据报道，欧佩克+成员国阿尔及利亚将2023-2025年原油市场价格定在70美元/桶，参考价格定为60美元/桶。同时，该国预计2023年通货膨胀率将达到5.1%，经济增长将达到4.1%。此外，该报道补充称，阿尔及利亚总统强调了提高天然气产量以促进出口的重要性。 据了解，全球油价基准布伦特原油今年一度涨至120美元/桶，但随后一路狂泻，截至发稿，布伦特原油报84.50美元/桶。

随着上游紧缺环节产能不断释放，光伏产业链价格预计将迎来较大幅度调整，有望进一步刺激下游需求启动，2023年光伏装机大年可期。 回顾本轮硅料两年高景气，硅料环节当前凝聚行业绝大部分利润，后续产业利润如何分配成为当前光伏核心问题，梳理如下方向可供关注： 1、电池片及一体化环节。 电池片有望接替硅料成为供需紧张环节，超额盈利持续提振。电池片环节2022年盈利持续改善，核心逻辑依然是供给紧缺。测算至2022年末，硅料、硅片、电池片产能将分别达到129万吨、568GW、436GW，电池片将成为主产业链产能最为瓶颈环节。此外，新电池技术产能、爬坡、良率等均有不确定性，预计紧缺时间可能较长。此外，同样具备电池片产能的一体化企业也会有盈利弹性。 2、辅材环节。 量：23年行业需求高增确定；利：单位盈利现向上拐点；业绩进入趋势性增长期。2023年硅料产出将进入释放年，有效产出将达150万吨，预计组件端出货量有望达到435GW，同比增长40%，将对辅材环节需求产生较大拉动，且大部分上市公司市占率都有提升的可能。辅材企业Q3盈利普遍底部已经出现，Q4开始见到向上拐点，硅料价格后续下行，也会给辅材端减轻降价压力，业绩有望进入趋势性增长期。 3、支架、逆变器、EPC、电站、储能等中下游环节。 本轮光伏产业链价格高企，主要受分布式需求高涨支撑，地面电站开工率下滑，需求积压明显。产业链价格调整后，地面电站需求有望快速启动，带动相关产业链及公司业绩修复；微逆持续受益分布式安全性+经济性。组件降价，让渡新能源配储的盈利空间；同时组件降价有助于光伏电站装机规模提升，对应配储规模增加。储能环节需求有望进一步激发。 风险提示： 疫情等对行业需求的不利影响，超预期的行业扩产带来的竞争加剧，海外贸易保护风险等。

国家发展改革委、国家能源局发布关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知，坚持电力中长期合同高比例签约。市场化电力用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%。燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%，月度（含月内）及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%。水电和新能源占比较高省份签约比例可适当放宽。对于足额签订电力中长期合同的煤电企业，各地应优先协调给予煤炭和运力保障，支撑电力中长期合同足额履约。鼓励签订多年中长期合同。各地政府主管部门要积极引导市场主体签订一年期以上的电力中长期合同，对多年期合同予以优先安排、优先组织、优先执行。探索建立多年合约价格调整机制，合同签约价格较实际市场价格偏离较大时，引导市场主体平等协商调整合同执行价格。 通知全文如下 各省、自治区、直辖市发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、内蒙古自治区工业和信息化厅、辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出能源监管机构，中国核工业集团有限公司、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、华润集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国广核集团有限公司： 为深入贯彻党的第二十次全国代表大会会议精神，落实党中央、国务院决策部署，加强能源产供储销体系建设，规范有序做好电力中长期合同签订履约工作，充分发挥中长期合同压舱石、稳定器作用，保障电力平稳运行，现就2023年电力中长期合同签订履约工作有关事项通知如下： 一、确保市场主体高比例签约 （一）坚持电力中长期合同高比例签约。