周二的最新数据显示，租用一艘超大型油轮（VLCC）将中东原油运到中国的价格，已经飙升突破每日17万美元，较年初翻了3倍。业内人士指出，除了众所周知的美伊对峙外，全球原油的供应趋势变化，以及韩国航运公司大举订船等因素均对价格飙升形成助力。 最新的价格动向，也意味着运油成本已经提高到 2020年4月以来的新高 。 （来源：LESG、Reuters） 航运分析公司Kpler的数据也显示，今年2月中东地区的原油出口达到1900万桶/日，同样是2020年4月以来的最高水平。 Sparta Commodities高级分析师June Goh解读称：“VLCC运价迎来了多项积极的基本面驱动因素，包括此前通过‘影子船队’运输的委内瑞拉原油，转而使用合规、透明的正常航运；OPEC+增产；以及炼厂端保持健康的原油需求，其中尤以印度最为突出，其原油采购正从俄罗斯转向中东地区。” 也有分析指出，若霍尔木兹海峡卷入战火，油运成本还会进一步提高。 经纪商克拉克森（Clarksons）在一份报告中指出， VLCC现货运价的变动，并不需要实际运输的原油数量减少 。报告写道：“只要市场对风险的感知上升，运价就可能迅速被重新定价——包括战争风险保费上调、船东要求因靠港该地区获得额外补偿，以及租船方为降低航期不确定性而提前、拉长订舱周期。” 与此同时，也有消息人士称， 韩国长锦商船（Sinokor）正在大举扫货市场里的VLCC ，进一步压缩了此类船舶的整体供应。多个信源估算，长锦商船目前至少控制着78艘VLCC，这个数字预计将在本季度内至少达到88艘。 据业内人士估算，长锦商船的目标可能是超过100艘，甚至有可能达到120-130艘。 航运数据分析机构 Signal Group在上周的一份报告中指出：“当船队规模达到88艘这一门槛时，长锦商船已成为VLCC领域中最大的商业运营方，其掌控的现货交易船队约占整个VLCC现货市场的24%，在全球VLCC总船队中的占比也接近12%。 对于这一市场而言，单一商业主体达到如此高的集中度，尚属前所未有 。” 非常有趣的是，快速飙涨的油轮租金也令知名行业专家的评论“快速过期”。 北京时间周二晚间，能源领域知名作者Javier Blas在社交媒体上感叹称，现在租用VLCC的一整年期合同已经突破9万美元/日，创出历史新高。评论区里有网友指正称，现在历史新高已经变成DHT刚签下的10.5万美元/日。 数据显示，DHT过去一周里签订了3份一年期VLCC租船合同。 其中2月18日的交易价格为9万美元/日，次日涨至9.4万美元，到本周一已经涨到10.5万美元。 Blas对此感叹称，像这样在长期合约中看到如此高水平的日租金，确实是极其、极其、极其罕见的。

在刚刚过去的春节长假期间，全球地缘政治格局再度趋于紧张，尤其是中东地区的局势引发了国际能源市场的广泛关注。 美伊核协议谈判进展依然有限，与此同时，美国宣布向中东增派军事力量，伊朗则在霍尔木兹海峡附近举行大规模军事演习，这一系列举动被市场解读为双方对抗升级的前兆，进一步加剧了投资者对于全球石油供应可能中断的担忧。 受上述因素影响，国际原油期货市场在节日期间呈现震荡上行态势。截至2月24日，据有关统计数据，WTI原油盘中报66.87美元/桶，年初至今在上涨17.07%；ICE布油盘中报71.61美元/桶，年初至今累计上涨19.27%。两大基准油价的强势表现，反映出市场对供应端风险的重新定价。 受国际油价强势表现的提振，节后第一个交易日，A股市场相关板块迎来开门红。其中，与油气勘探、服务及生产密切相关的个股表现尤为突出。中海油服、石化油服、洲际油气等多只相关股票强势涨停。整体来看，石油开采、油服设备以及上游资源类板块涨幅居前，成为当日市场的主要热点之一。 针对近期市场走势，多家机构发布观点。华西证券宏观固收团队在其研报中表示，节前担忧美伊冲突的资金较多，但假期内双方保持克制，即使开战，更多是从油价到风险偏好的一次性冲击，应对比预判或更为重要。 宝城期货研究员陈栋在其研报中分析，短期来看，国内原油期货或呈现高开偏强震荡的走势，需重点关注OPEC+后续减产动向、美国库存数据以及中东局势的演变。若地缘冲突未进一步升级，叠加全球经济复苏节奏放缓，油价可能在高位承压；反之，若供应中断风险加剧，油价仍有进一步上行的空间。 华联期货分析师黄桂仁也表示，基本面OPEC+一季度暂停增产，最新EIA短期能源展望预计2026年全球石油需求为1.048亿桶/日，与先前预测持平。 欧佩克维持其对2026年和2027年全球石油需求增长的预测（138万桶/日和134万桶/日）不变，欧佩克+1月份的原油总产量平均为4245万桶/日，较12月减少了43.9万桶/日。 在黄桂仁看来，全球石油总体库存仍偏高。节日期间外围地缘仍不平静，美伊地缘有所升级，第二轮谈判结束无实质进展，关注下一轮谈判。

