9月国际能源观察
（来源：微信公众号“中能传媒研究院”作者：杨永明 中能传媒能源安全新战略研究院）
核心提示
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9月5日，沙特宣布将2023年第三季度开始执行的100万桶/日的自愿额外减产一次性延长3个月，直至2023年第四季度；俄罗斯也决定将9月执行的30万桶/日的石油出口减量延长至年底。在“欧佩克+”积极干预的情况下，原油供应紧张局面延续，而旺季需求仍在，原油供需结构仍然偏紧，预计油价将保持高位运行。
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9月8日，雪佛龙在澳大利亚的两座LNG出口工厂开始部分罢工；9月14日，罢工升级。在持续的罢工危机影响下，欧洲天然气价格剧烈波动。后期来看，欧洲天然气供应偏紧，事件性的供应冲击仍可能阶段性拉升气价，但考虑到高库存以及需求偏弱，在没有极端低温的情况下，欧洲气价上升空间相对有限。
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9月12日，欧洲议会正式通过决议，将2030年欧盟国家的可再生能源目标从32%提升为42.5%。至此，欧洲大踏步前进的可再生能源发展目标最终得以明确。尽管欧盟各国就提高可再生能源比例达成共识，但是在具体细则上，各国仍存较大分歧，其中有关核电制氢是否属于“可再生能源”是最大的争议点之一。
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近日，法国、巴西、印度等国通过规划制定和投融资等方式加码绿氢布局，绿氢作为传统化石燃料的替代品在推动脱碳方面前景可观，但其发展也面临经济可行性和运输便利性等必须克服的障碍。
58月24日，日本福岛第一核电站启动核污染水排海。按照东京电力公司公布的计划，17天内将排放第一批7800吨核废水；2023年度预计累计排放约3.12万吨。国际原子能机构专家组评估报告明确指出，如果福岛核电站含氚废水排入海洋，将对周边国家海洋环境和公众健康造成影响，同时现有经过处理的废水中仍含有其他放射性核素，需进一步净化处理。
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沙特和俄罗斯延长减产，供需结构偏紧支撑油价高位运行9月5日，沙特能源部消息称，沙特将把从7月开始的日均100万桶的自愿减产石油措施延长至今年12月底，以支撑脆弱的全球原油市场。减产措施延长后，沙特10月至12月石油日产量将在900万桶左右，为数年来的最低水平，比沙特每天1200万桶的最高产能低25%。同时沙特将对这一减产措施进行月度评估，以决定是否进行调整。自愿减产100万桶的措施是在沙特4月宣布的自愿减产措施基础上额外增加的减产，目的是为了支持欧佩克成员国与非欧佩克产油国组成的“欧佩克+”国家为维护国际石油市场的稳定与平衡所做的“预防性努力”。今年4月2日，沙特宣布从5月起日均减产石油50万桶。6月4日，沙特在“欧佩克+”第35次部长级会议后宣布，7月沙特将日均额外减产100万桶，为期一个月。之后，沙特将这一额外减产措施两次延期至9月底。就在沙特宣布延长减产措施的同一天，俄罗斯副总理诺瓦克表示，俄罗斯将自愿削减30万桶石油日出口量，将持续到2023年底。诺瓦克称，此举是对此前石油减产决定的补充，旨在强化“欧佩克+”国家促进国际石油市场的稳定与平衡。俄方将每月对自愿减产石油的决定进行审议，以根据国际市场的实际情况采取减产或增产措施。自“欧佩克+”2020年5月减产970万桶/日的额度开始，已将减产持续至今。今年第一轮“欧佩克+”产油国的减产幅度共计165.7万桶/日，时限均至2024年底；而第二次计划以沙特和俄罗斯为主，但实际情况来看沙特100万桶/日的减产能够落实，俄罗斯的减产实际指的是削减出口量而非产量，因此第二轮“欧佩克+”实际的减产力度在102万桶/日左右。