市场化电力用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，并通过后续季度、月度、月内合同签订，保障全年中长期合同签约电量高于上一年度用电量的90%。燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%，月度（含月内）及以上合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%。水电和新能源占比较高省份签约比例可适当放宽。对于足额签订电力中长期合同的煤电企业，各地应优先协调给予煤炭和运力保障，支撑电力中长期合同足额履约。 （二）鼓励签订多年中长期合同。各地政府主管部门要积极引导市场主体签订一年期以上的电力中长期合同，对多年期合同予以优先安排、优先组织、优先执行。探索建立多年合约价格调整机制，合同签约价格较实际市场价格偏离较大时，引导市场主体平等协商调整合同执行价格。 （三）推动优先发电计划通过电力中长期合同方式落实。各地要将本地优先发电计划转化为电力中长期合同或差价合约，鼓励高比例签订年度中长期合同或差价合约，明确分月安排及责任落实主体，确保优先发电计划刚性执行。 （四）推进电力中长期合同电子化运转。全面推进中长期合同签订平台化和电子化。在签约形式上，市场主体在参与交易前签订交易承诺书，视为同意在交易平台签订交易电子合同；具备条件的地区，可通过“电子签章”或具有同等法律效力的方式履行电子签约手续。在市场主体已授权的前提下，可通过交易平台自动履行电子签约手续，并形成规范的电子合同制式文本。 二、强化分时段签约 （一）优化时段划分方式。各地政府主管部门要会同电网企业、电力交易机构，根据电源结构变化、近三年电力供需形势及电力现货市场试运行计划，考虑2023年本地区电力供需形势，进一步优化时段划分方式，交易时段数量由3—5段增加至5段以上，结合各地实际用电负荷与新能源出力特性，按需明确划分尖峰、深谷时段。各地要充分考虑电力现货市场试运行安排，做好与现货市场的衔接，约定在现货市场运行期间的负荷曲线形成方式和调整方式。进一步扩大分时段交易范围，2023年分时段签约规模、比例均不得低于上一年度。 （二）完善分时段交易组织方式。采取双边协商、集中交易（包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易）等多种方式灵活组织开展分时段交易，交易周期包含年度、季度（多月）、月度等。鼓励年度、季度（多月）分时段交易以双边协商为主，月度分时段交易以集中竞价为主，电网企业代理购电市场化采购方式按国家相关政策执行。具备条件的省份，进一步将分时段交易逐步细化至月内，实现按旬、周定期开市，现货试点地区应实现按工作日连续开市。 三、优化跨省区中长期交易机制 （一）送受端政府主管部门加强对接。送受端政府主管部门要加强对接，鼓励签订多年、年度送受电协议，明确年度及分月电量规模、分时曲线（或形成方式）和市场价格形成机制。地方政府主管部门指导本地区发电企业、电网企业、交易机构采用市场化方式，落实政府间送受电协议内容。 （二）坚持跨省区中长期合同高比例签约。推动跨省区优先发电计划全部通过中长期交易合同方式落实，对于配套电源等明确送电主体的优先发电计划，年度市场应按照年度计划足额签约。对于未明确送电主体的优先发电计划，年度签约比例不得低于年度送电规模的90%，剩余电量通过月度或者月内中长期交易确定，如交易未达成，可先行安排送电，待价格协商一致后结算或清算。