当地时间周二（7月11日），石油输出国组织（欧佩克）秘书处在官网发布了2022年的统计公报，该组织去年的石油出口收入录得了8年来的最高水平。 具体报告显示，欧佩克13个成员国在2022年的石油出口总收入为8735.72亿美元，较2021年的5664.42亿美元增长了54%。 欧佩克上一次达到这一水平要追溯到2014年，即美国页岩油繁荣的末期，当时成员国们的总收入为9006.16亿美元。 （来源：欧佩克官网） 需要指出的是，欧佩克的成员在这8年发生了明显的变化，期间卡塔尔、厄瓜多尔等国退出了欧佩克，而赤道几内亚、加蓬等国加入了组织。 截至目前，欧佩克有13个成员国，分别是阿尔及利亚、安哥拉、刚果、赤道几内亚、加蓬、伊朗、伊拉克、科威特、利比亚、尼日利亚、沙特阿拉伯、阿联酋和委内瑞拉。 数据还显示，2022年13个成员国的石油出口总额达到15784.10亿美元，刷新了2012年15592.97亿美元的高位；“利润率”（石油收入占出口总额的比例）在去年达到55.35%，是2019年以来的最高水平。 （来源：欧佩克官网） 媒体分析称，欧佩克石油收入重返8年来的最高水平，主要是由于俄乌冲突升级以及西方国家的对俄制裁提振了能源价格，布伦特原油去年的平均价格达到了每桶99美元附近，也为2014年以来的最高水平。 与此同时，为了满足燃料需求的复苏，沙特阿拉伯、阿联酋领头的成员国纷纷“打开了水龙头”，报告称去年欧佩克的原油产量达到了2889万桶/日左右。伴随着走高的油价，共同推高了整个集团的收益。 （来源：欧佩克官网） 不过长期来看，欧佩克的“利润率”呈明显的下降趋势，虽然2022年反弹到了55.35%，但与2014年的63.99%和2012年的72.29%有很大的差距。 分析指出，美国的页岩革命打破了市场原本的均衡状态，页岩油生产商可以对欧佩克的减产决定做出较快的反应，部分削弱了这个石油卡特尔的定价权。 展望年内，由于美联储日趋收紧的货币政策，引发了市场对美国经济衰退的担忧，打压了包括石油在内的一众能源价格。虽然欧佩克成员国数次更新自愿减产措施，但油价仍难得到明显提振。

摩根大通最新报告指出，尽管欧佩克+近来进行了多轮减产，并且今年全球石油需求预计达到创纪录水平，但该联盟仍需进一步削减石油产量，才能重新掌控市场定价权。 欧佩克+是由石油输出国组织（简称欧佩克）和俄罗斯等国家组成的联盟，该联盟原油产量约占全球原油总产量的40%。 为了支撑国际油价，欧佩克+已经在去年产量的基础上减产了近9%。尽管如此，原油价格今年还是下跌了约9%。 摩根大通分析师认为，造成油价萎靡的部分原因是欧佩克+以外的石油供应激增。 报告称，自2022年初以来，非欧佩克国家的原油供应增长与全球需求保持同步；而到2023年，非欧佩克国家的供应增长预计将超过全球需求增长38%。 大部分供应增长来自大西洋盆地，以美国为首，其后是巴西、加拿大、挪威、圭亚那和阿根廷。 摩根大通分析师称，为了平衡市场并重新获得定价权，欧佩克将需要进一步削减约18%的产量。 上周一，欧佩克+两大产油国沙特和俄罗斯均宣布了额外的减产计划。沙特宣布将自愿减产100万桶/日延长一个月至8月份。俄罗斯也表示，自愿减产50万桶的期限也顺延至下月底。 受沙特和俄罗斯额外减产影响，美油上周累计上涨超4%，布油亦上涨逾3%。 沙特有着充分的减产动力，该国需要油价至少达到每桶81美元，才能实现预算平衡，而目前的布油价格约为每桶78美元。 相比之下，俄罗斯眼下更需要油价带来的收入来维持开支。国际能源署（IEA）在5月底发布报告称，俄罗斯没有完全履行其宣布的减产计划。 有媒体报道，沙特一度与俄罗斯因在石油减产问题上的分歧而关系紧张，沙特方面认为，俄罗斯持续向市场供应大量低价石油，这破坏了沙特政府提振油价的努力。

