一、全球煤炭市场运行情况

过去的一周, 全球炼焦煤市场价格继续小幅下降，欧洲动力煤市场价格下降比较明显，澳大利亚、印尼、俄罗斯动力煤价格也在企稳中有所下降。各区域市场具体情况简要分述如下：

欧洲：上周，欧洲煤炭市场大部分时间呈现负增长趋势，报价低于每吨135美元。主要是全球金融行业的不确定性、天然气和电力价格指数下降，以及风力发电稳定和气温高于平均季节水平的预测等因素，对煤炭价格构成了较大压力。市场参与者将21日(星期二) 短期反弹的近10美元/吨的报价，归因于对美国银行业危机的担忧减轻，以及土耳其和摩洛哥的进口招标活动。

西欧ARA三大港口码头的煤炭库存增加，达到720万吨，环比增长8%。

南非：南非高热值6000千卡动力煤价格指数跌破130美元/吨的水平。市场参与者称，预计南非煤炭价格短期内不会上涨。尽管对欧洲消费者的煤炭供应减少，但低迷的需求，仍使欧洲煤炭库存储备充裕。

印度海绵铁生产商期待着南非中等热值5500千卡的煤炭报价从目前的110-115美元/吨，进一步下降至95-100美元/吨，到目前为止，两者新的煤炭交易被搁置，因为之前预定的发货量可以足够满足5月份之前的消费需求。

美国：据美国能源信息署（EIA）3月23日发布的《煤炭产量周报》（Weekly Coal Production Report）数据显示，截止3月18日当周，美国煤炭产量预计为1190万短吨，环比前一周增长4.2%，同比增长3.8%。今年以来的美国煤炭产量累计为1.291亿短吨，比上年同期增长1.1%。

EIA发布的《煤炭市场周报》（Coal Markets Report）数据显示，截至3月17日当周，美国东部煤田煤炭价格大幅下降。中阿巴拉契亚地区（Central Appalachia）煤炭价格为88.80美元/短吨，环比下降39.8美元；北阿巴拉契亚地区（Northern Appalachia）煤炭价格为80.50美元/短吨，环比下降17.0美元；中部伊利诺伊盆地（Illinois Basin）地区煤价为78.45美元/短吨，环比下降28.55美元；西部粉河盆地（Powder River Basin）煤价为14.95美元/短吨，环比下降0.35美元；尤因塔盆地（Uinta Basin）煤价37.10美元/短吨，环比下降0.15美元。

印度尼西亚：印尼5900 GAR 动力煤价格降至119美元/吨左右，环比前一周下降1.5美元。印尼煤炭市场的活动正在减少，一方面，与已经开始的斋月Ramadan (3月22日至4月21日)有关；另一方面，中国消费者正在减少购买，甚至取消进口招标，主要原因是价格仍然过高，倒是来自印度的煤炭进口需求仍保持稳定。

澳大利亚：澳大利亚高热值6000千卡煤炭价格指数攀升至每吨175美元以上。主要影响因素有，嘉能可集团与日本电力公司 Tohoku Electric 即将就下一财政年度(4月1日开始)的基准价格进行谈判。根据市场参与者的说法，嘉能可最初的报价可能是250美元/吨，而日本消费者可能受到了目前离岸价约180美元/吨的现货报价的导引，两者价格存在较大差距。

炼焦煤市场：

澳大利亚冶金煤价格指数持续下降至每吨340美元以下，一些市场专家认为可能与供应充足有关。在价格下降和国内市场产量增长的背景下，中国的消费者对冶金煤进口持观望态度。

普氏(Platts)国际炼焦煤价格指数显示，3月24日（周五），澳大利亚峰景矿优质硬焦煤（HCC）离岸价（FOB）为334.0美元/吨，环比前一周每吨下降7美元。

3月24日,美国东海岸汉普顿道（Hampton Roads）港口优质焦煤离岸价格下降到310美元/吨, 环比前一周每吨下降6美元。

二、区域煤炭市场价格变化

华南地区：3月24日当周，5500千卡动力煤华南到岸价（CFR South China）为136.3美元/吨，环比前一周每吨上涨0.2美元。

京唐港：截至3月24日，一线主焦煤（低挥发份优质主焦煤）京唐港到岸价CFR为320.0美元/吨，环比前一周下降12美元；京唐港库提价为2700元/吨，与前一周价格下降50元。二线主焦煤（中挥发份优质主焦煤）京唐港到岸价CFR为 277美元/吨，环比前一周也下降12美元；京唐港库提价为2400元/吨，环比前一周下降50元。