春节期间，我国电力现货市场经历了一场前所未有的价格波动。山东、河北、河南、黑龙江、广东等多个省份的电力交易平台，接连出现了零电价甚至负电价时段。 财联社记者采访多位业内人士获悉，这一现象看似异常，实则是电力市场化改革深化的必然结果，在一定程度上也标志着我国电力市场产业链正经历深层次变革。 春节期间多省出现零电价、负电价 春节期间出现的零电价、负电价，主要集中在我国的电力现货市场。与用户最终缴纳的电费账单不同，现货市场交易的是电能量本身的价格，其价格由供需实时决定。 财联社记者采访多个省份的电力行业人士获悉，今年春节期间，河南、河北等多省均出现了零电价时段。其中，河南在2月15日（腊月二十八）有13个小时的现货电价为0元/千瓦时，河北冀南电网在2月21日（正月初五）也出现17个小时的零电价。而广东电力现货市场在2月18日（正月初二）曾出现7小时负电价。此外，黑龙江去年12月曾出现连续13日的零电价，辽宁省也在今年1月份出现近300小时的负电价。 多位受访专家指出，今年春节期间零电价、负电价现象尤为突出，是多重因素叠加的结果。 “零电价、负电价出现的核心原因在于供需的时空错配。”河南宗航数字科技总经理夏喜帅对财联社记者表示。春节期间，全国大部分工业企业停工放假，导致用电负荷，尤其是占用电量约60%的工业负荷大幅腰斩。与此同时，春节期间全国多地天气晴好，光伏发电出力达到高峰；冬季风力较大，风电出力也处于高位。此消彼长之下，电力供应短时间内严重过剩。 其次是市场交易规则的重大调整。天娱数科（002354.SZ）数字能源项目副总经理杨子靖介绍，去年底以来，多个省份修订了年度电力交易规则，一个关键变化是允许报价范围从原来的0-1500元/兆瓦时，扩大至-100到1500元/兆瓦时。这意味着发电企业首次被允许报出负电价，为市场出清时出现负值提供了制度基础。这一调整也是2025年以来国家层面持续深化电力市场化改革的结果。 最后是技术调节能力的不足。瑞芸科技副总经理宋猛则告诉财联社记者，“我国电力市场以省为单位运行，各省之间壁垒明显，无法有效实现跨省电力互济。这正是近期政策强调到2030年建立全国统一电力大市场的原因。当前，我国大规模储能设施和跨省跨区电力输送通道尚在建设完善中。 此外，火电机组单次可达数百万元的启停成本过于高昂，导致火电企业在负荷低谷时宁愿报低价甚至负电价维持最小出力运行，也不愿停机，进一步加剧了市场供给压力。 电力市场全链条已开始重构 当现货市场出现零电价或负电价时，是否意味着发电企业在“做慈善”？终端用户是否真的受益？业内人士告诉记者的答案远比表面复杂。 此次电力市场规则的深层变化，正在重塑发电、用电及全链条格局。 对发电企业而言，盈利模式发生根本转变。火电的基础性、支撑性地位虽然仍难撼动，但其角色正从主力电源向调节性、保障性电源转变。 杨子靖表示，“火电之前的盈利模式就是发电量乘以上网电价，现在火电的整体营收变为电能量+容量电费+辅助服务构成，不再是简单的电量乘以电价。”但在新的市场环境下，发电侧的收入正转向“电能量收入+容量电费收入+辅助服务收入”的多元结构。因此，只要煤电机组满足容量考核要求，即便在现货市场零电价时段未获得电能量收入，仍可获得对应的容量电费补偿。对于新能源企业，尤其是存量国补项目，其收入可包含国补收益，平价项目可通过绿证交易获得环境价值收益，因此现货市场的零电能量收入未必导致其整体亏损。 但新的电力价格体系下，火电等传统发电企业也面临更高的技术要求。现货市场峰谷价差拉大，倒逼火电企业进行灵活性改造，以降低最小出力，适应波动。夏喜帅表示，“（新体系）会倒逼火电去做灵活性改造。火电机组进行设备升级后，比如原来负荷最低可能只能压到30%，改造后可以压到20%甚至15%。在现货价格比较低的时候少发电，在电价高的时候多发电，以此扩大盈利空间。” 新能源则面临喜忧参半的局面。光伏行业从业者谢经理坦言，在现货市场下，光伏大发时段往往对应低电价甚至零电价，全额上网的项目收益承压。长远看，政策推动全国统一市场建设，旨在通过跨省消纳解决此问题。但短期内，分布式光伏可能面临更多“暂不上网”的调度要求。新能源投资将更精细化，需高度关注消纳能力和市场交易策略。 对用电企业而言，零电价不等于用户零成本。夏喜帅表示，用户侧结算实行“中长期合约+现货偏差”的模式。现货市场的零电价仅代表该时段电能量价格为零，用户仍需支付输配电价、政府性基金及附加等固定费用。 在新的电力价格体系下，一些企业的生产节奏需要进行适应性调整。“在电力现货市场，低价阶段就是光伏和风电大发的时间段，也就是10-15时之间的深谷时间段，用电大户应该调整相应的生产时间和节奏。”同时，杨子靖认为，“由于西北、西南地区的电力价格更低，电解铝、多晶硅等高耗电企业在未来向该地区转移产能的情况会越来越多。” 