国际能源署(IEA)周二表示，在投资激增之后，如果所有项目按计划推进，那么到2030年，对能源转型至关重要的矿产供应可能会接近支持气候承诺所需的水平。 咨询机构和分析师警告称，由于电动汽车、风力涡轮机和其他清洁能源技术中使用的锂和钴等关键矿物的需求激增，短缺问题迫在眉睫。 但国际能源署表示，关键矿产生产投资在2021年增长了20%，去年则猛增30%至410亿美元，因此前景看起来更加光明。 国际能源署预测，在关键电池矿物锂方面，到2030年供应量将达到42万吨，仅略低于满足政府承诺所需的约44.3万吨，但远低于净零排放所需的70.2万吨。 国际能源署署长比罗尔接受媒体采访时表示，我们很高兴能带来一些好消息，这也证明市场正在接受一个事实，即清洁能源转型正在迅速推进。 数据显示，在2022年，关键矿业初创公司筹集了创纪录的16亿美元的资金，比上一年增长了160%。 过去五年来，对关键矿产的需求出现了激增，其中锂的消费量增长了两倍，钴的消费量增长了70%，镍需求大涨40%，关键矿产市场的总规模目前达到了3200亿美元。 关键矿产市场虽然远不及石油和天然气市场2万亿美元的规模，但依然实现了巨大增长，且市场规模还将持续快速增长，日益成为全球采矿业的中心。 国际能源署指出，这种增长主要归功于电动汽车的销售，后者在2022年增长60%，去年销量则超过1000万辆。储能系统增长更快，2022年容量增加一倍。 尽管供应状况正在不断改善，但这家能源监管机构警告称，项目延误和成本超支对乐观的前景构成了风险。 国际能源署还指出，目前仍然需要推进关键矿产来源的多元化，以防止供应链中断可能带来的风险。 与此同时，世界各国政府也在纷纷推进关键矿物战略。美国去年推出了《通胀削减法案》，承诺为可再生能源技术和相关供应链提供大量资金。 欧盟委员会提出新规，将加快新矿许可的发放，并建立一个关键矿产的欧盟中央采购机构。俄罗斯宣布，将加大对稀有金属和稀土金属方面的投资，并将把重点放在锂生产上，完全满足国内需求的同时，寻求实现出口。

记者从黔源电力（002039.SZ）处获悉，虽然公司在二季度实现扭亏转盈，但贵州地区水电站枯水的现象仍未得到改善。 7月10日下午，黔源电力发布半年度业绩预减公告。预计2023年上半年实现净利润2841.08 万元-3788.10 万元，较上年同期的3.16亿元同比下降88%—91%。 黔源电力在业绩预告中披露，公司2023年上半年来水较去年同期偏枯69.8%，较多年平均来水偏枯61.7%。2023 年上半年发电量为 22.03亿千瓦时，去年同期发电量为 53.72亿千瓦时，同比减少31.69亿千瓦时，同比下降59%。 黔源电力证券事务处的工作人员对财联社记者表示，二季度之所以扭亏转盈并非水电业务的枯水现象得到了改善。“单纯就是二季度的经营成本没有一季度的高，一季度成本高是水电行业本身普遍的情况。” 通常在往年中处于汛期的6、7、8月如今已接近过半，但对于汛期何时会出现，黔源电力的工作人员表示并不好说。“我们主要的水电站都在贵州北盘江流域，之前有一年我们预测全年的来水量是略偏枯，但结果是极度干旱。目前的预测一般短时间内是有用的，但周期长了就意义不大。” 不只是黔源电力，在上半年西南地区的水电发力不足也已成为行业共识。根据国家能源局的最新数据显示，1-5月份，全国发电设备累计平均利用1430小时，比上年同期减少32小时。其中水电降幅最大，发电平均时长967小时，比上年同期减少294小时。 光大证券研究所也在此前发布的研报中表示，近年来水电利用小时数有大小年交替的规律，参照该规律，全国水电机组平均利用小时数累计同比增加值在2022年11月触底后应持续反弹，但截至2023年5月，全国水电机组平均利用小时累计同比下降295个小时，并不符合水电利用小时数大小年交替的规律。截至2023年7月1日当周，三峡出库流量周度平均值仅为11914立方米/秒，同比下降57%，为2018年以来同期最低值，预计6月份水电利用小时数仍将明显低于同期水平，全年也可能延续同比负增长的态势。 对于未来水电新增装机计划，黔源电力表示：“目前没有新增计划，贵州省的水电开发程度已经比较高了。”