中蒙口岸：截至3月24日，甘其毛都口岸焦精煤报价2060元/吨，周环比下降120元/吨；策克口岸1/3焦煤报价1310元/吨，周环比持平。

欧洲：3月24日当周，西欧ARA港口6000千卡NAR动力煤到岸价为131.5美元，环比前一周下降13.5美元。

南非：3月24日当周，理查兹湾港(Richards Bay)6000千卡NAR动力煤离岸价为112.75美元/吨，环比前一周上涨2.75美元/吨。

澳大利亚：3月24日，5500 NAR离岸价报价121美元/吨，环比前一周下降1美元。

印尼：3月24日，印尼3800 GAR离岸价为75美元/吨，周环比下降1美元/吨；4600 GAR离岸价为103.5美元/吨，周环比上涨1美元/吨。

俄罗斯: 3月24日当周，俄罗斯5500千卡动力煤远东东方港离岸价为123美元/吨左右，环比前一周持平

三、国际海运费价格

四、重要事件、新闻

1、全球液化天然气（LNG）市场再平衡，2023年气价将回落但仍处于高位。

2、亚洲LNG市场供需格局趋于宽松。

3、欧洲的天然气危机并未结束。

4、无视油价大跌，欧佩克据称将坚持其原定减产计划。

5、俄罗斯副总理：已接近减产50万桶的目标，低产量将维持到6月底。

6、欧洲“暴利税”遭能源企业强烈反对。

7、中经评论：全球能源安全的“断裂”与“缝合”。

8、法国罢工影响蔓延，天然气维持跌势，电力基础设施受损。

9、美国能源信息署（EIA）报告：美国原油及石油产品出口创新高，战略石油储备继续保持不变。

10、外媒：美液化天然气产量将占全球三成，LNG生产的主角正由过去的卡塔尔变成美国。

11、中巴经济走廊塔尔煤电一体化项目顺利投运。

12、克普勒(Kpler):印尼今年前2个月煤炭出口累计同比增长86.4%。

13、加大煤炭出口，俄罗斯两大巨头正在布局。

14、澳大利亚2月份动力煤出口环比下降4%。

15、印尼2023年3月动力煤参考价格（HBA）环比上涨2.17%。

1、全球LNG市场再平衡，2023年气价将回落但仍处于高位。中国石油报3月22日消息，2022年，在俄乌冲突影响下，全球能源市场波动加剧，天然气市场供应紧张、价格震荡上行至历史高点。2023年，总体来看，全球LNG市场紧张程度较2022年将有所缓解，但仍偏紧张。分区域来看，2023年欧洲天然气市场供需将进一步收紧，供应格局持续重构，LNG进口依赖度仍较高，对全球LNG供需平衡造成较大压力。从需求侧看，受高气价、能源脱俄、经济增长放缓等压力驱动，欧洲将持续通过工业部门和居民部门节能降耗、增加核电和燃煤发电等措施来降低天然气需求。预计欧洲全年天然气需求将在2022年基础上进一步小幅下降。从供应侧来看，LNG是支撑欧洲天然气需求的关键。为应对俄罗斯管道气供应下降，欧洲将持续加大煤炭、核能、可再生能源等替代能源的利用，进一步增加从阿塞拜疆、阿尔及利亚、利比亚等国家进口管道气，同时在欧盟区域内提升挪威、荷兰气田的产量。除以上供应的增加外，欧洲仍需要较高的LNG进口量来满足需求。2022年，欧洲LNG进口量为近1.28亿吨，较2021年增加4770万吨，同比增长60%。预计2023年，欧洲LNG进口在经历2022年的强劲增长后，将呈温和上升走势，增量低于2022年但高于2021年，约为600万至800万吨，增速为6%—8%。

亚洲是全球LNG需求增长主要动力。2023年，亚洲将重新成为拉动全球天然气需求增长的主要动力。同时，需求的复苏将导致天然气成本高企的风险依然持续。亚洲LNG需求将在中国及新兴市场的带动下实现同比增长。2022年以来，亚洲主要国家和新兴市场LNG进口需求持续受到高气价抑制，亚洲现货LNG进口占比由2021年的72.9%降至62%。2023年，随着经济复苏、疫情形势好转以及LNG现货价格下行等因素的影响，中国LNG需求将明显复苏。日本和韩国的LNG需求则在一定程度上受核电复苏的抑制，LNG长协或将基本满足日韩的需求。预计日本2023年LNG进口量增幅较小，韩国则将出现小幅下滑。与此同时，亚洲新兴市场LNG需求将保持增长，泰国、菲律宾、巴基斯坦以及新加坡等国发电用气需求将有所增长，但由于新兴市场国家价格敏感性较强，预计新兴市场LNG需求增量将受高气价制约，部分国家仍将持续利用更具成本竞争力的煤炭、燃料油以及可再生能源等替代能源。

美国LNG供需基本面将趋于宽松。2023年，美国LNG供需基本面将趋于宽松，LNG供应量有望增加。受欧亚市场供应紧张影响，美国LNG市场在2022年也经历了供需趋紧、价格波动上升。自2023年年初以来，美国国内天然气产量开始反弹，目前已恢复到2019年的1000亿立方英尺/日以上水平。同时，部分气田管道及扩建项目或将上线，也将利好美国天然气供应。预计2023年，美国LNG液化项目的高开工率和新项目的投产将支撑其LNG供应保持增长，供应能力将由2022年的9000万吨增至9400万吨。

纵观全球，从需求侧来看，在欧洲和亚洲LNG需求增长的背景下，全球LNG需求仍将保持增长。2023年，欧洲自俄罗斯进口的管道气将进一步下降，供应体系将加快重构，LNG进口量将保持高位以弥补管道气进口量的下降。同时，全球LNG资源将加速流向欧洲，欧亚LNG资源仍然存在较大竞争。从供应侧来看，全球LNG新增液化能力有限，2023年全球计划新增LNG液化能力约1550万吨，但考虑到项目投产延迟等因素，预计实际新增供应能力将为约1000万吨。目前，美国、卡塔尔等国的在产液化项目开工率已达高位，供应提升空间有限。综合来看，预计全球新增液化能力可以满足LNG进口增量，全球LNG供应紧张将有所缓解。从价格方面来看，自2023年以来，全球三大主要天然气市场价格已显著回落，但未来仍存在冲高风险。在过去几个月中，气温偏暖、库存状况良好、欧洲需求压减、亚洲需求疲弱、美国产量回升以及地缘政治溢价减弱等是造成天然气价格下行的主要因素。近期，美国亨利中心（Henry Hub）基准天然气价格回落至2.5美元/百万英热单位上下，基本回到疫情前同期水平。欧洲天然气价格标杆TTF和日韩基准液化天然气价格（JKM）虽然较前期显著下跌，但仍远高于往年同期水平，目前欧亚气价仍在中高位运行。在基准情况下，欧洲今冬过后天然气库存将保持高位，俄乌冲突导致的地缘政治溢价风险将逐步消退，全球三地气价将较2022年有所回落但仍处于高位。