对电网而言，其角色定位将出现重大变化。宋猛认为，“以前我们买电基本上是先向电网直接去买电，但是未来电网的主要任务更像是高速公路。其将电力大基建建好之后，只收取电力的过路费，其他的售电业务或将逐渐退出。” 值得注意的是，所有受访者一致认为，储能是此轮改革最明确的受益者。杨子靖表示，新规明确储能可作为独立主体参与全品种市场交易，其盈利模式从单一的峰谷套利，扩展至容量补偿、辅助服务、能量交易等多元化收益，投资回报周期有望缩短。《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（114号文）则从并网和调度层面为储能扫清了障碍。 宋猛预测，“储能市场未来3-5年必然爆发式增长，特别是电网侧大型储能。”谢经理则认为，“分布式储能与光伏结合的‘光储充一体化’将成为主流模式，单独的用户侧储能已逐渐失去生存空间。” 此外，微电网和虚拟电厂的发展也将被强力推动。夏喜帅表示，如果把电网比喻为高速公路，那么微电网就像在路网中自建了内部循环系统，而虚拟电厂则像整合了沿途服务区、休息站资源的综合服务平台。随着分布式电源激增，主网配网压力加大，“主配微协同”成为新型电力系统的必然方向。微电网可实现局部自平衡，虚拟电厂则能聚合分散资源参与市场，提升系统调节灵活性。

节后归来，一文理清马年开市新变量 若您想深入了解更多春节期间热点事件和春节后需要重点关注的板块分析，欢迎咨询： 》国泰君安期货 随着春节长假的结束，我们即将迎来农历新年的首个交易周。在咱们休市的这十天里，海外市场并没有停下脚步，反而积蓄了不少变数。作为分析师，我认为有必要在开盘前为大家梳理一下假期间外围市场的核心变化。我们不谈枯燥的数据，主要聊聊这些宏观波动，可能会给国内期货市场带来怎样的开局指引，助大家开年投资的第一仗，打得更有底气。 今日（2月23日）下午14:00将有【近期地缘变局详解及能化投资逻辑透视】电话会议，仅限产业背景投资者参与（需上传名片后通过审核）即可解锁。会议聚焦品种：原油、燃料油、甲醇、油运、LNG 报名链接： https://gtja.qsh1.com/activity/5vUbuGl 热点事件 【 1 、美最高法院驳回关税政策】 假期最大的扰动依然来自贸易端。美国关税政策出现戏剧性反复：最高法院裁定部分关税无效，但特朗普政府随即宣布了10%的全球临时关税作为“补丁”，并紧接着在第二天，把临时关税提到了上限15%。 对于咱们交易者来说，不需要去深究具体的法案细节，只需要明白背后的核心逻辑——在旧关税失效、新关税生效（2月24日）前， 市场有一个极短的“政策空窗期”。这或许能短暂提振出口链的风险偏好，但本质上，上述事件只是关税工具的“替换”，而非对华贸易压力的“实际缓解”。 【 2 、美伊冲突进展】 假期期间，美伊军事对峙明显升级，美国增兵，伊朗军演回应。双方“边谈边斗”的态势短期难解，但全面战争风险目前看仍可控。 这种 “紧张但未失控”的格局，令地缘风险溢价持续支撑国际油价，并可能间接传导至国内与原油成本挂钩的化工品（如燃油、沥青、PX等）。后续需重点关注美伊谈判能否在“最后期限”（10-15天）内取得突破，以及霍尔木兹海峡的通行状况。 【 3 、美总统访华行程】 假期期间，市场有消息称美总统可能于三月末访华，但中方尚未正式回应。这一消息可能引发市场的“预期博弈”： 访华前夕，美方为增加谈判筹码，不排除在贸易等领域继续施压，特别是在关税裁决受挫后，其展示政策干预能力的动机较强；但为确保访问顺利，双方也可能保持一定克制。 对交易者而言，需紧盯未来一个多月美方在贸易、科技等领域的动向，任何信号都可能给世界贸易格局带来巨大不确定性。 【 4 、美国经济数据“挤水分”】 假期期间，美国经济数据出现关键修正：2025年非农就业被大幅下修，且四季度GDP实际增速未跑赢通胀。这可能令市场对美国经济“过热”的担忧降温，进而影响对美联储政策节奏的预期，扰动全球风险资产情绪。 单次修正虽不意味趋势反转，但它提示我们，此前部分乐观叙事所依赖的数据根基，可能需要重新评估。 热点关注板块 【 1 、有色板块】 春节假期， 机器人概念因春晚效应而热度飙升 ，这为有色金属需求带来了新的想象空间。人形机器人产业步入规模化量产前夜，其电机、结构件等核心部件将直接拉动铜、铝、稀土等上游金属材料的长期需求预期。 与此同时，板块的整体环境也提供支撑：假期国际贵金属走强提振情绪；多数品种自身供需格局偏紧，且需求端还受益于新能源、电力投资的增长。 加之年初社融“开门红”的宏观氛围，板块中期支撑逻辑仍在。 代表品种：铜、铝、锡等 【 2 、油化工板块】 假期地缘局势升级，推动原油价格走强，从成本端为下游化工品提供了最直接的支撑。 此外，来自供应端的潜在变化也值得关注： 国内石脑油消费税调整可能影响原料供应 ，春季行业集中检修也可能收缩供给。