配套电源在优先落实省间送电计划、满足国家明确消纳省份购电需求的基础上，如仍有富余电力，可参与其他市场化交易。 （三）健全跨省区中长期交易机制。完善跨省区中长期交易机制，进一步缩短交易周期，实现按旬、周定期开市，具备条件的按工作日连续开市。通过双边协商、集中交易（包含竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易）等方式确定送电价格、规模和分时曲线（或形成方式），年度签约时需确定分月电量规模及曲线（或形成方式），进一步拉大峰谷价差。对于跨省跨区煤电（包括跨省区输电通道配套煤电），要严格落实国家煤电上网电价“基准价+上下浮动”市场化价格机制相关要求。 四、完善市场价格形成机制 （一）引导市场交易电价充分反映成本变化。充分考虑燃料生产成本和发电企业承受能力，鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价与煤炭、天然气价格挂钩联动条款，引导形成交易电价随煤炭、天然气市场价格变化合理浮动机制，更好保障能源稳定供应。 （二）合理拉大峰谷价差。各地应结合实际情况，制定同本地电力供需和市场建设情况相适应的中长期合同分时段价格形成机制，合理拉大峰谷价差，加强中长期与现货价格机制衔接。在日内平段价格和加权平均交易价格均不超过国家允许的价格浮动范围的前提下，鼓励探索自行约定日内各时段价格。 （三）健全高耗能企业市场交易电价形成机制。基于国家出台的高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平，各地电力主管部门应推动相关职能部门及时出台并动态完善本地区高耗能企业目录清单。高耗能企业交易价格不受燃煤基准价上浮20%限制。高耗能企业与其他企业同场交易的，供应紧张时可优先出清其他企业交易电量。优先推动高耗能用户落实可再生能源消纳责任权重，通过参与绿电交易或购买绿证方式完成消纳责任权重。 （四）完善绿电价格形成机制。鼓励电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同，为新能源企业锁定较长周期并且稳定的价格水平。绿色电力交易价格根据绿电供需形成，应在对标当地燃煤市场化均价基础上，进一步体现绿色电力的环境价值，在成交价格中分别明确绿色电力的电能量价格和绿色环境价值。落实绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等环节的优先定位，加强绿电交易与绿证交易衔接。 五、建立健全中长期合同灵活调整机制 （一）推动中长期交易连续运营。各地要加强市场模式、交易品种、交易方式等的系统设计，完善年度、月度、月内等多周期协同交易体系，创新交易机制、缩短交易周期、提高交易频次，积极探索推进中长期交易向日延伸，加快推动中长期交易连续运营。2023年各地应做到按周或旬常态化开市，可在电能量交易时同步开展合同转让、回购交易，提高市场主体交易便捷性。 （二）完善新能源合同市场化调整机制。完善与新能源发电特性相适应的中长期交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，鼓励新能源高占比地区探索丰富新能源参与市场交易品种，不断完善新能源中长期合同市场化调整机制，丰富市场主体调整合同偏差手段。 （三）完善偏差电量结算机制。各地应按照“照付不议、偏差结算”原则，加快建立和完善偏差结算机制，引导市场主体按照合同电量安排发用电计划。偏差结算价格机制及偏差资金的分配方式应在市场规则中予以明确并提前向市场主体发布。电力现货市场运行期间，中长期偏差电量按照现货市场规则结算。针对新能源高占比地区可适当放宽分时段偏差电量结算要求，并视市场建设进程逐步收紧。电网企业代理购电用户偏差电量电费按国家相关政策执行。 六、强化中长期合同履约和监管 （一）做好中长期合同调度执行。