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5月第3周和第4周，受可再生能源發電增加、電力需求下降等因素影響，歐洲各市場均出現了負電價或零電價。進入6月，歐洲幾個電力市場價格在白天依舊多次跌至負價。截至目前，歐洲電力市場已有一個月連續出現負價。負電價不僅反映了電力市場短期內的供大于求現象，更是展現了可再生能源發展這一長期過程中電力市場的供需不平衡問題，電力市場的靈活性仍有待加強。

6月4日，“歐佩克+”成員國達成新的協議，約定2023年已達成的減產協議將延續到年底，并同意從2024年1月1日至2024年12月31日，將原油日產量下調約140萬桶，至每日4046.3萬桶。此外，沙特宣布從7月起加大減產力度，自愿再減產原油100萬桶/日，且減產措施有可能延長。短期來看，全球石油市場陷入供不應求已無太大懸念，但油市長期需求增長或將逐步趨弱。

6月15日，外媒援引知情人士消息稱，荷蘭政府將從今年10月1日起關閉歐洲最大的天然氣田。受此消息影響，歐盟天然氣即期價格飆升。就在荷蘭政府計劃關閉氣田的消息傳出之前，由于高溫引發市場對天然氣供應短缺的擔憂，疊加挪威三大天然氣處理廠和氣田停產等因素的影響，歐洲天然氣價格已連續多日上漲。展望后市，夏季需求漸起，天氣因素有望帶動歐洲氣價持續回升。

5月30日，全球多晶硅標價（GPM）的最新價格評估中三周來首次跌至32.171美元/千克，跌幅7.25%，為今年以來的最大跌幅。6月14日，中國有色金屬工業協會硅業分會發布的數據顯示，中國國內光伏多晶硅（硅料）價格繼續下滑，其中致密料成交均價跌破8萬元/噸，較2022年同期下降超72%，較2023年初下降近60%。上游硅料價格下跌帶動全產業鏈價格回調，有望支撐光伏新增裝機量再創新高。

5月31日，日本參議院全體會議通過了《綠色轉型脫碳電源法》，其中涉及核電站的條款，理論上允許核電站在超過60年使用年限的情況下繼續運營。該法案此前已在日本眾議院全體會議獲得通過。日本一些環保團體擔憂“高齡”核電站繼續運轉增加事故風險。作為應對氣候變化的重要一環，全球已有多個國家和地區相繼調整核電政策，加快核電站建設布局。

歐洲多個電力市場頻現負電價，電力系統靈活性有待加強

5月第3周，受電力需求下降、天然氣價格降低、光伏發電與風電高發影響，西班牙、德國、比利時、法國、荷蘭、北歐等多地電力價格達到零或負值，特別是在周末。而在5月第4周，受光伏發電量繼續升高且天然氣價格持續走低影響，歐洲各市場電力價格依舊普遍呈降低趨勢，其中荷蘭市場這一周的大部分日子都出現了負電價，德國、法國、比利時等市場均在周末出現負電價。該周歐洲的最低小時電價為-400.00歐元/兆瓦時，出現在5月28日14時至15時的荷蘭市場。進入6月，歐洲幾個電力市場價格在白天依舊多次跌至負價。截至目前，歐洲電力市場已有一個月連續出現負價。

在電力市場運行中，在競價上網機制下，不同電源之間相互競爭，報價最低的電源會優先進行交易。可再生能源發電的燃料成本為零，其邊際成本接近零，因此是最優先競價上網的電源。如果可再生能源能夠滿足或超過用電負荷，而系統的常規電源如煤電、核電等機組由于物理約束而無法頻繁啟停，或頻繁啟停將導致設備疲勞、維護成本增長等巨大損失，那么一些發電機組寧愿支付一定的成本也要繼續發電，電力市場就會出現零電價或負電價。在歐洲電力交易所EPEX，從2007年起，德國、奧地利、法國、瑞士、比利時、荷蘭先后將負電價引入日前、日內市場；在北歐地區電力交易所Nord Pool、伊比利亞半島地區電力交易所OMIE，交易規則均允許負電價存在。