长期来看，“反内卷”政策导向有望推动行业竞争走向良性，利于产品价格重心上移。可关注石脑油下游、且今年存在供需边际收紧预期的品种。 代表品种：PX 、PTA 等 【 3 、光伏板块】 光伏行业正迎来政策环境的积极变化。 国内层面，“反内卷”治理进入攻坚年， 国家正通过引导落后产能退出、打击低价恶性竞争等方式，推动行业从“以量取胜”转向“以质取胜”，这有助于产业利润逐步向拥有合理利润的品种回归。 与此同时，出口端也出现了两个值得关注的积极因素。一方面， 4 月1 日起光伏产品出口退税将全面取消 ，这可能会刺激企业在政策生效前集中“抢出口”，为短期需求带来支撑。另一方面，作为春节前的重要动态， 美国对光伏组件征收的“ 201 关税”已于2 月6 日正式到期。 这项始于特朗普政府、曾被拜登延长的额外关税的落幕，理论上降低了光伏产品进入美国市场的成本门槛，对出口构成一定边际利好（更多体现在情绪层面）。在内部政策引导与外部环境变化的共同作用下，光伏产业链的价格与盈利预期或有望迎来积极调整。 代表品种：多晶硅、工业硅等 马年伊始，万象更新，先祝各位客户朋友开门见红，投资顺顺利利！不过也请大家务必留意，节后归来的市场往往面临海外累积风险的集中反应，行情波动可能放大，请一定系好“安全带”，轻仓起步，理性应对开年的第一波风浪。 截稿时间：2026年2月23日10点 资料来源：金十数据、观察者网、财联社 （作者：国泰君安期货市场分析师 张驰宁 投资咨询号：Z0020302） 本内容仅用于学习交流，不构成投资建议。接收本文不代表国泰君安期货与读者建立任何业务关系。本公司不对信息的准确性、完整性和可靠性提供保证，投资者须自行承担风险。本文观点仅为作者个人分析，不代表公司立场。未经书面授权，禁止任何形式的复制、修改或引用。如需转载，请注明出处为国泰君安期货，确保内容完整性，且不得对本点评进行有悖原意的引用、删节和修改。

美国总统特朗普正在权衡是否攻击伊朗，而这一决策将直接影响到国际油价。 伊朗的石油储量为全球第三大，其还控制着能源贸易中最重要的石油运输航道之一——霍尔木兹海峡。如果美国发动攻击，伊朗可能像去年夏天一样采取导弹和其他武器进行反击，并进一步切断霍尔木兹海峡的船舶流通。 Tortoise Capital的高级投资组合经理Rob Thummel表示，霍尔木兹海峡的长期中断将使油价超过100美元。霍尔木兹海峡是波斯湾产油国向外运输原油的唯一通道，每天有2000万桶原油在此交汇，约占到全球原油产量的五分之一。 国际油价近期已经明显走高，布伦特原油期货价格目前已突破70美元/桶，WTI原油期货价格则升至65美元/桶以上。 而据能源市场咨询公司FGE NexantECA名誉主席Fereidun Fesharaki周一预测，美国别无选择，只能开战。而美伊之间的公开冲突将快速推高油价，油价可能涨至90至100美元/桶。 海峡之困 Fesharaki过去数十年来深耕能源市场，他指出，如果伊朗接受美国对其的挑衅言论，那么伊朗政权就失去了合法性。伊朗现在可以做两件事，一是对邻国如沙特等发动袭击，二是封锁霍尔木兹海峡。 他还表示，美国和伊朗定于周四的日内瓦会谈可能注定失败。此外，从长远来看，即使伊朗政权被推翻，其恢复稳定也需要至少一年的时间。 能源咨询公司Pickering创始者Dan Pickering指出，目前风险相当高，最大的风险就在于伊朗被逼上绝路。过去中东各国一直避免攻击石油基础设施，包括去年6月伊朗和以色列之间的冲突。 地缘政治和能源咨询公司Foreign Reports副总裁Matt Reed也认为，如果走投无路，伊朗可能会轰炸霍尔木兹海峡或者布设水雷形成封锁。 他警告，伊朗正面临一场生死之战，这意味着它更有可能采取报复行动，哪怕只是为了增加美国干预的成本。其甚至可能选择打击资源丰富的阿拉伯邻国，因为这些地方更容易攻击，且一旦油价大幅波动，会让所有人都蒙受损失。 Rystad Energy研究公司首席经济学家Claudio Galimberti则预测，如果伊朗冲突得到控制，油价可能涨至超过80美元/桶，但如果霍尔木兹海峡出现任何异动，那么油价可能飙升至100美元/桶以上。