电力调度机构应根据负荷预测、可再生能源发电等情况合理安排电网运行方式，做好中长期交易合同执行。因电力供需、电网安全、可再生能源消纳等原因需要调整生产计划的，优先通过市场化方式进行。不断完善应急调度机制，在市场化手段用尽的情况下，通过应急调度保障电网安全、电力平衡和清洁能源消纳，由于实施应急调度影响原有中长期合同执行的，根据实际情况进行责任划分。 （二）强化电力中长期合同履约。各地结合本地实际进一步修订完善分时段结算规则和流程，保障分时段合同正常履约。若一定时间内购售双方无法自主协商达成一致，将优先按照有关市场平均价格结算，待协商一致后进行统一清算。对于跨省跨区中长期交易，送受端市场主体签订合同后，需严格按照合同约定的送电规模、曲线、价格执行，政府相关部门不得干预。 （三）推进各级信用中心见证签约。电力交易机构负责归集市场主体签约、履约等市场主体非私有信息并传递至各级信用中心，确保信息传递安全性。国家公共信用信息中心归集北京、广州电力交易中心中长期合同信息，省级信用中心归集省级电力交易中心中长期合同信息，并共享至全国信用信息共享平台，同时纳入诚信履约保障平台开展监管。各级信用中心要建立信用记录，做好风险提示。相关单位要配合各级信用中心完成见证签约流程。 （四）健全市场主体信用评价体系。各地政府主管部门要健全完善市场主体信用评价制度，丰富评价维度和指标，探索信用评价方法，拓展评价结果应用，建立全面、规范的市场主体信用档案。加大对违约行为的追责力度，提高违约成本，促进市场主体诚信履约，持续改善市场信用环境。提升市场监督能力，落实市场主体信用情况定期披露。根据市场主体信用状况开展分级履约监管，对于未完成履约责任，或违法失信行为影响电力安全和市场秩序的市场主体，要依法依规开展失信惩戒。 七、强化保障措施 （一）按时完成中长期合同签订工作。各地要充分考虑市场建设进度及市场主体承受能力，做好组织协调，稳步推动中长期合同签订工作，避免市场价格大幅波动。在时段划分段数、偏差结算机制、交易频次和周期等方面分阶段推进实施，与现货市场建设有效衔接。各地应在12月20日前完成2023年年度中长期合同签订工作，并于年底前向国家发展改革委、国家能源局报送2023年年度中长期合同签订情况。 （二）做好市场信息披露工作。有关各方应严格落实电力市场信息披露相关制度办法，切实做好信息披露工作，保障市场公开透明。进一步加强零售市场信息披露管理工作，采取有效措施提升零售市场透明度。持续完善信息披露制度，提高交易信息披露的完整性、及时性和准确性，加强信息披露跟踪评价、监管通报。 （三）加强市场主体引导和培训。充分尊重市场主体意愿，引导市场主体主动签约、诚信履约。加强政策规则宣贯培训，强化各类主体对电力市场的正确认识和对政策规则的理解，促进电力市场高效运转。 国家发展改革委 国家能源局 2022年12月2日

印尼将从明年年中开始禁止铝土矿出口，这是该国旨在促进国内矿产资源加工的最新举措。 铝土矿是一种用来制造铝的矿石。根据美国地质调查局的一份报告，印尼是世界第六大铝生产国，拥有第五大的铝储量。漂白铝土矿的出口也将被禁止。 印尼总统Joko Widodo表示，“从2023年6月开始，政府将禁止铝土矿的出口，并推动该国加工铝土矿的开发，”他说，这意味着“为国家的进步和人民的福祉享受附加价值”。 Widodo还表示，2023年可能会有更多的原材料运输禁令。 截至新加坡时间下午1点31分，伦敦金属交易所(LME)铝价上涨0.6%，至每吨2386美元。 过去几年，这个东南亚最大的经济体一直在推行旨在通过在国内加工更多自然资源、而不仅仅是出口原材料来创造就业和收入的政策。Widodo本月表示，印尼不会遵循纯粹开放的经济模式，他指责这种模式几十年来削弱了拉丁美洲的增长前景。 印尼以前曾暂停过铝土矿出口。雅加达已经禁止镍矿石出口。这促使中国企业投资数十亿美元，在苏拉威西岛和哈尔马赫拉岛建立业务，在那里建造了炼油厂、冶炼厂和一所冶金学校。因此，该国的镍出口价值激增。 尽管如此，此举还是引发了进口国的反对。在欧盟提出申诉后，世界贸易组织上月裁定，印尼禁止镍矿出口违反了国际贸易规则。雅加达对这一裁决提出上诉。