2、亚洲LNG市场供需格局趋于宽松。市场资讯3月21日消息，近年来，全球LNG市场发展已成为世界能源行业持续关注的热点。在俄乌冲突导致区域性油气地缘风险持续上升的背景下，2022年全球LNG市场消费总量达到3.94亿吨，较2021年的3.72亿吨上涨5.9%。但受欧洲地区LNG进口量大幅增长导致现货市场价格高企，以及新冠疫情持续反复等因素综合影响，亚洲地区2022年LNG进口总量较2021年下降7%。进入2023年后，在俄乌冲突持续、全球范围内缺乏新增LNG供给以及欧洲等地天然气需求维持历史高位的复杂背景下，作为全球油气市场的重要组成部分，亚洲地区LNG市场发展或将呈现新特点。价格因素或将限制亚洲LNG需求大幅增长。2023年，预计全球LNG市场仍可能呈现供不应求的态势，推动LNG现货价格维持高位波动。一方面，受俄乌冲突影响，今年欧洲市场对LNG资源的争夺或将更加激烈，支撑国际天然气价格继续高位运行。根据标准普尔统计，2023年欧洲LNG进口设施将大幅增多，预计年底将有10个新LNG进口终端建成投产，显示出其进一步加大LNG进口力度的决心。另一方面，尽管BP公司印尼唐古LNG第3条液化生产线、埃尼公司刚果Marine XII浮式LNG项目等预期在2023年内建成投产，但其产量规模相对较小，难以对全球LNG市场供给产生实质性影响。综合多家机构已有分析，预计2023年亚洲LNG现货价格大概率难以持续低于25美元/百万英热单位。在此市场环境下，部分对价格较为敏感的亚洲新兴经济体LNG进口规模难以出现较大幅度增长。据伍德麦肯兹预测，2023年亚洲地区LNG需求总量将与2022年基本持平，仍小幅低于2021年2.7亿吨的水平。亚洲各国更加重视LNG市场稳定发展。尽管2022年全球LNG现货市场价格整体在较高价格区间内大幅波动，但亚洲各国政府仍然认可天然气和LNG在区域能源结构中的不可替代作用，也更加重视天然气和LNG市场的稳定发展。在东北亚地区，尽管2022年LNG现货市场价格高企，迫使日本和韩国通过加快重启核电站和放宽季节性限煤等措施，努力应对天然气市场供给偏紧的影响，但两国政府均重视LNG在未来能源市场中的重要作用。在南亚地区，LNG资源在填补天然气市场需求和国内天然气供应之间缺口方面的重要作用得到了广泛认可，天然气市场发展的长期愿景也被各国政府大力支持。例如，即使在现阶段LNG现货市场价格较高的大环境下，巴基斯坦和孟加拉国仍在加快推进LNG电厂招标活动；印度政府则在完善其部分城市的燃气管道建设。在东南亚地区，2023年LNG市场需求预期强劲，泰国计划继续增加购买LNG现货，以支撑其旅游业等行业的复苏；印尼则计划出台支持政策，保障天然气下游市场的可承受性。

3、欧洲的天然气危机并未结束。证券市场周刊3月23日信息，欧洲市场天然气价格大幅度下降，主要原因在于极为充足的天然气库存，但这很可能不会是一种常态。造成欧洲天然气结构性短缺的因素只是暂时隐去，欧洲天然气价格在短时期内暴涨的基础其实并没有完全消失。欧洲的天然气价格在3月初延续下跌趋势。截至3月6日，TTF远期平均价格已经跌至15.7美元/百万英热，远远低于2022年的平均价格，比2022年秋末冬初的价格下跌了60%。鉴于欧洲市场天然气价格大幅度下降，有人认为俄乌冲突造成的欧洲天然气短缺问题已经得到了解决。但欧洲的天然气供应问题仅仅是得到了阶段性的解决，造成天然气危机的根本因素尚未完全消失。近期欧洲天然气价格一路下跌，主要受益于亚洲市场的LNG进口减弱和欧洲极高的天然气库存。3月初，欧洲的天然气库存填充率仍高达61%，比过去五年同期的平均填充率（41%）高出近一半。由于欧洲天然气市场的季节性很强，用气高峰主要集中在夏季和冬季。西北欧冬季的取暖需求导致天然气消费量是夏季消费量的一倍还要多。储气便成为影响天然气市场价格的一个至关重要的因素。受益于罕见的暖冬、居民做出的巨大的节能努力、工业部门需求走弱等因素的共同作用，欧洲这个冬天储气充裕，这帮助欧洲平稳度过了原本可能会很严峻的天然气危机时刻。综合分析，可以认为，极充足的天然气库存很可能不会是一种常态。既然如此，欧洲天然气价格在短时期内暴涨的基础其实并未完全消失。此外，从全球天然气行业的基本面来看，天然气价格还面临另外几个不可忽视的潜在扰动因素。从需求侧来看，存在几个不确定性，增加了2023年和2024年这两年供不应求的风险。一是中国经济的快速复苏很可能会促进LNG进口的增加。2022年，欧洲从俄罗斯进口的管道气数量降至617亿立方米，进口量比前一年减少了780亿立方米。欧洲应对突然减少的管道气供应的主要手段之一是增加LNG进口。2022年，欧洲的LNG进口上升了600亿立方米。不要忘记了，欧洲LNG进口的增加的背景是中国、日本和韩国的LNG进口锐减。如前所述，2023年，随着中国经济步入正常化轨道，中国及亚洲邻国的LNG进口需求有可能恢复增长状态。二是目前欧洲的低气价水平，有利于促进天然气消费的回升。一方面，低廉的天然气价格使得企业煤改气的激励上升，将促使欧洲的天然气发电需求回升，也可能会在某种程度上削弱家庭和个人对于节约能源的决心和执行力度。从供给侧来看，还存在两个对天然气价格形成上行推力的潜在风险因素：一是在2025年之前，全球几乎没有新的LNG和管道气新增产能上线运营。二是北溪1号的爆炸叠加欧洲拒绝采购北溪2号的天然气，意味着天然气供给每天减少150亿立方英尺。在总供给接近刚性甚至减弱的情景下，天然气需求侧如果发生了一些超预期的正向冲击，价格短时间翻倍的可能性就会变得更大。2025年以后，随着大量的新增LNG和管道气产能投产，供给侧的压力将会大幅度减少。综上所述，造成欧洲天然气结构性短缺的因素只是暂时隐去，并没有完全消失。如果现在就去宣称欧洲已经成功战胜了天然气危机，可能有一点为时过早。