最新消息显示，一些欧佩克+成员国代表认为，该联盟有空间在4月份恢复原油增产，他们还认为外界对全球石油市场供应过剩的担忧被夸大了。 欧佩克+（石油输出国组织及其盟友）成员国的一些代表们透露，现在有空间恢复今年第一季度季节性需求疲软期间暂停的增产计划。 去年，8个核心欧佩克+成员国同意逐步增加原油产量，但在今年1月、2月和3月暂停增产步伐，目前仍有日均约120万桶的产量尚未恢复。 透露消息的代表强调，欧佩克+尚未在3月1日会议前承诺采取任何具体行动，也未展开正式讨论。另有代表补充称，最终决定可能取决于特朗普是否会对伊朗采取军事行动，或与其达成核协议。 隔夜，特朗普表示，美国“必须”与伊朗达成协议，否则局势将“非常严重”。周四（2月12日）有报道称，美军当天从加勒比海调遣“杰拉尔德·R·福特”号航母前往中东。 分析认为，特朗普对委内瑞拉和伊朗的强硬立场，加上从北美到哈萨克斯坦的供应干扰，使得油价在今年年初表现强劲，尽管市场此前一直警告全球油市可能出现供应过剩。 多位大型交易商表示，关键市场的供应趋紧正在支撑油价，因为不少过剩产量来自受到欧美制裁的国家，例如俄罗斯和伊朗，这些原油难以进入更广泛的市场，使得市场出乎意料地具有韧性。 年初至今，布伦特原油期货主连价格已累计上涨约11%。1月底时，因市场担心中东可能爆发新的冲突，布油价格一度飙升至接近每桶71美元，创六个月新高。 根据国际能源署（IEA）的说法，去年全球石油库存以自新冠疫情以来最快的速度累积，原因是欧佩克+以及另外一些美洲产油国（巴西、圭亚那等）产量上升。 去年4月，沙特出人意料地主导欧佩克+快速恢复2023年以来暂停的产量，尽管当时市场普遍警告全球供应已相当充足，此举令原油交易员震惊。 部分欧佩克+代表称，那次政策转向旨在夺回此前因减产而被竞争对手（如美国页岩油生产商）抢占的市场份额。有分析猜测，沙特此举也可能是为了讨好特朗普——他曾多次呼吁 欧佩克协助降低燃油价格。 目前尚不清楚该组织在3月1日线上会议上是否会正式批准进一步增产，只是有消息称，他们倾向于增加产量。 不过，主要成员国之间似乎存在分歧：沙特和阿联酋希望推进增产，而俄罗斯则显得更为谨慎。 本月早些时候，俄罗斯副总理亚历山大·诺瓦克表示，欧佩克+ 预计全球石油需求将从3月或4月开始逐步增长，但俄罗斯原油难寻买家仍面临压力，该国产量已连续两个月下降。

超过1300家欧洲行业组织本周呼吁欧盟委员会降低能源价格和碳排放成本，以挽救欧盟整体竞争力。这一呼吁发出之际，正值比利时举办为期两天、聚焦欧洲工业振兴的高级别会议。 声明写道：“降低能源和碳成本。欧洲的能源成本高得难以参与全球竞争，而成本上升不仅源于大宗商品价格本身，也与各类监管性收费有关。” 多家媒体援引行业高管的话称，他们希望电价能够回落至2021年之前的水平——即每兆瓦时44欧元(约合52美元)，而当前电价区间为每兆瓦时80至100欧元。 欧盟委员会主席冯德莱恩周三在欧洲工业峰会上表示，欧盟“具备降低成本的有利条件”，并提及包括改善电网基础设施、扩大海上风电项目规模在内的计划举措。 比利时首相巴尔特·德韦弗提到，比利时、法国、德国和荷兰正面临“生存性危机”，原因在于工厂关闭和投资下滑，而这又源于高能源成本、监管负担。 本月晚些时候，欧盟委员会将公布《工业加速法案》，预计将在太阳能电池板、电动汽车等一系列战略产品中设定欧洲本土含量目标。 不过，行业方面指出，电网改造需要较长时间。声明强调，相关改变应当“从今天开始”。 “化工行业已经没有10年的时间可以等待，”化工企业Huntsman首席执行官Peter Huntsman表示。 自欧盟因乌克兰冲突对主要能源供应国俄罗斯实施制裁以来，欧洲能源价格大幅飙升。欧盟方面采取了“去俄罗斯能源化”战略，一方面以成本更高的美国液化天然气(LNG)替代价格相对低廉的俄罗斯管道天然气，另一方面加速向可再生能源转型。 欧盟制裁事务特使戴维·奥沙利文近期表示，西方对俄罗斯实施的制裁正在对其经济产生显著影响，虽然制裁并非灵丹妙药，也必然会面临规避行为。但他强调，在实施四年之后，他确信制裁已经产生了实质性效果。 俄罗斯总统特使基里尔·德米特里耶夫则表示：“如果没有俄罗斯，欧洲将在竞争力之战中落败，并且将永远无法追赶世界。” 碳定价问题是当前竞争力争论的核心。欧盟工业界高管指出，其他地区的碳成本远低于欧盟，欧盟碳排放交易体系目前对工业部门的碳价约为每吨80欧元，而其他国家则要低得多。 根据工会组织IndustriALL的数据，自2023年以来，欧洲已有超过20家大型化工厂关闭，影响约3万个就业岗位。行业数据显示，2025年欧洲化工行业投资额同比暴跌超过80%。与此同时，德国化工巨头BASF则在中国进行了有史以来最大规模的投资，其总额达87亿欧元的工厂已于去年12月开始部分投产。

特锐德(300001.SZ)公告称，公司为华润新能源吐鲁番托克逊100万千瓦风电项目-220kV升压汇集站EPC总承包工程第一中标候选人，预计中标金额约13,730.12万元。该项目属于公司高压预制舱变电站范畴，涵盖公司220kV高压组合电器、变压器、中低压开关柜等核心产品。本项目履行将对公司未来经营工作及经营业绩产生积极影响，但不影响公司经营的独立性。

