个，为自2020年5月以来的最大月度降幅。至5月26日当周，美国石油钻井总数570口，此前一周为575口；美国天然气钻井总数137口，此前一周为141口。美国能源信息署数据显示，截至6月2日当周，美国原油库存意外下降45.2万桶，至4.592亿桶，较五年同期平均库存水平低约2%。

2023年以来，国际原油价格呈现出金融压力和地缘支撑轮动的宽幅震荡行情。3月银行风险致使油价大跌；4月“欧佩克+”宣布减产后油价回升；5月银行风险再次推动油价下行。6月“欧佩克+”宣布新的减产协议，在减产消息公布后，国际油价一度涨逾4%。随后的油价走势，还要取决于宏观经济情绪以及沙特是否会延长自愿减产的时间。目前来看，在金融情绪压制下，减产协议对油价的提振效果暂时有限。这也说明了2023年以来全球石油需求的低迷，国际石油市场处于非常明显的不振之中。不过近期来看，全球石油市场陷入供不应求已无太大悬念。

欧佩克于6月13日公布的月度原油市场报告中，基本保持2023年全球石油需求增长预测不变，同时小幅上调中国需求增长预测。具体来看，欧佩克预计2023年全球石油需求将增加235万桶/日，略高于上个月233万桶/日的预测。其中，中国的石油需求将增加84万桶/日，高于上个月80万桶/日的预测。然而，在沙特等国大幅减产之际，欧佩克石油产量出现明显下降，全球石油市场接下来将出现供应缺口。欧佩克预计，下个月全球每日石油消费量将比供应量高出约270万桶。

国际能源署也对近期供需形势做出了相似的预测，在其6月14日发布的报告中指出，鉴于中国的燃料消费从疫情中反弹，而以沙特为首的“欧佩克+”产油国进一步减产，未来几个月全球石油市场可能会显著收紧。明年的石油市场看起来也很紧张，尤其是下半年，尽管届时全球石油需求增长将下降至86万桶/日，但石油库存仍将下降。

不过，石油市场长期需求增长或将逐步趋弱。国际能源署表示，随着高油价和俄乌冲突加速全球从化石燃料向清洁能源转型，未来几年全球石油需求增长将逐渐放缓。预计2024年石油需求增速将是前两年的一半，随着电动汽车导致汽车汽油使用量下降，全球石油需求峰值将在2030年前到来。由于产能仍在增长，到2028年石油市场将保持充足供应。

荷兰计划关闭欧洲最大天然气田，欧亚天然气价格低位反弹

6月15日，外媒援引知情人士消息称，因荷兰东北部格罗宁根气田附近存在地震风险，荷兰政府将从今年10月1日起关闭这处欧洲最大的天然气田，正式决定将在本月晚些时候的内阁会议上作出。受此消息影响，欧盟天然气即期价格飙升。截至6月15日收盘，7月交货的荷兰TTF天然气期货价格报41.15欧元/兆瓦时，涨幅为7.5%。当天早些时候，该合约盘中大涨至近每兆瓦时50欧元，涨幅一度接近30%，创去年9月初以来的最高水平。

格罗宁根气田自1963年投产以来，一直是西欧大部分地区重要的天然气来源，也是荷兰公共财政的主要来源。尽管这给荷兰带来了很大的经济效益，但地震多发已经引发了当地人对天然气作业的强烈反对。荷兰政府此前表示，计划最晚在2024年10月以前关闭这处欧洲最大的天然气田，具体时间视地缘政治局势而定。

去年俄乌冲突爆发，国际局势错综复杂，欧洲强行切断俄罗斯西行天然气管道供应，并对俄罗斯能源领域发起多轮制裁，导致欧洲出现天然气供应危机，国际天然气市场供应结构发生重大改变。今年以来，俄乌局势逐渐缓和，对天然气市场影响逐渐减弱。由于持续的温和天气使得欧洲天然气库存不断增加，市场下游天然气消耗基本得到满足，供暖季后期，欧洲市场恐慌性情绪下降，欧洲天然气市场价格大幅下降。5月，国际天然气价格进一步下跌，欧洲荷兰TTF天然气价格从月初的12.5美元/百万英热单位降至月末的8.8美元/百万英热单位，亚洲LNG现货价格也从11.6美元/百万英热单位降至9美元/百万英热单位，国际LNG现货价格自2022年以来首次低于长协价格。除了淡季需求本身就表现平平以外，对经济衰退的担忧加剧了需求下滑，这种担忧在整个能源大宗商品市场都产生了看跌影响。