4、无视油价大跌，欧佩克据称将坚持其原定减产计划。财联社3月22日消息，据媒体报道，尽管银行业危机造成原油价格大跌，但欧佩克+可能仍会坚持其原定减产计划。欧佩克+是由欧佩克（石油输出国组织）和俄罗斯等国家组成的联盟，该联盟去年10月宣布，为稳定国际油价，将从2022年11月至2023年底削减200万桶/日的原油产能，这一数字约占全球需求的2%。不到两周前，美国硅谷银行和签名银行相继倒闭，引发了一场银行业危机，并蔓延到了欧洲，导致瑞士第二大银行瑞信被竞争对手瑞银低价收购。银行业危机还造成原油价格大跌，国际油价上周跌逾12%，跌至15个月低点。截至发稿，布伦特原油价格约为75美元/桶。而去年欧佩克+宣布减产后，布伦特原油价格一度逼近100美元/桶，但自那以来，油价一直面临下行压力，因为各大央行激进加息可能会抑制石油需求增长。尽管油价下跌对大多数成员国来说是一个问题，因为这些国家经济严重依赖石油收入，但三名欧佩克代表透露，该组织没有进一步削减的计划。俄罗斯副总理亚历山大·诺瓦克周二表示，俄罗斯将继续执行上月宣布的50万桶/日减产计划，一直持续到6月底。欧佩克代表称，这只是俄罗斯单方面的削减，在年底之前，欧佩克的减产计划不会有任何变化。对于近期油价大跌，欧佩克代表评价称，这是金融市场的投机行为所致，与市场基本面无关。在本周的一次行业活动上，石油公司高管和对冲基金负责人普遍看好油价继续走强。最乐观的是对冲基金AnduRand Capital创始人Pierre Andurand，他预计布伦特原油价格到年底可能达到140美元/桶。

5、俄罗斯副总理：已接近减产50万桶的目标，低产量将维持到6月底。财联社3月22日消息，当地时间周二（3月21日），俄罗斯副总理亚历山大·诺瓦克表示，考虑到当前的市场形势，俄罗斯决定在今年7月前将石油产量维持在一个较低的水平。上月，诺瓦克宣布，俄罗斯将于3月份自愿削减石油产量50万桶/日，即约5%的产量水平，以回应西方国家针对俄能源实施的价格上限措施。当时这一消息一度推高了国际原油价格。诺瓦克在最新的声明中写道，俄罗斯已经接近这一减产承诺，未来几天将实现减产后的产量水平，但没有给出进一步的细节。他还补充称，这一产量水平将保持到6月底。这位俄罗斯前能源部长写道，该国不会接受任何来自外部的非法制裁限制。他还强调，西方对俄油和石油产品设置价格上限的做法可能导致相关产品供应短缺，进而对全球能源安全造成重大风险。对比西方国家，诺瓦克指出，欧佩克+一直根据基本面指标来作决策，而不是根据政治因素。因此，该组织在稳定全球能源市场方面的努力是重要的且负责任的。上周，诺瓦克与沙特能源大臣重申，将维持两国对“欧佩克+”框架内达成的原油减产协议不变，即在2023年年底前继续履行每天减产200万桶的承诺。虽然欧佩克+减产策略给油价带来了长期支撑，但近期欧美爆发的银行业危机打压了这些地区的经济前景，相当于美联储加息25或50个基点，进而令油价承压。昨日，美国投行高盛集团下调了今年的油价预期，称美国硅谷银行的倒闭加大了经济衰退的风险。高盛分析师目前预计，未来12个月油价将在每桶94美元左右，低于该行之前预测的每桶100美元。截至发稿，布伦特原油期货价格刚脱离近3个月以来的低位，日内反弹近2%，现报每桶75.22美元。