今年5月起“欧佩克+”主导的减产开始正式发力，“欧佩克+”整体的产出损失量从5月的144万桶/日左右升至8月的255万桶/日，增幅超76%。从8月的官方实际产量来看，“欧佩克+”减产计划的执行程度非常高，产出损失量已达245万桶/日，完成率已超过92%，基本完成了预期目标。尤其是沙特的原油产量7月至今仍在下降，成为7月后减产的主要贡献国。在“欧佩克+”减产背景下市场供应趋紧预期持续发酵，国际能源署、欧佩克等机构都加大了四季度供应缺口的预期。其中，国际能源署公布的最新原油市场月度报告认为，沙特和俄罗斯延长减产协议至年底，将导致市场供应严重不足，持续到2023年第四季度。沙特石油减产将加大油价波动风险。欧佩克在其最新的原油市场月度报告中坚持对2023年及2024年全球石油市场需求强劲的预测，认为全球石油市场在四季度将面临330万桶/日的供应缺口，或造成十多年来最严重的供应短缺。供应趋紧是国际原油价格进入9月后一路高歌的主要原因。9月14日，WTI原油期货价格90.16美元/桶，自2022年11月8日以来首次突破90美元/桶，继续刷新年内高点。较今年6月1日来看，WTI原油期货涨幅达29%。除了供应趋紧外，油价还受多因素影响，从需求来看，沙特阿美连续4个月上调对亚洲出口官价；截至9月1日，四个星期来美国成品油需求总量平均每天2111.5万桶，比去年同期高4.9%。从库存来看，美国原油库存大幅下降，进一步支撑油价上涨。美国能源信息署公布的库存报告显示，截至9月1日当周，美国原油库存减少630.7万桶，至4.1664亿桶，之前预估为减少206.4万桶；库欣地区原油库存减少175万桶，至2741.5万桶；汽油库存减少266.6万桶，至2.1475亿桶，之前预估为减少95万桶。整体来看，在“欧佩克+”积极干预的情况下，原油供应紧张局面延续，而旺季需求仍在，原油供需结构仍然偏紧，预计油价将保持高位运行。美银称，“欧佩克+”在年底前维持目前的供应削减计划，加上亚洲的积极需求背景，或在2024年前将布伦特原油价格推高至100美元/桶以上。
2澳大利亚罢工风波冲击市场，推升欧洲天然气价格
8月以来，澳大利亚LNG工厂罢工风波令全球天然气市场陷入动荡，欧洲天然气价格剧烈波动。8月初，澳大利亚3个主要LNG出口工厂的工人们酝酿罢工，旨在提高薪资水平和福利待遇。受此影响，欧洲天然气基准价格一度上涨20%。8月23日至24日，由于其中一家LNG工厂与工人的谈判取得实质性进展，发生罢工的可能性减弱，欧洲天然气价格连续两天下跌超10%。8月25日，由于另外两家LNG工厂与其员工之间的谈判仍然存在不确定性，天然气价格在连续两天大幅下跌后上涨11%。9月，雪佛龙集团在澳大利亚的两座LNG出口工厂（Gorgon和Wheatstone）的工人宣布将从9月8日开始部分罢工，若未来谈判无果，14日起可能举行两周的全面罢工。受此影响，欧洲气价再度飙升，在三大天然气价格基准中涨幅最大。8月1日至9月7日，欧洲TTF天然气价格累计上涨16.2%，亚洲JKM气价涨幅12.9%，美国HH价格则下跌1.8%。
9月8日，Gorgon和Wheatstone出口工厂开始部分罢工；9月14日，罢工升级为全面罢工，两处天然气设施生产中断风险增加。根据IGU的数据，本次罢工的两个出口工厂中，Gorgon工厂出口能力达到1560万吨/年，Wheatstone工厂出口能力890万吨/年，分别为澳大利亚第二大和第五大出口设施，合计出口能力达到澳大利亚总出口能力的28%，占全球出口能力的5.1%。从出口目的地来看，澳大利亚LNG主要供应亚洲国家，日本是澳大利亚最大的LNG出口目的地，2022年共向其出口3122万吨，其次为中国2280万吨，向韩国也出口了1161万吨，澳大利亚向前三大出口目的地的出口量占比超过80%。虽然澳大利亚LNG供应中断对亚洲市场的冲击最为直接，但欧洲气价的涨幅却大于亚洲市场，主要原因在于欧洲自身天然气供应弹性不足。