股神巴菲特旗下伯克希尔哈撒韦能源公司（BHE GT&S）周一宣布，它已经签署了一项协议，收购Dominion Energy公司在美国马里兰州液化天然气（LNG）公司Cove Point液化天然气、石油气业务中50%的有限合伙权益。 据了解，伯克希尔哈撒韦公司于2020年获得了Cove Point的初始股份。本次交易完成后，伯克希尔将以有限合伙人身份持股75%。巴菲特最近对能源行业表现出了浓厚的兴趣，在过去一年半的时间里，他斥资数十亿美元购买了石油巨头西方石油公司和雪佛龙公司的股票。 根据监管部门批准，本次购买的权益将由BHE GT&S持有。BHE GT&S的子公司也是Cove Point天然气管道及其位于马里兰州Lusby的液化天然气终端的普通合伙人和运营商。 据悉，这笔交易总价值为35亿美元，其中包括交易价格（33亿美元）和终止相关利率衍生品的预期收益（约2亿美元），约为Dominion Energy持有的50%非控股权益2025年预计EBITDA（息税折旧摊销前盈余）3.25亿美元的10.8倍。 交易将由现金和清算某些投资所变现的现金等形式完成。交易完成后，伯克希尔哈撒韦能源公司将拥有Cove Point LNG 75%的有限合伙股份。Brookfield Infrastructure Partners的一家子公司则持有Cove Point LNG剩余25%的有限合伙股份。 BHE GT&S总裁Paul Ruppert表示，“我们为我们在Cove Point的运营感到自豪，并为有机会增加我们在这些世界级设施中的所有权而感到兴奋。Cove Point将继续致力为尊贵的客户提供安全、实惠及可靠的服务。” BHE GT&S是一家美国州际天然气传输和储存公司，总部位于弗吉尼亚州里士满，是伯克希尔哈撒韦能源公司的间接子公司。该公司目前在美国东部运营着5400英里的天然气输送管道，总天然气储存容量为7560亿立方英尺，其中工业天然气容量为4200亿立方英尺，以及天然气开采和加工资产。 BHE GT&S通过Cove Point LNG，Pivotal LNG和其他LNG加工和储存企业提供LNG解决方案。 “我们提供的能源通过与生产和主要管道的众多链接为客户提供支持，包括主要公用事业，发电厂和制造业。我们致力于创新和可持续的解决方案，为我们的客户提供更多选择，以安全、可靠和高效地运输天然气。”Ruppert表示。

今年美国原油产量有望创下纪录，截至4月份产量同比增长9%，这有助于保持能源价格稳定，并削弱沙特和其他石油出口国推高油价的努力。美国能源情报署预测，2023年美国的石油总产量将达到1261万桶/日，超过2019年的1232万桶/日的纪录，并轻松超过去年的1189万桶/日。 欧佩克及其盟友宣布，今年的减产幅度约为2022年产量的6%，但Rystad Energy估计，欧佩克以外国家的产量约占减产幅度的三分之二，原油价格今年以来下跌了13%。 据报道，一半的新原油来自美国，包括康菲石油(COP.US)、戴文能源(DVN.US)、EOG能源(EOG.US)和先锋自然资源(PXD.US)在内的几家公司在第一季度实现了强劲的产量。 摩根大通的数据显示，即使在油价下跌的情况下，公司提高效率的举措也使其更有能力保持盈利。自2014年以来，美国页岩油的钻井和水力压裂成本降低了36%。 例如，效率的提高意味着EOG能源目前从42美元/桶的油价中获得的收益与2014年86美元/桶的水平相当。与此同时，据报道，沙特政府的预算需要油价达到81美元/桶。 美国生产商正在继续寻求提高效率的方法。埃克森美孚(XOM.US)首席执行官Darren Woods表示，该行业在二叠纪盆地的石油采收率仍仅为理论可采收率的10%左右。