近年來，越來越多的波動性綠電涌入電網。數據顯示，2022年，丹麥、瑞典等歐盟成員國可再生能源發電量占國內總用電量比重超過70%，愛爾蘭、奧地利等國占比超過60%，德國、西班牙、葡萄牙等國占比在50%左右。可再生能源出力存在較大不穩定性和不確定性，且歐洲地區儲能、需求側響應等靈活性手段不足，導致可再生能源電力高發時段產生超額供給。于是，歐洲電力市場電價波動幅度越來越大，出現電價極高或者極低的情況，負電價也隨之成為一種頻繁現象。歐洲5月出現的負電價不僅反映了電力市場短期內的供大于求現象，更是展現了可再生能源發展這一長期過程中電力市場的供需不平衡問題，反映出歐洲現有電力市場的靈活性仍有待加強。

提高能源系統靈活性有多種方式，例如，在電源側發電商出于保護自身利益需求主動配套儲能，在負荷側終端客戶跟隨新能源發電曲線安排生產等，兩者都可向電網提供靈活性，以便在一個高比例可再生能源系統中實現可持續市場調度。為保證能源安全、促進能源領域低碳轉型，歐盟計劃到2030年，將可再生能源消費占比從2021年的21.8%提高至42.5%。在這一背景下，歐盟計劃采取各種措施應對電力市場供需失衡問題。短期看，歐盟各國計劃利用現有技術提升電力系統靈活性，在發電側對傳統化石能源機組進行改造，加快機組啟停速度，在負荷側推廣電力多元轉換，包括電轉氣、電轉熱等技術應用。長期看，歐盟將要求成員國評估其國內靈活性資源需求，推動儲能、需求側響應等低碳靈活性資源加速發展；將電力資源在更大范圍內配置，通過建設跨境電網及跨境電力交易機制將電力資源在歐盟及歐洲范圍內配置。

更多的儲能系統、更發達的跨區域電網，以及更靈活的傳統生產商，不僅可以避免負電價現象，而且也是促進能源系統低碳轉型的關鍵措施之一。隨著越來越多的可再生能源電力并網，持續提高能源系統的靈活性正在變得越來越重要。

“歐佩克+”達成新減產協議，石油市場年內或將顯著收緊

當地時間6月3日至4日，歐佩克與非歐佩克產油國在維也納舉行會議，各主要產油國經過艱難談判，達成減產協議。會后發表的聲明表示，歐佩克與非歐佩克產油國2023年已達成的減產協議將延續到年底，各國同意從2024年1月1日至2024年12月31日，歐佩克與非歐佩克產油國原油日產量調整為每日4046.3萬桶，與目前的產量相比，2024年的原油日產量下調了約140萬桶。另據媒體報道，在這次會議上，沙特宣布，2023年7月將其原油產量從5月的約1000萬桶/日降至900萬桶/日，即自愿減產100萬桶/日，該減產幅度為期一個月，并可能延長。

路透社調查顯示，5月份歐佩克石油產量環比減少46萬桶/日，至2801萬桶/日；自去年9月份以來，歐佩克產量已下降逾150萬桶/日。俄羅斯副總理諾瓦克6月4日表示，該國日均額外減產50萬桶原油的措施將延長至2024年年底。到2024年，俄原油產量有望削減至日均932.8萬桶。

美國方面，油服公司貝克休斯稱，美國5月份石油和天然氣鉆井平臺數量減少44個，為自2020年5月以來的最大月度降幅。至5月26日當周，美國石油鉆井總數570口，此前一周為575口；美國天然氣鉆井總數137口，此前一周為141口。美國能源信息署數據顯示，截至6月2日當周，美國原油庫存意外下降45.2萬桶，至4.592億桶，較五年同期平均庫存水平低約2%。

2023年以來，國際原油價格呈現出金融壓力和地緣支撐輪動的寬幅震蕩行情。3月銀行風險致使油價大跌；4月“歐佩克+”宣布減產后油價回升；5月銀行風險再次推動油價下行。6月“歐佩克+”宣布新的減產協議，在減產消息公布后，國際油價一度漲逾4%。隨后的油價走勢，還要取決于宏觀經濟情緒以及沙特是否會延長自愿減產的時間。目前來看，在金融情緒壓制下，減產協議對油價的提振效果暫時有限。這也說明了2023年以來全球石油需求的低迷，國際石油市場處于非常明顯的不振之中。不過近期來看，全球石油市場陷入供不應求已無太大懸念。