一方面，欧洲主要天然气产地产量持续下滑。荷兰是欧盟最大的天然气生产国，但由于境内主产地格罗宁根气田的生产钻探持续引发地震，荷兰政府计划从今年10月开始关闭该气田，2024年10月1日彻底关停。今年前7个月，荷兰天然气产量同比减少31.5%。挪威气田检修维护时间超预期，对欧洲供应量偏低。6月中旬，管道运营商Gassco宣布挪威国内1个气田和两个液化站检修时间将延长1个月，期间欧洲从挪威的管道气进口量同比减少13.5%。近期挪威境内最大气田，日产量达到1.25亿立方米的托拉尔气田检修完成时间从9月7日延长至10日，且12月5日前仍将有600万立方米的日产量无法恢复。此外，挪威还有多个气田检修延期，导致8月21日当周欧洲从挪威管道气进口量周环比下降34%。另一方面，俄罗斯对欧洲管道气供应量大幅减少，且向欧洲输送的LNG也降至两年来最低水平。数据显示，今年1—8月欧洲平均每周从俄罗斯进口管道天然气5.16亿立方米，同比减少69%。同期，欧洲管道气总进口量同比减少26.6%。8月份抵达欧盟港口的俄罗斯LNG比去年同期下降25%以上，至77万吨左右，这是自2021年以来的最低水平。8月份，俄罗斯在欧盟LNG进口中的份额从2022年3月份的19%降至10%左右。受以上因素综合影响，LNG成为平衡欧洲市场供需缺口的关键因素，因此澳大利亚LNG断供对欧洲市场的冲击不容忽视。
目前，欧洲地区储气库已被填至90%以上。截至9月5日，欧洲天然气库容率达到92.46%，库容率较去年同期高10.33个百分点，为2020年以来同期最高水平，已经在11月取暖季开始前将库容提升至90%。受到库存基数较高以及需求弱势的影响，今年欧洲天然气注库进程明显快于去年。后期来看，欧洲天然气供应偏紧的形势下，事件性的供应冲击仍可能阶段性拉升气价，如此次澳大利亚罢工事件使全球天然气市场收紧、气价上涨。若冬季气温较低，天然气消耗速度也将加快，带来供应紧张问题。8月24日，法国能源转型部表示，将继续推迟退出燃煤发电进程，以防止今年冬天潜在的电力短缺，但收紧了该国两座燃煤发电厂的运营条件，即允许燃煤电厂运行长达1800小时（近11周），低于去年冬天的最高2500小时，主要是考虑电力系统的紧张局势目前弱于去年同期。2022年，受核反应堆检查维修影响，法国电力公司核电发电量暴跌23%，目前该检修仍未完成，预计2023年核电发电量较2022年有所增长，但可能仍低于历史平均水平。
除供需面偏紧支撑外，国际原油走势强劲也在一定程度上提振天然气市场氛围。德国政府预计天然气价格将在2027年前保持高位。根据德国内阁8月16日批准的一份报告，德国政府预计天然气价格将至少在2027年前保持高位。未来几个月，欧洲天然气批发价格可能会上涨至每兆瓦时约50欧元，预计天然气价格将在未来四年内逐步恢复至能源危机前水平。
据外媒报道，由于天然气等能源价格上涨，欧盟多国电价近期持续飙升。在8月21日至27日的一周里，意大利的电价上涨了近30%，达到每兆瓦时138欧元，约合人民币1088元；爱沙尼亚电价飙升93%，达到每兆瓦时153.39欧元，约合人民币1208元；拉脱维亚和立陶宛的电价均上涨了23%，至每兆瓦时142.58欧元，约合人民币1122元。
3欧洲议会通过2030年42.5%可再生能源目标，核电制氢和氨被视为可再生能源
9月12日，欧洲议会正式通过决议，将2030年欧盟国家的可再生能源目标从32%提升为42.5%。至此，新的可再生能源目标在欧洲层面全面获得通过，接下来只需要欧盟各个成员国通过即可。除了审批通过新的可再生能源目标，欧洲议会此次通过的法案还提出要加快风电、光伏等可再生能源发电项目审批的流程。其中法案提到，如果新的可再生能源发电项目位于所谓的可再生能源“首选地区”，各国政府应当在不超过12个月的时间里批准可再生能源项目；如果在“首选地区”之外，则要不超过24个月。在交通运输领域，法案要求通过使用更多的先进生物燃料以及对氢等非生物来源的可再生燃料进行更严格的配额，到2030年，可再生能源燃料的使用可以使温室气体排放量减少14.5%。