然而，随着北半球进入夏季，欧洲、亚洲等地气温升高，天然气发电需求季节性增加，同时美国天然气库存增幅低于预期，带动全球主要市场天然气价格低位反弹。在荷兰政府计划10月关闭气田的消息传出之前，由于高温引发市场对天然气供应短缺的担忧，叠加挪威三大天然气处理厂和气田停产等因素的影响，欧洲天然气价格已连续多日上涨。展望后市，夏季需求渐起，天气因素有望带动欧洲气价持续回升。影响欧洲天然气价格的决定性因素依旧来自需求端，其中天气是影响后市价格走势的决定性因素。考虑到天然气淡季已基本结束，在今夏厄尔尼诺预期升温的背景下，夏季高温或将导致居民用户对用于制冷的电力需求增加。

而在供应端，5月，俄罗斯经乌克兰和保加利亚输往欧洲的管道气流量环比下降8%，至6800万立方米/日左右，这在一定程度上反映出淡季市场整体需求低迷导致预定输气量减少。但与此同时，欧洲自俄罗斯进口的LNG数量几乎不变，保持在每月20亿立方米的水平，占比超过欧洲每月LNG进口总量的6%。也就是说，到目前为止，欧洲禁止进口俄罗斯LNG的势头有限。能源研究机构Rystad Energy认为，这是一个关键的未被市场锁定的风险，欧洲如此大量进口俄罗斯LNG意味着，如果任何一方实施禁令，都有可能引发市场对LNG资源的抢购。摩根大通的最新预测显示，到今年年底欧洲天然气价格可能会升至55欧元/兆瓦时，这意味着当前天然气价格还有近25%的上涨空间。

上游硅料价格下跌带动全产业链价格回调，全球光伏新增装机有望再创新高

5月30日，全球多晶硅标价（GPM）的最新价格评估中三周来首次跌至32.171美元/千克，跌幅7.25%，为今年以来的最大跌幅。GPM是能源数据和分析提供商OPIS对在中国境外生产的多晶硅的基准价格评估，业内相关人士表示，中国以外的多晶硅价格或已低于每千克30美元的心理水平，GPM有可能进一步下跌。根据OPIS的评估，中国生产的多晶硅价格也在持续下行中。

6月14日，中国有色金属工业协会硅业分会发布的数据显示，中国国内光伏多晶硅（硅料）价格继续下滑，其中致密料成交均价跌破8万元/吨，相较2022年同期的26.61万元/吨下降72.79%，相较2023年初的17.62万元/吨下降58.91%。从地区产能和产量的角度来看，2022年全球多晶硅产能中有116.3万吨集中在中国，占比高达88%；2022年全球多晶硅产量中有81.1万吨来自中国，占比达86%。这一轮光伏原料价格急速走跌，是由于供需关系发生变化，是产能加速释放、部分环节清理库存等因素共同作用的结果。事实上，过去三年，碳中和愿景刺激了光伏需求快速增长，叠加资本大量涌入，产业链各环节扩产加速。根据InfoLink Consulting数据，截至2022年年底全球多晶硅、硅片、电池、组件有效产能均已达500吉瓦以上，预计2023年年底各环节总产能均将超过800吉瓦。若对比2023年全球350吉瓦至400吉瓦的预计装机目标，行业将迎来阶段性过剩风险，市场竞争加剧。