当地时间周三，欧佩克维持今年和明年全球石油需求增长预期不变，并表示因委内瑞拉、伊朗和哈萨克斯坦等国产量下滑，欧佩克+联盟1月份的整体产量出现下降。 在最新发布的月报中，欧佩克预计2027年全球石油需求将增加134万桶/日，略低于对2026 年预计的138万桶/日的增幅，这一增长受到通胀缓和、各国财政政策支持及全球贸易改善的支撑。 在今年第二季度，全球对欧佩克+原油的需求平均为4220万桶/日，低于第一季度的每日4260万桶，这一估计与上月报告中保持一致。 月报指出，世界石油需求正受到航空出行与公路交通恢复的支撑，同时美元兑一篮子货币走弱也提振了需求。美元走弱使以美元计价的商品对海外买家而言更为便宜，从而对全球需求形成一定支撑。 周三美盘交易时段，布伦特原油价格在每桶70美元附近交投，美国WTI原油略低于每桶65美元，交易员密切关注美伊关系的最新动态，担忧任何升级都可能扰乱能源供应。 1月份，欧佩克原油产量减少13.5万桶/日，降至2845万桶/日；而包括俄罗斯等在内的欧佩克+成员总产量下滑43.9万桶/日，降至4245万桶/日，其中哈萨克斯坦的下滑最为显著。 委内瑞拉产量减少8.7万桶/日至83万桶/日，伊朗产量减少8.1万桶/日至313万桶/日，上述数据来自欧佩克引述的 “二手资料”。 作为掌控全球约一半石油产量的欧佩克+联盟表示，他们已决定暂停增产至3月底，并计划于3月1日通过线上会议审视未来几个月的产量政策。 在谨慎态势下，中东最大出口国沙特阿拉伯连续第四个月下调对亚洲买家的主要原油售价。 欧佩克报告还指出，除欧佩克+之外的其他产油国(如巴西、加拿大、卡塔尔和阿根廷)预计将在2027年将产量提高61万桶/日，略低于今年63万桶/日的增幅。

国务院办公厅印发了《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，系统谋划了全国统一电力市场未来5—10年的目标任务。《实施意见》提出到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场化电价机制基本健全。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。 原文如下： 国务院办公厅关于完善 全国统一电力市场体系的实施意见 各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构： 为进一步深化电力体制改革，加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制，完善全国统一电力市场体系，在全国范围内有效实现电力资源市场化配置，经国务院同意，现提出以下意见。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，完整准确全面贯彻新发展理念，按照构建全国统一大市场、深化电力体制改革、建设新型电力系统要求，坚持全国统一、畅通循环，着力打破市场分割、破除区域壁垒，促进市场高效联通和有机衔接，统筹推动电力市场供需高水平动态平衡，着力扩大规模、改善结构、拓展功能，健全统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，在确保电力系统安全可靠运行的基础上，实现市场运行畅通有序、交易规则统一高效、利益分配公平合理，为保障能源安全、经济社会发展和绿色低碳转型提供有力支撑。 到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。 二、推动电力资源在全国范围内优化配置 （一）优化全国统一电力市场体系实现路径。加强央地联动、政企协同，在统一电力市场框架下，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，进一步打破市场壁垒，促进省间电力互济互保。推动跨省跨区交易与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面有机融合，逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式。进一步推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，电力市场经营主体“一地注册、全国共享”。条件成熟时，研究组建全国电力交易中心。 （二）完善跨省跨区电力交易制度。打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，统一交易组织方式，促进信息交互，尽快实现跨经营区常态化交易。构建能力更加充分、流向更加合理的输电通道和电网主网架格局，持续增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比。在确保安全前提下，科学安排跨省跨区优先发电规模计划，合理扩大省间自主市场化送电规模，加强多通道集中优化。