歐佩克于6月13日公布的月度原油市場報告中，基本保持2023年全球石油需求增長預測不變，同時小幅上調中國需求增長預測。具體來看，歐佩克預計2023年全球石油需求將增加235萬桶/日，略高于上個月233萬桶/日的預測。其中，中國的石油需求將增加84萬桶/日，高于上個月80萬桶/日的預測。然而，在沙特等國大幅減產之際，歐佩克石油產量出現明顯下降，全球石油市場接下來將出現供應缺口。歐佩克預計，下個月全球每日石油消費量將比供應量高出約270萬桶。

國際能源署也對近期供需形勢做出了相似的預測，在其6月14日發布的報告中指出，鑒于中國的燃料消費從疫情中反彈，而以沙特為首的“歐佩克+”產油國進一步減產，未來幾個月全球石油市場可能會顯著收緊。明年的石油市場看起來也很緊張，尤其是下半年，盡管屆時全球石油需求增長將下降至86萬桶/日，但石油庫存仍將下降。

不過，石油市場長期需求增長或將逐步趨弱。國際能源署表示，隨著高油價和俄烏沖突加速全球從化石燃料向清潔能源轉型，未來幾年全球石油需求增長將逐漸放緩。預計2024年石油需求增速將是前兩年的一半，隨著電動汽車導致汽車汽油使用量下降，全球石油需求峰值將在2030年前到來。由于產能仍在增長，到2028年石油市場將保持充足供應。

荷蘭計劃關閉歐洲最大天然氣田，歐亞天然氣價格低位反彈

6月15日，外媒援引知情人士消息稱，因荷蘭東北部格羅寧根氣田附近存在地震風險，荷蘭政府將從今年10月1日起關閉這處歐洲最大的天然氣田，正式決定將在本月晚些時候的內閣會議上作出。受此消息影響，歐盟天然氣即期價格飆升。截至6月15日收盤，7月交貨的荷蘭TTF天然氣期貨價格報41.15歐元/兆瓦時，漲幅為7.5%。當天早些時候，該合約盤中大漲至近每兆瓦時50歐元，漲幅一度接近30%，創去年9月初以來的最高水平。

格羅寧根氣田自1963年投產以來，一直是西歐大部分地區重要的天然氣來源，也是荷蘭公共財政的主要來源。盡管這給荷蘭帶來了很大的經濟效益，但地震多發已經引發了當地人對天然氣作業的強烈反對。荷蘭政府此前表示，計劃最晚在2024年10月以前關閉這處歐洲最大的天然氣田，具體時間視地緣政治局勢而定。

去年俄烏沖突爆發，國際局勢錯綜復雜，歐洲強行切斷俄羅斯西行天然氣管道供應，并對俄羅斯能源領域發起多輪制裁，導致歐洲出現天然氣供應危機，國際天然氣市場供應結構發生重大改變。今年以來，俄烏局勢逐漸緩和，對天然氣市場影響逐漸減弱。由于持續的溫和天氣使得歐洲天然氣庫存不斷增加，市場下游天然氣消耗基本得到滿足，供暖季后期，歐洲市場恐慌性情緒下降，歐洲天然氣市場價格大幅下降。5月，國際天然氣價格進一步下跌，歐洲荷蘭TTF天然氣價格從月初的12.5美元/百萬英熱單位降至月末的8.8美元/百萬英熱單位，亞洲LNG現貨價格也從11.6美元/百萬英熱單位降至9美元/百萬英熱單位，國際LNG現貨價格自2022年以來首次低于長協價格。除了淡季需求本身就表現平平以外，對經濟衰退的擔憂加劇了需求下滑，這種擔憂在整個能源大宗商品市場都產生了看跌影響。