6、欧洲“暴利税”遭能源企业强烈反对。中国能源报3月22日消息，增税正在破坏投资环境，甚至危及欧洲长期能源安全。为缓解欧洲能源危机、降低消费者用能成本，英国、西班牙等欧洲国家相继宣布针对能源企业征收“暴利税”，而各国能源企业对这一举措的不满正逐步发酵。多家跨国能源公司都警告称，“暴利税”的征收将大幅降低欧洲的投资吸引力，甚至可能危及欧洲长期能源安全。一是严重打击企业盈利。近日，英国北海油气区最大生产商Harbour Energy公司发布2022年财报称，公司去年所获盈利绝大部分都将用于支付英国政府针对能源企业征收的“暴利税”，已打算取消多个潜在投资计划，并即将裁员。据Harbour Energy公司透露，该公司去年所获盈利可达1.01亿美元，但税后利润预计仅为800万美元。该公司称，在全球石油和天然气价格上涨的刺激下，该公司去年提高了油气产量，但英国政府收取的“暴利税”却导致该公司出现高达15亿美元的一次性支出，进而导致利润大幅缩水。去年11月，英国政府公布预算案称，将在今年1月1日至2028年3月期间提高对能源企业征收的意外所得税，税率从此前的25%提高至35%，获得的资金将主要用来为该国能源消费者提供补贴，该税项被视作针对在能源危机中获得巨额利润企业的“暴利税”。据《金融时报》报道，事实上，Harbour Energy公司对于英国政府征收“暴利税”颇有微词。该公司称，尽管包括BP、壳牌等大型跨国能源公司去年利润创纪录，但贷款机构往往要求体量不及这些跨国企业的油气公司提前生产以对冲一定的风险，这也意味着体量相对较小的能源企业并没有从去年高涨的油气价格中获得巨额利润。二是在欧能源企业不满发酵。实际上，“暴利税”不仅存在于英国，去年下半年，欧盟委员会同样发布了一份紧急干预能源市场的议案，要求能源企业“重新分配”所获利润。随后，西班牙、法国等都表示将支持征收“暴利税”，用于补贴消费者、降低用能成本。“重税”之下，欧洲能源企业的不满持续积累。今年2月，西班牙电力企业协会公开谴责西班牙政府以及欧盟提出的“暴利税”，认为从大型能源公司每年额外收取数十亿欧元的举措是“歧视且不合理的”。西班牙能源公司雷普索尔石油公司甚至提出，“暴利税”的征收违反了西班牙和欧盟法律，该公司将对此发起诉讼。据悉，欧洲最大的公用事业公司之一Iberdrola已经支付了约1亿欧元的“暴利税”，而这仅是该公司今年预期总额的一半。雷普索尔石油公司预期也将在今年支付约4.5亿欧元的“暴利税”。三是或抑制能源企业在欧投资。对于“暴利税”的实际效果，多家能源企业都警告称，欧洲国家提出的“暴利税”不仅难以降低用能成本，更可能导致欧洲投资环境竞争力下降，从长期看，反而可能威胁欧洲能源安全。面对高昂税负，Harbour Energy公司明确表示未来将降低投资，此前计划开发的两个北海油气钻井设施都将停工，并拒绝参与北海地区未来海上油气开采许可的谈判。欧洲油气公司海王星能源首席执行官皮特·琼斯也指出，2022年针对能源企业收取的“暴利税”极大增加了英国、德国以及荷兰在财政和政治方面的不确定性，增税正在“破坏投资”和“欧洲长期能源安全”。大型跨国石油公司同样深受影响。壳牌就曾明确提出，受“暴利税”影响，该公司将重新审视对英国的250亿美元投资计划。埃克森美孚首席执行官达伦·伍兹也于近日表示，欧洲国家征收“暴利税”将抑制欧洲投资，让该公司进一步转向美国。“当前，美国提出《通胀削减法案》为能源企业带来新的投资环境，欧洲的投资吸引力和竞争力都有所下降，公司将重新审视对欧洲的投资战略。”

7、中经评论：全球能源安全的“断裂”与“缝合”。中国经济网3月23日消息, 从“断裂”走向“缝合”，世界能源形势在短短一年时间内发生了戏剧性的变化。去年9月，欧洲重要的能源动脉北溪天然气管道遭到破坏，让乌克兰危机引发的欧洲能源短缺更为严重，我国能源供给也受到影响。近日，沙特与伊朗在北京达成协议，中沙伊三国签署并发表联合声明，宣布沙特与伊朗同意恢复外交关系，开展各领域合作，让世界能源供给重归平稳看到希望。长远来看，两大事件将对我国能源安全和世界能源格局产生何种影响，值得关注。从北溪“断裂”到沙伊“缝合”，有利于我国实现开放条件下能源安全。受能源资源禀赋影响，我国石油、天然气对外依存度分别高达70%、40%，而国际上一般将石油对外依存度达到50%视为安全警戒线。在国内增产空间有限的情况下，如何获取稳定的外部油气资源成为能源安全的重要保障之一。中东地区是全球最大的石油输出地，沙特和伊朗是中东最主要的油气生产国，也是国际石油市场上的主要供应国，我国石油进口约有一半来自中东地区。其中，沙特是我国最大的原油进口来源国，伊朗则扼守着海湾地区石油出口水道的咽喉霍尔木兹海峡。两国达成外交和解，不仅有助于稳定中东地区的原油生产与输出，保障全球原油供应和价格稳定，也有利于提升我国能源安全。从北溪“断裂”到沙伊“缝合”，将加快世界能源绿色低碳转型的步伐。乌克兰危机和北溪管道被炸的影响力不亚于上世纪70年代的石油危机，让欧洲各国再次意识到基于化石能源的世界能源体系的脆弱性，欧盟加快绿色发展的意愿比以往任何时候都强烈，而从能源资源禀赋来看，目前也只有可再生能源才能帮助欧洲摆脱对其他地区能源的依赖。保障能源安全的决心，驱使欧盟过去一年出台了多项能源转型和绿色发展举措。作为化石能源生产大国，沙特和伊朗也在积极谋求能源绿色低碳转型。对于石油产业的过度依赖，使得不少中东国家发展后劲不足。沙特官员曾多次表示，沙特希望利用其在能源上的收入，加速发展有助于摆脱对石油依赖的项目。大力发展新能源已经成为沙特“2030愿景”中一个重要目标。尽管伊朗尚未提出长期完整的可再生能源占比目标，但谋求转型的态度也已明朗。沙伊合作给海湾地区带来稳定与安全，则有助于推动整个中东地区加速能源转型，找到经济增长新动能。