高盛发布研究报告称，油价过去一个月进一步下跌20%，已抵销今年以来升幅，更令人忧虑的是，时间价差及现货市场持续走弱，削弱上周等待欧盟实施石油禁运的市场参与者看好现货基本面。下调23Q1/Q2布伦特油价预测，由每桶110美元，降至每桶90/95美元，并预计23Q3/Q4将回升至每桶100/105美元。 该行提到，目前中国石油需求较数个月前的预期下降约每日120万桶，而俄罗斯的出口仍接近冲突前水平，哈萨克斯坦和尼日利亚的供应中断近日也开始逆转。这导致该行预测今年第四季及明年首季分别每日供应过剩130万桶及160万桶，从而降低冬季油价飙升风险。

欧洲理事会官网周二通报，理事会与欧洲议会就欧盟碳边境调节机制（CBAM，一般称为欧盟碳关税）达成了一项临时且附条件的协议。 （来源：欧洲理事会官网） 据媒体报道，这份协议其实是欧盟官员和议员们通宵讨论的结果，从昨天开始一直谈到布鲁塞尔时间周二早晨5点，最终敲定了全球首份与减碳有关的关税政策。后续仍需要获得27国和欧洲议会的正式批准。 欧盟轮值主席国捷克的工业与贸易部长约瑟夫·西克拉在声明中表示，碳边境调节机制是欧盟气候变化行动的关键组成部分。这项机制推动欧盟27国的进口货物满足更高的减排标准，旨在鼓励合作伙伴加入欧盟的气候努力。 欧洲议会领导这项协商的议员Mohammed Chahim表示，碳关税将是欧盟气候政策的重要支柱，也是欧盟手头为数不多能激励贸易伙伴降低制造业碳排放的措施之一。 根据双方达成的协议， 碳边境调节机制将会覆盖钢铁、水泥、铝、化肥和电力。除了欧盟提出的这5项产品外，最新协议也加入了氢能源、特定条件下的间接排放、特定前体和某些下游产品，例如螺钉和螺栓等类似钢铁的制品。 （来源：欧洲理事会官网） 目前的协议将欧盟碳关税的生效时间暂定于2023年10月开始试运行，初期的碳关税只适用于报告义务，旨在收集数据 。后续该政策将会逐步落地，最终所有公司进口相关产品时都将被要求购买碳积分。 在能源危机的背景下，欧洲碳积分价格也在水涨船高，今年以来交易价格基本围绕着80欧元/吨进行大幅波动。全球钢铁产业龙头宝钢股份在今年年中发布的《2021年气候行动报告》中也提到欧盟碳关税的影响， 按照80欧元/吨二氧化碳征税，公司预估会被征收4,000~8,000万欧元/年的碳边境税 。 （欧盟碳积分价格，来源：tradingeconomics） 欧盟本周还将针对欧盟碳交易机制进行商讨，旨在确保国内外企业的政策环境一致，避免违反世贸规则。目前欧盟给予本土产业免费的碳积分，但随着碳关税落地，免费的积分也将逐步被取消。具体的流程和进展速度，欧盟也将在本周的谈判中进一步细化。 值得一提的是，碳关税也包含豁免机制，与欧盟减排标准一致的国家将享受免税待遇。不过Chahim也在周二强调，没有确切碳交易价格的国家无法享受豁免，意味着即便是“气候俱乐部”成员的G7国家，也无法直接享受豁免。

日前，航运和集装箱成本核算专家预测，2023年该行业将出现长鞭效应，与2021年和2022年的运价飙升相去甚远， 预计运价将暴跌，“几乎降至可变成本范围内”。 Container Xchange联合创始人兼首席执行官Christian Roeloffs日前表示：“ 2023年极有可能爆发全面价格战 。过去两年看到的运力短缺不会再现，船舶和集装箱方面将拥有充足的运力。鉴于集装箱航运和班轮行业的竞争态势，我不认为特别是大型船公司会退缩， 预计集装箱运价会降至几乎可变成本范围内。我们还预见市场可能面临着进一步的整合。 ” 已经有报道称， 一些物流巨头正濒临危机。 据称一家运营跨太平洋航线和亚洲至欧洲航线的新兴企业存在违约风险。 正如德路里世界集装箱运价指数显示，2022年初的运力紧张和随后的运费上调现在已基本消失。