同时，整个产业链价格下调，有望支撑光伏新增装机量再创新高。随着产业链利润重新分配，光伏装机成本得到最大限度降低，光伏装机容量快速增长。6月1日，国际能源署发布《2023年6月可再生能源市场展望》指出，全球可再生能源产能将在2023年加快发展，新增装机预计将同比增长约三分之一，其中光伏和风电装机增长最多。报告显示，2023年，光伏仍将是全球可再生能源装机扩张的主要来源，占装机增量的65%。包括户用和商业系统在内的分布式应用将占全球光伏扩张的近一半。分布式应用的增长是由于俄乌冲突推动了全球多地趸售和零售电价上涨。因此，对户用和商业客户而言，小型太阳能光伏系统在经济上将变得更具吸引力。展望未来，光伏市场的年度增长趋势预计将会持续，到2024年新增装机将达到近310吉瓦，比2023年增长7%以上。在包括中国、欧盟、美国和印度在内的所有大型市场，较低的组件价格、更高的分布式光伏系统采用率和大规模开发的支持政策将推动实现更高的光伏装机增量。

日本参议院通过允许核电站超年限运营的法案，欧洲“核联盟”为欧洲核能发展拟定路线图

5月31日，日本参议院通过《绿色转型脱碳电源法》，允许核电站运转时间超过此前规定的60年限制。2011年福岛核事故后，日本实施了新的核电站安全标准，规定核电站的一般运营年限为40年。但经过日本原子力规制委员会的审查同意，可以允许延长20年运营年限。此次参议院通过的《绿色转型脱碳电源法》此前已在日本众议院全体会议获得通过，该法案是《原子能基本法》《电气事业法》《核原料物质、核燃料物质及反应堆监管法》等五部法律的修正案的总称。根据修订后的法律，日本虽然维持福岛核事故后出台的“原则上40年，最长60年”核电站服役期限规定不变，但如果获得经济产业大臣的批准，核电站因接受安全审查等原因停运的时间可以从中扣除。这使核电站实际服役超过60年成为可能。日本首相岸田文雄曾于2022年8月提出最大限度利用现有核电站，并指示相关部门讨论延长核电站服役期限。

俄乌冲突爆发之后，全球油气市场价格全面飙升，日本能源供应紧张，电力供给形势严峻，近一年多来日本国内居民用电和工业用电价格平均已分别上涨20%和40%。截至2022年12月底，日本核电存量为15座核电站、33台机组，装机容量33.083吉瓦，其中经当地政府同意后重启的有6座核电站、10台机组，装机容量9.956吉瓦。面对核电利用率长期维持在低水平的现状，日本政府为保证能源的稳定供应，计划在2023年夏季后再重启5座核电站、7台机组，称要“最大限度活用核电站”。然而，核电站重启面临重重困难，日媒认为突破核电机组服役年限上限是冒险的举措，此前日本国内不乏核电站因设备老旧而出现事故的情况。日本一些环保团体也担忧“高龄”核电站继续运转会增加事故风险。不过，在日本国内，有关60年以后的日本核电站老化状况评估方式、设计陈旧应对办法的讨论才刚启动。根据日本11家主要电力公司的数据，福岛核事故后，为重启日本闲置核反应堆所需的安全措施成本在今年1月已累计飙升至6.09万亿日元以上。在能源危机等压力下，日本重新采取积极的核电发展政策。

其实日本的核电政策只是近两年间各国核电新政的一个缩影。截至目前，全球已有多个国家和地区相继调整核电政策，加快核电站建设布局，将之作为应对气候变化的重要一环。就在此前不久，5月9日，意大利议会下院通过一项决议，允许政府寻求国际合作伙伴，将四代核电技术引进意大利。意大利在1987年的全民公投中确定弃核，而此次通过的决议则让意大利重返核电迈出了第一步。作为意大利执政联盟成员之一的联盟党（Lega）领导人表示，米兰附近可能会建一座核电厂，但未透露更多细节。5月16日，在法国能源转型部的召集下，比利时、保加利亚等14个欧洲“核联盟”成员国，以及具有观察员地位的意大利和作为嘉宾国的英国，共同在巴黎召开会议，为欧洲核能发展拟定路线图，预计到2050年欧盟核电装机容量将从目前的100吉瓦提高至150吉瓦。与会各方签署了联合声明，呼吁制定欧洲行动计划，以促进核能部门在技术、创新、安全标准等方面的合作。在全球加速发展清洁能源的背景下，尤其是欧洲减少从俄罗斯进口能源之后，核电正在成为不少国家首选的替代能源选项。









作者：杨永明 来源：中能传媒能源安全新战略研究院 责任编辑：jianping