根據(jù)研究機(jī)構(gòu)的調(diào)查，7月第三周的高溫導(dǎo)致西班牙和意大利的電力需求在7月19日達(dá)到創(chuàng)紀(jì)錄的峰值，歐盟其他國家的電力需求在此期間也有所增長。而在法國，光伏發(fā)電量周發(fā)電量達(dá)到歷史新高，但歐盟大多數(shù)國家的光伏發(fā)電量和風(fēng)力發(fā)電量都有所下降，這些因素導(dǎo)致歐盟在7月第三周的電力市場價(jià)格高于前一周。

在7月第三周，法國光伏發(fā)電量達(dá)到650GWh，創(chuàng)下了法國光伏發(fā)電周產(chǎn)量的最新紀(jì)錄。與前一周相比，光伏發(fā)電量增長了4.7%。

歐盟其他一些國家的光伏發(fā)電量有所下降：意大利降幅最低，為0.8%。西班牙和葡萄牙市場的光伏發(fā)電量分別下降了4.3%和5.8%。降幅最大的是德國市場，降幅為10%。

根據(jù)調(diào)研機(jī)構(gòu)AleaSoft Energy Forecasting公司的光伏發(fā)電量的預(yù)測，在7月24日的當(dāng)周，西班牙市場的光伏發(fā)電量將會增長，德國和意大利市場的光伏發(fā)電量將會減少。

圖1 歐盟主要市場的光伏發(fā)電量(2023年7月1～23日)

圖2 歐盟主要市場的光伏發(fā)電量(2023年7月17～23日)

在7月17日當(dāng)周，意大利和西班牙市場的風(fēng)力發(fā)電量與前一周相比有所增長。意大利市場的增幅最高，為40%，而西班牙市場的增幅為4.9%。

在此期間，德國、法國和葡萄牙的風(fēng)力發(fā)電量都有所下降。降幅最大的是德國和法國，都下降了19%。葡萄牙的風(fēng)力發(fā)電量比前一周下降了11%。

根據(jù)AleaSoft Energy Forecasting公司對風(fēng)力發(fā)電量的預(yù)測，在7月的最后一周，意大利、德國和法國市場的風(fēng)力發(fā)電量有所增加，西班牙和葡萄牙的風(fēng)力發(fā)電量會下降。

圖3 歐盟主要市場的風(fēng)力發(fā)電量(2023年7月1～23日)

歐盟各國的電力需求

在7月17日這一周，歐盟大多數(shù)國家的電力需求與前一周相比有所增加。增幅最大的是意大利，增幅為6.6%。此外，7月19日創(chuàng)下了自2015年7月底以來的最高需求，達(dá)到1179GWh。而在同一天，意大利出現(xiàn)了2023年第二高的氣溫。

電力需求增長第二大的歐盟國家是荷蘭，增長了6.3%。而西班牙市和英國分別增長了0.4%和2.9%。以西班牙為例，7月19日的電力需求達(dá)到787GWh，是自從2021年1月底以來的最高記錄，這一天是西班牙大陸迄今為止平均氣溫最高的一天。

盡管與前一周相比，歐洲一些國家在這一周的平均氣溫有所下降，但7月17日這一周連續(xù)幾天的高溫有利于電力需求的增長。以法國為例，需求增長是由7月14日法國國慶日結(jié)束之后的復(fù)工引發(fā)的。

在分析期間，比利時(shí)、德國和葡萄牙的電力需求有所減少。降幅最大的是比利時(shí)，電力需求下降了6.1%。德國市場和葡萄牙市場的需求分別下降了3.2%和2.0%。

根據(jù)AleaSoft Energy Forecasting公司的電力需求預(yù)測，在7月的最后一周，除了葡萄牙、荷蘭和英國之外，預(yù)計(jì)歐洲大多數(shù)主要市場的需求將會下降。

圖4 歐洲主要市場的電力需求(2023年7月1～23日)

歐洲的電力市場價(jià)格變化

在7月17日這一周，該公司預(yù)測分析的大多數(shù)歐洲電力市場的價(jià)格與前一周相比有所增長。唯一的例外是北歐國家，下降了40%，西班牙和葡萄牙的電力價(jià)格略有下降，分別下降了1.6%和2.1%。漲幅最大的是英國N2EX市場，上漲了18%。而在其他市場，意大利IPEX市場的電力價(jià)格上漲2.0%，荷蘭EPEX SPO市場的電力價(jià)格上漲9.2%。