长期以来，欧洲将清洁能源转型作为保障能源安全、对冲地缘风险的重要方向。根据2018年12月生效的现行目标，到2030年，欧盟可再生能源占总能源消费的比重为32%。2022年俄乌冲突爆发之后，欧盟开始试图加快能源转型和可再生能源替代的步伐。当年5月，欧盟委员会公布了“REPower EU”能源计划，提出2030年可再生能源占比争取达到45%的目标。能源智库Ember的数据显示，2022年风能和太阳能发电量占欧盟电力消费的22%，创历史新高，并首次超过天然气发电量20%的占比。而煤炭发电则占到了16%。
今年以来，欧洲继续加快能源绿色转型的步伐。2月，欧盟委员会发布“绿色协议产业计划”，鼓励资金流向欧盟绿色产业，对抗美国《通胀削减法案》给欧洲带来的不利影响；3月，欧盟批准了2035年欧洲禁售会导致碳排放的新燃油乘用车和小型厢式货车的法案；4月，德法英等9个欧洲国家领导人、能源部长举行北海峰会，通过《奥斯坦德宣言》，并为环北海国家的海上风力发电制定了明确目标，誓将北海地区打造成“欧洲最大绿色能源基地”等。
但是由于欧盟成员国的能源需求、对供应商依赖程度以及能源结构各异，调剂能力不一，欧盟内部协调整体能源政策始终存在分歧。这导致欧盟难以形成坚实的合力，给欧洲能源领域改革带来极大挑战。去年7月，欧洲议会投票通过了将“天然气、核能”列为绿色能源的决议。以法国为首的阵营强烈支持此决议，而以德国、奥地利为首的“反核”阵营则批评这是在给化石燃料与核能“洗绿”。在此次提高可再生能源比例的问题上，尽管欧盟各国达成共识，但是在具体细则上，各国仍存较大分歧。其中有关核电制氢是否属于“可再生能源”是最大的争议点之一。核电比例接近7成的法国是坚定的“亲核派”，主张将核能列为绿色能源，核电制氢自然也属于可再生能源范畴。而德国则是坚定的“反核主义者”，不认可核能是可再生能源，不支持核能扩张。拥有核电资源的罗马尼亚、保加利亚等国支持法国，西班牙和奥地利等站在德国一方。在最新通过的法案中，核电制备氢气和氨被视为可再生能源，以换取法国等坚定支持核能国家在可再生能源目标上的支持。
4绿氢产业布局备受多国关注，降本仍是未来发展关键
8月31日，法国能源转型部长艾格尼丝表示，将拨款40亿欧元补贴绿氢的生产，作为该国努力推动氢气生产商减少排放的一项措施。这也是马克龙政府2021年承诺的90亿欧元氢气绿色生产计划的一部分，该计划旨在弥补绿氢生产与蓝氢生产之间的成本差距，从而促进绿氢发展。
近日，巴西政府发布了《三年氢能工作计划》，目标是每年通过海上风电生产3.5亿吨绿氢。巴西是全球海上风电最具潜力的市场之一，海岸线长约7400千米，风资源极好，但目前尚未建造任何一座海上风电场，主要原因是巴西政府仍然没有为海上风电制定清晰的监管框架，所有的项目申请目前都被束之高阁。此次的《三年氢能工作计划》给海上风电提供了良好的消纳渠道，而巴西政府也计划在今年年底推出一整套的海上风电监管框架，项目审批也将有据可依。一般国家都是先发展海上风电，再考虑制氢的问题；巴西此次是通过氢能的规划，反向助推海上风电的发展。绿氢在巴西会有广泛的应用空间。巴西每年消耗化肥4500吨以上，其中大部分使用天然气制成，绿氢将为化肥市场带来低碳排的原料。《三年氢能工作计划》还建议在交通运输领域使用氢气，同时考虑对绿氢公司的税收优惠，并将用于氢能的研究经费从2020年的2900万雷亚尔增加到2025年的2亿雷亚尔（约合4000万美元）。