与1月份40英尺集装箱近10000美元的价格相比，目前的价格在2100多美元附近徘徊。 与产品一样，现在存在集装箱供过于求的情况，因为供应链正在努力解决已经交付但还没有通过库存过剩来销售的问题。 航运公司继续减少船舶运力，并大量停航。 马士基在最近发布的一份咨询报告中表示，它将继续对从亚洲到北美、欧洲和地中海的服务进行运力调整，以更好地适应需求波动。”Container Xchange表示，该公司也观察到了行业内出现了类似的趋势。 “进入2023年，货运代理将能够进行大量的window shopping，并且会有很大的谈判空间，尤其是在年初。随着即期运价大幅下降，合同运价也会随之下降。”Roeloffs补充道。 未来供应链采购和制造将多元化，因此寻求更具弹性供应链公司将成为愿景和战略，未来亚洲集装箱货量将增加，在这样一个货运代理和贸易商利润率将收紧的环境下 ，成本将决定一切。 2023年， 严格控制成本成为货运代理的重中之重； 一方面，将与航运公司进行大量的谈判，另一方面，运营成本优化对货代来说至关重要。 停航！持续消减运力 根据德路里最新数据显示，在跨太平洋、跨大西洋和亚洲至北欧和地中海的主要贸易航线的总共724个预定航次中，在第50周（12月12日至12月18日）到第52周（1月9日至1月15日）的5周间 取消了100个航次，取消率占14%。 在此期间， 55%的空航发生在跨太平洋东行航线，25%发生在亚洲至北欧和地中海航线，20%发生在跨大西洋西行贸易航线。 在接下来的五周内，THE联盟已宣布取消高达47.5个航次，其次是海洋联盟和2M联盟，分别取消了16.5个航次和7个航次。同期，非航运联盟实施了29个空白航次。 德路里表示，由于需求下降，预计整个2023年航运市场将面临运力过剩局面，再加上航运公司在疫情期间分期订购新船，东西主要贸易航线的现货运价可能会比预期更早达到疫情前的水平。随着2022年旺季的平稳，在高度波动的市场条件下，一些拥有相对较小船只的航运公司发现维持正常运营且不亏损将更难。在大型船舶运营的东西主要贸易航线中， 随着运价下降，很有可能会有更多的新来者退出市场。 在进行合同谈判时，这些市场条件不仅给承运人带来挑战，也给托运人和BCO带来挑战，因为应对货物需求下降的计划变得越来越具有挑战性。 ★  最近5周 停航汇总  ★ 以下是容易船期统计 中国大陆到北美、欧洲和地中海2022年第50周至2023年第2周(2022/12/4起-2023/1/14止)停航跳港 汇总： 停航跳港汇总

高盛全球首席股票策略师Peter Oppenheimer表示，市场认为通胀已经见顶的乐观情绪是错误的，原因是2023年能源成本潜在的飙升可能会使物价和利率居高不下。 Peter Oppenheimer表示，来自中国的需求上升以及持续的供需压力可能会在2023年推动能源和其他大宗商品价格飙升，这意味着近期油价下跌并推动通胀消退的希望将被削弱。他表示：“短期内，我们在风险资产中看到的围绕通胀见顶和明年可能降息的乐观情绪有点为时过早。” 美国10月CPI超预期回落、以及油价跌至近一年来低点并回吐2022年全部涨幅，这些因素引发了人们对通胀最糟糕时期已经结束的乐观情绪。目前债券市场对12个月后的通胀预期为2.1%，美元指数较9月底的峰值下跌了约7%。尽管标普500指数在12月有所下跌，但仍较10月中旬的低点上涨了11%，而联邦基金期货预测美联储可能在2023年下半年开始降息。 但在Peter Oppenheimer看来，过去10年能源供应不足将意味着明年需求的任何回升都将推高油价，并限制通胀和利率从周期高点回落的速度。他补充称：“我认为，在利率可能接近峰值之前，风险资产不会出现持续复苏。” 在这样的背景下，Peter Oppenheimer认为2023年可以买入能源股，尽管该板块在2022年已经出现了大幅上涨。他还表示，拥有现金流和可持续利润率的公司将比单纯营收增长的股票表现更好。