8、法国罢工影响蔓延，天然气维持跌势，电力基础设施受损。芝商所3月23日消息，本月初法国罢工事件影响持续扩散，3月21日，一位工会人员表示，开始于3月6日的法国三个液化天然气接收站罢工将延长至3月28日，欧洲整体库存由储转耗。东北亚地区市场价格将呈下降趋势，目前东北亚地区进入LNG需求淡季，美国硅谷银行和瑞信集团引发的银行业危机，带动天然气现货价格下降，市场现货交易冷清，将带动东北亚现货价格下降。周内欧洲罢工潮带动天然气价格上涨，但随着事件逐渐解决，且欧洲天然气下游需求保持疲软，预计TTF期货价格将呈下降趋势。美国天然气（NG）期货价格将呈下降趋势，随着自由港产量有所增加，市场供应保持充足，但由于各主消费地需求持续疲软，美国LNG出口船期暂未明显增加，预计未来NG期货价格将有所下降。另据外媒网3月24日消息，针对法国政府有争议的养老金改革计划的罢工现已进入第16天，给法国电力部门、炼油厂、LNG接收站带来了压力，甚至扰乱了核反应堆的维护。正在进行的抗议活动是对总统埃马纽埃尔·马克龙提议的养老金制度改革的回应，包括将退休年龄提高两年至64岁。马克龙的目标是摆脱养老金改革，专注于其他措施。周四，由于罢工中断了法国北部敦刻尔克LNG接收站的运营，运营商Fluxys宣布不可抗力。根据一份在线公告，中断预计将持续到周五早些时候，这将削减每天70 GWh的码头交付能力。一位工会消息人士透露，定于周五中午左右举行的股东大会将决定罢工是否会延长。法国能源部长Agnès Pannier Runacher强调，虽然罢工是宪法赋予的权利，但封锁基础设施不是。TotalEnergies在法国最大的炼油厂Gonfreville工厂也准备了征用令，尽管尚未正式发布。由于罢工，炼油厂于周二关闭，储罐已接近饱和。尽管政府发出警告，工会仍承诺继续抗议。FO-ADP工会秘书长Fabrice Criquet表示：“我们别无选择，只能举行罢工，阻止经济发展，直到(马克龙)投降并撤回他的项目。”周四上午，TotalEnergies 37%的运营人员参加了罢工，扰乱了多个炼油厂和仓库。CGT工会的一名官员还报告称，11座核反应堆的维护已经停止，其中包括本月早些时候发现新应力腐蚀裂纹的Penly 1号反应堆。这些维护中断已经持续了11天，法国核电站、火电厂和水电站的可用电力减少了21 GW。

9、美国能源信息署（EIA）报告：美国原油及石油产品出口创新高，战略石油储备继续保持不变。北美FX168财经报社3月22日消息，周三(3月22日) EIA公布了原油库存报告，美国上周的原油和石油产品出口创下新高。数据公布后，美、布两油短线上扬。EIA发布的报告表示，截至3月17日的一周内，美国的原油库存小幅增加111.7万桶，此前为增加155万桶，预期减少156.5万桶。原油产量增加10万桶至1230.0万桶，原油进口增加5.1万桶，前值减少172万桶，原油出口减少9.5万桶/日至493.2万桶/日。美国原油产品四周平均供应量为1965.1万桶/日，较去年同期减少6.22%。美国上周战略石油储备（SPR）库存变化0万桶，连续9周没有变化，战略石油储备库存维持在3.716亿桶不变。除却战略储备的商业原油进口617.2万桶/日，较前一周减少4.4万桶/日，商业原油进口量为2023年1月20日当周以来最低。除却战略储备的商业原油库存增加111.7万桶至4.81亿桶，增幅0.23%，库存为2021年5月21日当周以来最高。在燃料方面，EIA报告燃料库存出现小幅波动。截至3月17日的一周，汽油库存减少331.3桶，预期减少167.7万桶，前值减少206.1万桶，库存降幅录得2021年9月3日当周以来最大。汽油产量增加39.2万桶/日，前值减少44.6万桶/日。精炼油方面，EIA估计截至3月17日当周EIA精炼油库存实际公布减少331.3万桶，预期减少150.2万桶，前值减少253.7万桶，库存降幅录得2022年10月7日当周以来最大。精炼油产量增加7.5万桶/日，精炼厂设备利用率达到88.6%，前一周则为88.2%。除此之外，俄克拉荷马州库欣原油库存减少106.3万桶，此前一周减少191.6万桶。美国东海岸原油库存上周下降至有记录以来的最低点。最近一周美国墨西哥湾原油库存上升至2021年4月以来的最高水平。

10、外媒：美液化天然气产量将占全球三成，LNG生产的主角正由过去的卡塔尔变成美国。参考消息网3月16日报道，据《日本经济新闻》网站3月14日报道，俄罗斯与乌克兰之战已持续一年之久，在液化天然气（LNG）出口领域，美国的存在感不断增强。据调查企业挪威吕斯塔德能源公司预测，2030年美国的LNG产量将占全球的三成，相较于目前的二成进一步扩大。美国、卡塔尔、澳大利亚2022年的LNG产量基本上都保持在7000万吨以上，处于三雄鼎立状态。到2030年，预计美国的产量将增加到约2亿吨，规模达到位居第二的卡塔尔的约1.7倍。卡塔尔也在进行增产投资。但经过页岩气革命之后成为天然气生产大国的美国的增产速度更快。全球的LNG需求趋于增长。出于运输俄罗斯产天然气的管道破裂等原因，欧洲的LNG采购量猛增。目前以现货交易为主。据吕斯塔德能源公司统计，2022年，欧洲需求约为1.2亿吨，比2021年增长约七成。欧洲在全球需求中的占比由2021年的约二成扩大到约三成。　　雪佛龙公司首席执行官迈克·沃思3月6日表示：“天然气市场长期发生结构性变化。”欧洲与俄罗斯的天然气交易恢复到俄罗斯出兵乌克兰之前状态的可能性很小。受新冠疫情的影响，中国的LNG需求2022年同比减少约两成至6000多万吨，但中长期将增加。预计2030年的需求将超过1.4亿吨，超过欧洲。满足上述增长的LNG需求的是美国产LNG。中国2021年进口的美国产LNG以现货为主，大约为800万吨。与美国项目签订的长期协议购入量，包括今后开始进口的部分在内，至少达到约2500万吨，交易很可能会增加。欧洲大型资源贸易商贡沃尔集团首席执行官托尔比约恩·特恩奎斯特说：“世界已经离不开美国的LNG。”转眼间，LNG生产的主角正由过去的卡塔尔变成美国。