全球能源化工行业市场信息服务商安迅思称，印度计划到2030年成为绿氢生产国和出口国，目前正与国内外投资者讨论，以促进其国内清洁能源项目的融资。数据显示，印度政府已批准来自各行各业的48项提案，到2030年，这些提案的绿氢产能将达到350万吨/年。这些提案涉及的项目是印度今年1月启动的“国家绿氢使命”计划的一部分，资本支出将达到1974亿卢比（约合172.3亿元人民币）。该计划旨在使印度成为绿氢制造和出口的全球中心，预计到2030年建立500万吨/年的绿氢产能，以便印度到2070年实现净零排放目标。
绿氢，作为传统化石燃料的替代品，在推动脱碳和能源转型方面具有明显优势，发展前景可观，备受各国的关注。但发展绿氢也面临各种挑战，以经济性为例，当前，灰氢生产成本为每千克0.98美元至2.93美元，蓝氢生产成本为每千克1.8美元至4.7美元。相比之下，绿氢生产成本高达每千克4.5美元至12美元。随着全球各国政府和企业对绿氢业务投资增加，业界对绿氢生产成本大幅下降抱有很高期待。彭博新能源财经在近期发布的2023年制氢平准化成本报告中，对绿氢及灰氢的成本进行趋势分析，提出一直以来绿氢成本高于灰氢的局面即将发生改变，到2030年，绿氢成本将低于灰氢。在规模经济和扶持性政策影响下，电解水制氢装备成本和风电、光伏度电成本均将大幅下降。从2030年开始，在巴西、中国、印度、西班牙和瑞典五个全球主要经济体中，新建工厂制绿氢的成本可能比继续通过现有工厂制灰氢便宜多达18%。到2035年，超过90%的市场中绿氢成本要比新建厂制灰氢便宜。到2050年，在所有建模市场中新建厂制绿氢的平准化成本将低于现有厂制灰氢的边际成本。
除了生产成本，绿氢运输也面临挑战，需要专用基础设施。能源咨询公司伍德麦肯兹氢研究主管穆雷·道格拉斯表示，“氢气运输成本相当高，从技术和工程角度来看更复杂”。全球公司正在考虑最佳的绿氢生产设施位置。虽然澳大利亚、北非和中东地区发展这类项目的潜力巨大，但可能离主要市场较远。如果通过管道输送绿氢，需要建立专用管道，连接生产商和最终用户，或者以氨的形式进行运输。行业协会氢能欧洲（Hydrogen Europe）建议，需要建立认证体系，以确保绿氢生产都是由可再生能源驱动的。此外，还需要制定交付战略，确保生产设施与绿氢市场充分连接。虽然绿氢产业面临挑战，但未来几十年对该领域增加投资有利于解决部分问题，推动全球实现大规模的绿氢生产部署。
5日本启动核污染水排海，或与日本能源战略密切相关
8月24日，日本福岛第一核电站启动核污染水排海。按照东京电力公司公布的计划，17天内将排放第一批7800吨核废水；2023年度预计累计排放约3.12万吨。第一批废水中，含氚总量为5兆贝克勒尔，约为东京电力公司计划排放量上限（22兆贝克勒尔）的两成。
受2011年发生的大地震及海啸影响，日本福岛第一核电站1至3号机组堆芯熔毁。这是迄今为止全球发生的最为严重的核事故之一。事故发生后，东京电力公司持续向1至3号机组安全壳内注水以冷却堆芯并回收污水。日本福岛核电站放射性废水主要有三个来源：反应堆原有的冷却剂、事故后为持续冷却堆芯而新注入的水、大量渗入反应堆的地下水及雨水等。日方宣称核污染水储存罐容量即将达到上限。日本政府专家组发布的报告中，曾经提出过注入地层、排入海洋、蒸汽排放、电解释放、固化填埋等五种方案。成本造价显示，排入海洋花费最少。有分析称，从卫星影像中可以看到，最早一批废水罐已经锈蚀斑斑，更换是早晚的事，而这也是一笔不小的费用，日本政府向海洋排放核污染水不是因为空间不够，而是不愿承担维护成本。
为应对不断加剧的电力短缺问题，尽管曾经历过核电站事故的痛苦，日本政府仍在积极考虑重启核电站。有分析称，如何处理福岛的核污染水是今后类似核污染事故的风向标。如果按照科学环保的标准来处理核污染水，等于说阻遏了未来对核电的投资。国际原子能机构专家组评估报告明确指出，如果福岛核电站含氚废水排入海洋，将对周边国家海洋环境和公众健康造成影响，同时现有经过处理的废水中仍含有其他放射性核素，需进一步净化处理。