在7月的第三周，幾乎所有歐洲電力市場的周平均價(jià)格都低于90歐元/MWh。唯一的例外是意大利市場，其價(jià)格最高，達(dá)到116.31歐元/MWh。北歐市場的價(jià)格最低，只有23.49歐元/MWh。歐洲其他市場的價(jià)格介于比利時(shí)市場的78.37歐元/MWh和英國市場的89.00歐元/MWh之間。

關(guān)于小時(shí)電價(jià)，在7月23日14:00至17:00，西班牙的小時(shí)電價(jià)為0.00歐元/MWh。葡萄牙市場在當(dāng)天16:00至17:00也出現(xiàn)了這種情況，此外，北歐市場在7月17日的14:00到15:00也出現(xiàn)了0.00歐元/MWh的電價(jià)。比利時(shí)和荷蘭市場在7月17日甚至出現(xiàn)了負(fù)電價(jià)。

7月23日，德國、比利時(shí)、法國和荷蘭市場出現(xiàn)了負(fù)電價(jià)，這主要受到風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電量高(尤其是德國)以及電力需求在周末下降的影響。

荷蘭在7月17日12:00-13:00的最低小時(shí)電價(jià)為-52.65歐元/MWh。另一方面，意大利在7月19日的19:00至20:00的小時(shí)電價(jià)降到-205.歐元/MWh，這是自4月以來該市場的最高價(jià)格。

在7月17日這一周，在歐洲大多數(shù)市場中，電力需求的增加、風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電量的下降以及碳排放權(quán)價(jià)格的上漲導(dǎo)致歐洲電力市場價(jià)格上漲。

根據(jù)AleaSoft Energy Forecasting公司的預(yù)測，在7月的第四周，受到部分市場電力需求減少以及德國、法國和意大利風(fēng)力發(fā)電量增加的影響，大多數(shù)歐洲電力市場的價(jià)格可能會下降。

圖5 歐洲主要市場的電力價(jià)格(2023年7月1～23日)

原油、燃料和碳排放權(quán)的價(jià)格變化

7月17日，ICE市場的布倫特原油期貨價(jià)格創(chuàng)下了每周最低結(jié)算價(jià)，達(dá)到78.50美元/桶，比前一周相比高出1.0%。在7月第三周之后的幾個(gè)交易日，結(jié)算價(jià)格有所上漲，但仍低于80美元/桶。然而，在7月21日，最高結(jié)算價(jià)格達(dá)到了81.07美元/桶。這一價(jià)格比上周相比上漲了1.5%。

在7月的第三周，對未來幾個(gè)月供應(yīng)水平下降的預(yù)期對布倫特原油期貨價(jià)格產(chǎn)生了上行影響。俄烏沖突帶來的緊張局勢加劇以及中國宣布促進(jìn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的措施也促進(jìn)價(jià)格上漲。另一方面，在7月的第四周，美國和歐盟可能的加息可能會對價(jià)格產(chǎn)生下行影響。

至于ICE市場的天然氣期貨價(jià)格，7月17日延續(xù)了前一周的價(jià)格下跌趨勢，每周最低結(jié)算價(jià)格為25.10歐元/MWh。這一價(jià)格與前一周相比下跌了17%，是6月6日以來的最低值。但7月第三周的大部分交易日都出現(xiàn)了價(jià)格上漲。因此，在7月21日，達(dá)到了每周最高結(jié)算價(jià)格28.85歐元/MWh。這一價(jià)格與前一周相比上漲了11%。然而，7月第三周的平均水平仍比前一周低1.8%。

在7月的第三周，熱浪天氣和風(fēng)力發(fā)電量減少導(dǎo)致的電力需求增加，對TTF天然氣期貨價(jià)格產(chǎn)生了上行影響。然而，歐洲的儲量水平很高，例如挪威的天然氣供應(yīng)在生產(chǎn)設(shè)施完成維護(hù)工作之后將會增長。

關(guān)于EEX市場2023年12月參考合約的碳排放權(quán)期貨價(jià)格，7月17日的最低結(jié)算價(jià)為86.49歐元/噸，比前一周相比上漲0.2%。在7月的第三周，其期貨價(jià)格呈現(xiàn)上升趨勢。因此，在7月21日，結(jié)算價(jià)達(dá)到了91.43歐元/噸。這一價(jià)格與前一周相比上漲了6.3%，是自從6月第四周以來的最高價(jià)格。