11、中巴经济走廊塔尔煤电一体化项目顺利投运。经济日报当地时间3月22日报道，巴基斯坦塔尔一区块煤电一体化项目举行了投运庆典仪式。巴基斯坦总理夏巴兹·谢里夫出席庆典并致辞，中国驻巴基斯坦大使馆临时代办庞春雪出席此次庆典活动，巴基斯坦外交部长比拉瓦尔·布托·扎尔达里等人共同前往参访。在庆典致辞中，夏巴兹·谢里夫指出，塔尔一区块煤电一体化项目将这个曾经荒芜贫瘠的沙漠，变成了具备产业化、现代化的基础设施的地方；这里生产的电力将被输送到巴基斯坦各地，为巴基斯坦的经济提供巨大的推动力，为整个国家带来繁荣，并且会为整个国家节省因能源进口而造成的数十亿外汇支出。中国驻巴基斯坦大使馆临时代办庞春雪在仪式上致辞时表示，祝贺塔尔一区块煤电一体化项目顺利投运。作为中巴经济走廊项下重点推进能源合作项目，塔尔一区块煤电一体化项目将为巴基斯坦改善能源结构，增强能源安全，降低外汇风险作出积极贡献。塔尔一区块煤电一体化项目是中巴经济走廊重点能源合作项目。项目建设期间累计为当地创造了18000多个直接就业机会，造福当地人民，得到了广泛好评。项目投运后将为超过400万户巴基斯坦家庭提供持续、稳定、清洁、优惠的电力。

另据外媒报道，早在今年2月，巴基斯坦能源部长曾表示，巴基斯坦计划将国内燃煤发电能力翻两番，并且未来几年内不再新建天然气电厂，以降低发电成本，缓和外汇危机。天然气发电占巴基斯坦电力结构的三分之一以上。2022年，受天然气供应短缺影响，该国大部分地区陷入断电危机。受去年俄乌冲突引发的全球能源危机影响，叠加国内严重的经济危机，使得巴基斯坦无法负担天然气价格。“液化天然气发电将不再是长期能源计划的一部分。”路透社援引巴基斯坦能源部长胡拉姆·达斯特吉尔·汗（Khurram Dastgir Khan）表示，并补充说巴基斯坦中长期目标是将国内燃煤发电能力由2310兆瓦增加至1万兆瓦。燃煤发电能够为巴基斯坦人民提供可靠的电力，而这一问题也凸显出部分发展中国家在努力获取能源与制定有效脱碳战略的道路中面临的挑战。尽管2022年电力需求增加，巴基斯坦年度液化天然气进口量却降至五年来最低水平。“我们拥有世界上最高效的再气化液化天然气电厂，但却没有足够的天然气来运行这些电厂。”达斯特吉尔表示。“这使得我们不仅要能够生产低成本能源，而且要利用国内资源，这一点非常重要。”达斯特吉尔说。

12、克普勒(Kpler):印尼今年前2个月煤炭出口累计同比增长86.4%。中国煤炭资源网信息，Kpler船舶追踪数据显示，2023年2月份，印尼煤炭出口量为3864.54万吨，较上年同期的2799.38万吨增长38.05%，较1月份的3621.4万吨增长6.71%。2023年1-2月份，印尼煤炭出口量累计为7485.94万吨，同比增长86.4%。

13、加大出口，俄罗斯两大煤炭巨头在布局。据丰矿煤炭物流3月23日信息，2023年前两个月，中国从俄罗斯的煤炭日平均进口量增长明显。2023年1-2月，俄罗斯煤炭进口量达到1480万吨。俄罗斯煤炭贸易商认为，恢复从澳大利亚进口煤炭不太可能对中国的煤炭供应结构产生重大影响，压力来自较便宜的俄罗斯煤炭的激烈竞争以及来自中国国内矿井的供应增加。此外在禁止向中国进口煤炭的同时，澳大利亚煤炭生产商将销售转向其他市场。现在他们很难放弃新市场，转而转向在中国的潜在销售。俄罗斯国内煤炭企业也在加速布局，俄罗斯煤炭巨头SUEK认为，现在煤炭行业在经济中的作用比以往任何时候都更大。欧盟国家的实践表明，依靠非碳氢化合物替代能源是具有一定风险的。在克拉斯诺亚尔斯克边疆区，开采煤炭一直是经济模式的重要组成部分，SUEK煤炭公司的煤炭产量约占该地区煤炭产量的70%：根据2022年的数据显示，Borodinsky、Nazarovsky和Berezovsky的煤炭产量为3420万吨，创历史纪录。为了满足现代要求和应对时代挑战，SUEK公司计划今年投资40亿卢布发展煤炭业务。今年SUEK克拉斯诺亚尔斯克边疆区分公司有着雄心勃勃的任务——计划开采3200多万吨煤炭。该公司指出，去年提前准备的储备有助于确保增长。今年将有更多的工作要做，40亿卢布的大规模投资计划将有助于实现既定目标。这一投资数额是公司成立以来的历史新高，投资计划的主要方向是设备采购和现代化建设以及生态维护。ELSI（埃尔西）也在布局新的物流。目前ELSI正在开发埃尔加矿床，该矿床拥有俄罗斯最大的焦煤储量。也将供应到亚太地区，但在地缘政治冲突和物流变化的背景下，运输能力出现了短缺。东部边疆区的装载能力限制了ELSI利用附近的港口如符拉迪沃斯托克等港口的运送煤炭的数量。TJD（太平洋铁路）将成为ELSI公司的替代供应渠道。这条路将经过雅库特和哈巴罗夫斯克边疆区，到达鄂霍次克海（乌达湾）的Manorsky角，全长626公里，该项目将使ELSI的铁路的总长度增加约两倍。这条铁路的终点将是埃尔加港。该码头每年可处理约3000万吨煤炭，该项目的第一阶段旨在接收最大载重55000吨的船舶。ELSI原计划在2026年完成TJD，目前ELSI的目标是加速该项目的实施，并计划在2024年底前推出铁路支线和新港口。