一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济，在省间交易框架下探索区域内同步电网电力互济交易。 三、健全电力市场的各项功能 （三）全面建设更好发现价格、调节供需的现货市场。充分发挥现货市场发现实时价格、准确反映供需的重要作用，更好引导电力资源优化配置。推动现货市场2027年前基本实现正式运行。推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与电力市场。在明确落实各方电力保供责任的前提下，稳妥推动用户参与省间现货交易。加强现货市场与其他市场在交易时序、价格、结算等方面的衔接，通过分时价格信号更好引导经营主体优化发用电行为，激发电力系统灵活调节潜力。 （四）持续完善保障电力安全稳定供应的中长期市场。更好发挥中长期市场稳定电力生产供应秩序、保障市场平稳运行的基础性作用，夯实电力保供基本盘。落实中长期合同签约履约激励约束措施，实现电力资源长期稳定配置，提升风险应对能力。推动中长期市场精细化、标准化，实现连续开市、不间断交易，提高交易频次和灵活性，覆盖年度（多年）、月度、月内（多日）等不同周期。建立健全规范标准、灵活高效的中长期合同调整和转让制度。推动跨省跨区优先发电规模计划通过年度中长期合同足额落实。加强各地中长期市场在交易时段、市场限价等方面与现货市场的有效衔接，参与现货市场交易的经营主体中长期合同签约、履约比例必须满足国家能源安全保供要求。 （五）加快建设支撑电力系统灵活调节的辅助服务市场。规范开展调频辅助服务市场，加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等新型辅助服务品种。加快实现调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清。现货市场连续运行的地区，按照“谁受益、谁承担”原则，有效传导辅助服务成本。 （六）完善更好实现环境价值的绿色电力市场。完善全国统一的绿证市场，进一步发挥绿证作为可再生能源电力生产、消费和环境属性认定的基础凭证作用。扩大绿色电力消费规模，加快建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费制度。加强绿证价格监测，引导绿证价格在合理水平运行。推动发用侧双方签订绿证中长期购买协议。鼓励以绿色电力交易形式落实省间新能源优先发电规模计划，推广多年期交易合同、聚合交易等多种绿电交易模式。研究农林生物质发电项目参与全国温室气体自愿减排交易市场。加快建立绿色电力消费认证机制，全面引入区块链等技术，对绿色电力生产、消费等环节开展全链条认证。持续强化绿色电力消费溯源，研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径。完善绿色电力标准体系，在绿证应用、核算等方面加强国际沟通对话，推动我国绿色电力消费标准转化为国际标准。 （七）建立可靠支撑调节电源建设的容量市场。进一步完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，研究按统一标准对电力系统可靠容量给予补偿。支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，以市场化手段保障系统可靠容量长期充裕，条件成熟时探索容量市场，切实保障煤电等支撑性调节电源可持续发展，提升兜底保供能力。 （八）打造规范有序、便捷高效的零售市场。畅通批发—零售价格传导，在保障终端用户合理权益的前提下，通过分时价格信号引导需求侧资源主动参与系统调节。制定零售市场交易规则，加强零售市场全过程监管、信息披露和风险控制，培育健康市场生态。加强售电公司规范管理，修订售电公司管理办法，引导售电公司向综合能源服务商转型升级。 四、促进各类经营主体平等广泛参与电力市场 （九）进一步推动发电侧经营主体参与电力市场。落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹。推动分布式电源公平承担系统调节成本，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场。进一步优化煤电机组运营模式，合理确定机组开机方式和调峰深度，上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本。在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。探索建立体现核电低碳价值的制度，鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量。 （十）扩大用户侧经营主体参与电力市场范围。完善代理购电偏差结算和考核制度，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。加大电力需求侧资源开发利用力度，鼓励和支持需求侧资源根据自身禀赋参与电力市场。 （十一）有序推动新型经营主体参与电力市场。在确保安全前提下，坚持包容审慎原则，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。推动新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任，按规定缴纳政府性基金及附加等费用，引导新型经营主体理性投资、规范运营、健康发展。 五、构建全国统一的电力市场制度体系 （十二）统一电力市场规则体系。持续健全以电力市场运行基本规则为基础、各类交易各个环节规则为支撑的电力市场基础规则体系，加强规则间的统筹衔接。引导地方因地制宜制定实施细则，强化地方规则与国家规则的对接和统一。规范电力市场规则起草、修订、审议、发布等操作流程，建立定期修订制度。 （十三）健全电力市场治理体系。完善政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测的电力市场治理体系，全面提升治理水平。强化多部门协同全流程监管，促进市场监管、行业监管、国资监管有机衔接。整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割。综合运用数字化等监管手段，纠治价格串通、滥用市场力等各类扰乱电力市场秩序行为。不得在市场准入负面清单以外违规设置电力市场准入条件。 （十四）完善电价形成机制。完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值。建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系。进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策。强化自然垄断环节价格监管，完善区域电网和省级电网输配电价制度，规范跨省跨区专项工程输电价格，条件成熟时探索实行两部制电价或单一容量电价。 （十五）统一电力市场技术标准。统一电力市场关键技术框架、核心数据模型、信息披露科目、信息交互标准、管理制度规范，促进电力市场基础设施互联互通。持续完善电力市场基础标准及通用类、接入类、业务类、运营类、评价类等标准，在经营主体接入、市场信息披露、交易结算开展、数据模型制定等方面实现标准化。 （十六）建立全国统一的电力市场信用制度。制定统一的电力市场信用信息目录、评价标准和应用措施清单，推进信用信息统一归集共享和系统互联。鼓励支持电力交易机构、行业协会及第三方信用服务机构在有关部门指导下，按照统一评价标准对发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体等开展信用评价，共同营造诚实守信的电力市场环境。 六、强化政策协同 （十七）加强电力规划与电力市场的衔接协同。推动电力规划体系适应市场化环境，在制定和调整规划时充分考虑电力供需平衡等因素，有效引导电源规划特别是可再生能源项目布局和电网规划协同发展。地方电力规划应当依据全国电力规划编制。 （十八）加强应急处置与风险防控体系建设。建立电力市场应急处置制度，确定电力系统发生突发事件和电力市场出现异常情况时的电力交易组织方案、已有交易的调整和结算方式等，明确政府主管部门、电力监管机构在必要情况下授权电力市场运营机构对市场进行干预的适用情形、范围方式等。针对事故灾害、电力平衡受剧烈扰动、经营主体违规扰乱价格等情形，健全风险监测、预警和管控流程，制定发电调用、负荷控制等应急处置措施。 （十九）建立电力市场评价制度。制定电力市场评价量化指标和评价办法，鼓励第三方独立机构、电力交易机构参与电力市场评价，发布各地电力市场建设运行情况，加强各地电力市场的横向对比和历年进展的纵向分析，做好经验交流，根据评价结果持续完善全国统一电力市场体系。 七、加强组织领导 在党中央集中统一领导下，加强协同配合，扎实推进全国统一电力市场体系建设。国家发展改革委、国家能源局要会同有关方面加强统筹协调，完善配套政策，督促指导派出监管机构、地方主管部门、电力市场运营机构、相关电力企业积极参与电力市场建设运营，推动各项政策措施落地见效。重大事项及时按程序请示报告。 国务院办公厅　  　     2026年2月8日           （此件公开发布） 点击查看原文链接： 》国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见