然而，隨著北半球進入夏季，歐洲、亞洲等地氣溫升高，天然氣發電需求季節性增加，同時美國天然氣庫存增幅低于預期，帶動全球主要市場天然氣價格低位反彈。在荷蘭政府計劃10月關閉氣田的消息傳出之前，由于高溫引發市場對天然氣供應短缺的擔憂，疊加挪威三大天然氣處理廠和氣田停產等因素的影響，歐洲天然氣價格已連續多日上漲。展望后市，夏季需求漸起，天氣因素有望帶動歐洲氣價持續回升。影響歐洲天然氣價格的決定性因素依舊來自需求端，其中天氣是影響后市價格走勢的決定性因素。考慮到天然氣淡季已基本結束，在今夏厄爾尼諾預期升溫的背景下，夏季高溫或將導致居民用戶對用于制冷的電力需求增加。

而在供應端，5月，俄羅斯經烏克蘭和保加利亞輸往歐洲的管道氣流量環比下降8%，至6800萬立方米/日左右，這在一定程度上反映出淡季市場整體需求低迷導致預定輸氣量減少。但與此同時，歐洲自俄羅斯進口的LNG數量幾乎不變，保持在每月20億立方米的水平，占比超過歐洲每月LNG進口總量的6%。也就是說，到目前為止，歐洲禁止進口俄羅斯LNG的勢頭有限。能源研究機構Rystad Energy認為，這是一個關鍵的未被市場鎖定的風險，歐洲如此大量進口俄羅斯LNG意味著，如果任何一方實施禁令，都有可能引發市場對LNG資源的搶購。摩根大通的最新預測顯示，到今年年底歐洲天然氣價格可能會升至55歐元/兆瓦時，這意味著當前天然氣價格還有近25%的上漲空間。


上游硅料價格下跌帶動全產業鏈價格回調，全球光伏新增裝機有望再創新高

5月30日，全球多晶硅標價（GPM）的最新價格評估中三周來首次跌至32.171美元/千克，跌幅7.25%，為今年以來的最大跌幅。GPM是能源數據和分析提供商OPIS對在中國境外生產的多晶硅的基準價格評估，業內相關人士表示，中國以外的多晶硅價格或已低于每千克30美元的心理水平，GPM有可能進一步下跌。根據OPIS的評估，中國生產的多晶硅價格也在持續下行中。

6月14日，中國有色金屬工業協會硅業分會發布的數據顯示，中國國內光伏多晶硅（硅料）價格繼續下滑，其中致密料成交均價跌破8萬元/噸，相較2022年同期的26.61萬元/噸下降72.79%，相較2023年初的17.62萬元/噸下降58.91%。從地區產能和產量的角度來看，2022年全球多晶硅產能中有116.3萬噸集中在中國，占比高達88%；2022年全球多晶硅產量中有81.1萬噸來自中國，占比達86%。這一輪光伏原料價格急速走跌，是由于供需關系發生變化，是產能加速釋放、部分環節清理庫存等因素共同作用的結果。事實上，過去三年，碳中和愿景刺激了光伏需求快速增長，疊加資本大量涌入，產業鏈各環節擴產加速。根據InfoLink Consulting數據，截至2022年年底全球多晶硅、硅片、電池、組件有效產能均已達500吉瓦以上，預計2023年年底各環節總產能均將超過800吉瓦。若對比2023年全球350吉瓦至400吉瓦的預計裝機目標，行業將迎來階段性過剩風險，市場競爭加劇。

同時，整個產業鏈價格下調，有望支撐光伏新增裝機量再創新高。隨著產業鏈利潤重新分配，光伏裝機成本得到最大限度降低，光伏裝機容量快速增長。6月1日，國際能源署發布《2023年6月可再生能源市場展望》指出，全球可再生能源產能將在2023年加快發展，新增裝機預計將同比增長約三分之一，其中光伏和風電裝機增長最多。報告顯示，2023年，光伏仍將是全球可再生能源裝機擴張的主要來源，占裝機增量的65%。包括戶用和商業系統在內的分布式應用將占全球光伏擴張的近一半。分布式應用的增長是由于俄烏沖突推動了全球多地躉售和零售電價上漲。因此，對戶用和商業客戶而言，小型太陽能光伏系統在經濟上將變得更具吸引力。展望未來，光伏市場的年度增長趨勢預計將會持續，到2024年新增裝機將達到近310吉瓦，比2023年增長7%以上。在包括中國、歐盟、美國和印度在內的所有大型市場，較低的組件價格、更高的分布式光伏系統采用率和大規模開發的支持政策將推動實現更高的光伏裝機增量。