14、澳大利亚2月份动力煤出口环比下降4%,炼焦煤下降15%左右。Kpler船舶追踪数据显示，2023年2月份，澳大利亚煤炭出口量2415.85万吨，为连续第二个月下降，环比下降10.0%，同比下降7.9%。1-2月份，澳大利亚煤炭出口量累计5101.06万吨，同比下降11.7%。

另据CoalMint 的船运数据，由于1月的大雨和铁路脱轨事件导致运输供应中断，导致2月份澳大利亚动力煤发货量下降，港口船只排队时间延长。2月份，澳大利亚动力煤出口量环比下降4%，降至1460万吨。2月份，澳大利亚对日本的动力煤出口638万吨，占澳大利亚出口总量的近43%，环比下降了12%；对印度煤炭出口48万吨，而1月份为1.86万吨；对韩国煤炭出口有所增加，出口发货量环比增加13%，达到173万吨。对华出口总量为175万吨。值得注意的是，中国已开始从澳大利亚进口煤炭，第一批动力煤已于今年2月运抵。2月份，澳大利亚对欧洲的动力煤出口环比下降33%，降至25万吨，去年同期没有对欧盟的出口。出口发运港口方面，2月份，格拉德斯通港（Gladstone Port）煤炭出口环比下降61%，降至690万吨。主要由于1月29日运往港口的火车出轨导致煤炭运输中断，2月11日才重新恢复。同样，肯布尔港（Port Kemble）煤炭出口发运下降44%，降至23万吨，至今尚未恢复。然而，2月份，DBCT港和Port Brisbane的煤炭出口发运量为113万吨和20万吨，环比分别增长60%和39%。

2月份，澳大利亚炼焦煤出口发运量为913万吨，环比下降13%，同比下降20%。出口下降主要是澳大利亚供应紧张的结果。在澳大利亚炼焦煤产量最高的昆士兰州，主要的煤炭码头排着蛇形的船队。此外，格拉德斯通港口（Gladstone Port） 在1月29日至2月11日期间仍然关闭。1月份的恶劣天气和火车脱轨事件阻碍了供应，导致2月份港口的船舶航线延长。值得关注的是，澳大利亚炼焦煤出口发货量连续第三个月下降。自去年11月以来，煤炭出口下降了33%。2月份，澳大利亚没有一个港口从1月份造成的供应中断中恢复过来。与2022年12月相比，来自格拉德斯通的炼焦煤船运量下降了42%，同期从肯布尔港（Port Kemble）的炼焦煤船运量下降了14%。而2月份从Dalrymple Bay (DBCT)煤炭码头、阿博特港(Port Abbot Point)炼焦煤出口发货量较1月份累计有所增加。澳大利亚最大的炼焦煤出口商必和必拓-三菱联盟(BMA)2月份出口量为282万吨，同比下降32%。2022年第二大出口商杰林巴Jellinbah当月出口量33万吨，环比下降55%。然而，Oaky Creek CC 和 South Walker CC 2月份出口量比前一个月增加了一倍多。2月份，澳大利亚对印度和日本等主要国家的煤炭出口有所下降，对印度出口发货量下降了50% 以上，对日本的出口下降了45%。而对韩国的出口则有所增加。出口下降的原因是澳大利亚炼焦煤供应问题导致价格飙升。与此同时，由于需求增加，2月份对欧盟的出口猛增了41%。随着中国解除对澳大利亚出口的非正式禁令，澳大利亚对华炼焦煤出口量从1月份的7.5万吨增加至2月份的31.8万吨。

15、印尼2023年3月动力煤参考价格（HBA）环比上涨2.17%。据印尼媒体3月17日消息，按照印度尼西亚能源和矿产资源部发布的煤炭参考价（HBA）新规则（No. 41.K/MB.01/MEM.B/2023）确定的首个印尼动力煤参考价也即2023年3月装载的动力煤HBA价格为283.08美元/吨，环比前一月上涨6.03美元/吨，上升2.17%。然而，新的 HBA 价格的煤炭质量是基于热值6200-6400 GAR，而不是以前的基于热值6322 GAR 煤炭的 HBA。同时，也发布了2023年3月发运的 HBA I 和 HBA II 等另外两级的价格。HBA I (热值5100-5300 GAR煤炭 )为136.70美元/吨，HBA II (热值4100-4300 GAR 煤炭)为102.26美元/吨。印尼能矿部不再使用印度尼西亚煤炭指数(ICI)、普氏5900指数(Platts-5900)、纽卡斯尔出口指数(NEX)和环球煤炭纽卡斯尔指数(GCNC)等四个指数来计算 HBA。新规则的HBA是根据前一个月和前两个月的实际销售价格计算的。印尼动力煤标准参考价格HBA的制定是为了满足印尼采矿法（第04/2009号）和印尼能矿部部长令（第17/2010号）的要求。而且，其目的是要增加从煤炭生产商征收特许权使用费收入。自2009年1月以来，印尼政府每月发布一期煤炭参考价格(HBA & HPB) ，用于煤炭生产商所有的现货和定期合同。然而，HBA 自2011年9月正式实施以来，根据政府规定，煤炭基准价格必须由生产运营 IUP、特殊生产运营 IUP 和 CCoWs 的持有者作为确定特定时期煤炭销售价格的参考。从2023年3月开始，新的 HBA 确定规则取代了以前的旧规则，并要求以新规则确定新的 HBA、 HBA I 和 HBA II 的月度价格。本月公布的HBA将对在3月31日或之前装船，或直到发布新的 HBA 价格为止的煤炭现货销售价格有效。

（编辑：吕晴）