日本參議院通過允許核電站超年限運營的法案，歐洲“核聯盟”為歐洲核能發展擬定路線圖

5月31日，日本參議院通過《綠色轉型脫碳電源法》，允許核電站運轉時間超過此前規定的60年限制。2011年福島核事故后，日本實施了新的核電站安全標準，規定核電站的一般運營年限為40年。但經過日本原子力規制委員會的審查同意，可以允許延長20年運營年限。此次參議院通過的《綠色轉型脫碳電源法》此前已在日本眾議院全體會議獲得通過，該法案是《原子能基本法》《電氣事業法》《核原料物質、核燃料物質及反應堆監管法》等五部法律的修正案的總稱。根據修訂后的法律，日本雖然維持福島核事故后出臺的“原則上40年，最長60年”核電站服役期限規定不變，但如果獲得經濟產業大臣的批準，核電站因接受安全審查等原因停運的時間可以從中扣除。這使核電站實際服役超過60年成為可能。日本首相岸田文雄曾于2022年8月提出最大限度利用現有核電站，并指示相關部門討論延長核電站服役期限。

俄烏沖突爆發之后，全球油氣市場價格全面飆升，日本能源供應緊張，電力供給形勢嚴峻，近一年多來日本國內居民用電和工業用電價格平均已分別上漲20%和40%。截至2022年12月底，日本核電存量為15座核電站、33臺機組，裝機容量33.083吉瓦，其中經當地政府同意后重啟的有6座核電站、10臺機組，裝機容量9.956吉瓦。面對核電利用率長期維持在低水平的現狀，日本政府為保證能源的穩定供應，計劃在2023年夏季后再重啟5座核電站、7臺機組，稱要“最大限度活用核電站”。然而，核電站重啟面臨重重困難，日媒認為突破核電機組服役年限上限是冒險的舉措，此前日本國內不乏核電站因設備老舊而出現事故的情況。日本一些環保團體也擔憂“高齡”核電站繼續運轉會增加事故風險。不過，在日本國內，有關60年以后的日本核電站老化狀況評估方式、設計陳舊應對辦法的討論才剛啟動。根據日本11家主要電力公司的數據，福島核事故后，為重啟日本閑置核反應堆所需的安全措施成本在今年1月已累計飆升至6.09萬億日元以上。在能源危機等壓力下，日本重新采取積極的核電發展政策。

其實日本的核電政策只是近兩年間各國核電新政的一個縮影。截至目前，全球已有多個國家和地區相繼調整核電政策，加快核電站建設布局，將之作為應對氣候變化的重要一環。就在此前不久，5月9日，意大利議會下院通過一項決議，允許政府尋求國際合作伙伴，將四代核電技術引進意大利。意大利在1987年的全民公投中確定棄核，而此次通過的決議則讓意大利重返核電邁出了第一步。作為意大利執政聯盟成員之一的聯盟黨（Lega）領導人表示，米蘭附近可能會建一座核電廠，但未透露更多細節。5月16日，在法國能源轉型部的召集下，比利時、保加利亞等14個歐洲“核聯盟”成員國，以及具有觀察員地位的意大利和作為嘉賓國的英國，共同在巴黎召開會議，為歐洲核能發展擬定路線圖，預計到2050年歐盟核電裝機容量將從目前的100吉瓦提高至150吉瓦。與會各方簽署了聯合聲明，呼吁制定歐洲行動計劃，以促進核能部門在技術、創新、安全標準等方面的合作。在全球加速發展清潔能源的背景下，尤其是歐洲減少從俄羅斯進口能源之后，核電正在成為不少國家首選的替代能源選項。

來源：中能傳媒能源安全新戰略研究院