今年四川或仍将面临气温偏高、降水偏少。近日，国家能源局四川监管办公室（下称四川能监办）称，预计今夏四川省用电负荷将保持中高速增长，高峰时段或存在电力缺口约750万千瓦。但整体上，今年四川电力保供压力小于去年同期。 进入7月，四川多地降水增多，这将改善四川水电供应。四川省气象服务中心预计，今年汛期，四川省平均降水量虽较常年同期略偏少，但较去年同期偏多，预示水电供应或好于去年。 今夏四川电力保供有压力 去年8月，受极端高温导致用电负荷激增、干旱天气导致水电骤减，一增一减曾使四川电力缺口一度高达近2000万千瓦。 四川是水电大省，水电占比约80%，降水量直接影响着四川水力发电量。据四川省气候中心数据，今年春季四川全省平均降水量偏少8%，这也导致水力发电量有所减少。 今年6月中旬，国网四川电力官微发文称，预计今夏四川省用电负荷将保持中高速增长，最大用电需求负荷为6600万千瓦，而去年这一数值为5910万千瓦。整体上今夏四川电力保供有一定压力，但小于去年同期。 一位四川大型水电公司人士对财联社记者透露：“今年5、6月份四川的确来水不太好”。 同时，今年以来四川地区用电需求持续攀升。据中国电力企业联合会数据，1-5月，四川全社会用电量同比增长6.1%，超过全国平均5.2%的增速水平。其中，5月份四川全社会用电量10.9%，超过全国平均7.4%的水平。 四川能监办近日表示，今年成都大运会举办时间正值四川电网迎峰度夏保供攻坚期，预计全省电力缺口约750万千瓦，加之四川火电机组因长时间高负荷运行，非停及出力受阻频发，保障电力安全稳定运行和可靠供应形势依然严峻复杂。 整体保供压力小于去年同期 不过，整体来看，四川电力保供压力小于去年。一方面，四川今年汛期平均气温较常年同期偏高，但较去年同期偏低；另一方面，750万千瓦的预计电力缺口，也明显小于去年同期的2000万千瓦。 “从大方向来看，今年肯定不会像去年那么极端（缺电）了。一是，政府有做相应的准备；二是，去年煤炭价格高、储煤少，导致火电跟不上，而今年煤价已经下来了。”近日，一位四川上市公司人士对财联社记者称。去年，该公司一度因限电而停产。 今年四川与青海、湖北、陕西、甘肃、宁夏五省区达成了丰水期高峰时段日内峰谷互济合作协议。这是四川电网首次在丰水期开展大规模跨省区日内互济，可一定程度上缓解高峰时段性供电压力。 除跨区域调节外，四川本地火电增长很快。根据国家统计局数据，今年4月和5月，四川火力发电量也分别增长了36.5%和86.4%。 近期，四川省还出台了电力需求侧市场化响应实施方案，调整省内分时电价机制，通过市场化激励机制调动电力需求侧灵活负荷资源，引导电力客户主动错峰避峰、调整生产。 此外，四川外送电力也在减少。今年6月，四川电力市场中外送电量同比下降近100%。 进入7月，四川多地迎来强降雨，一度引发汛情。7月3日，四川防汛抗旱指挥部称，“７·１”降雨过程已造成四川绵阳、广元、乐山等市（州）14.8万余人受灾。7月5日，财政部、应急管理部紧急预拨3.2亿元，支持四川、重庆等省（区、市）做好洪涝、地质灾害救灾工作。 近日，四川省气象服务中心预计，今年汛期，四川降水量将呈“西多东少”态势，川西高原和攀西地区等四川水电站集中的流域来水较常年同期偏多一成到两成。若按照上述预计，今年四川汛期来水将有所改善，水电供应或有一定保障。

6月中旬以来，全国多地普遍迎来高温天气，而华北地区高温情况尤甚，用电量和负荷因此快速攀升。国网人士向财联社记者透露：“虽然负荷和需求上升了，但今年整体缺口更小。”而省间电力现货市场的平稳，也侧面佐证当前电网保供压力尚不明显。 国网华北分部人士告诉财联社记者，6月24日，华北电网最大用电负荷达28154万千瓦，创入夏以来负荷新高，较去年同期增长5.3%；其中，北京电网受气温升高影响，负荷同比大增约30%。 “目前还不是最紧张的时候。”国网相关人士表示，每年7月下旬和8月上旬，是华北电网负荷顶峰，电力需求将进一步上升。根据国家能源局华北监管局6月下旬召开的2023年迎峰度夏工作会信息，2023年华北电网迎峰度夏最大负荷预计将达到3亿千瓦，今夏华北电网供电形势整体趋紧；如遇到高温高湿天气，则华北电网最大负荷将达到3.1亿千瓦，或出现明显的平衡缺口。 尽管在支撑电源、电网加快配套建设的背景下，今年电力供需整体缺口更小，但高温极值纪录等因素的扰动仍将对华北电网平稳运行带来考验。 电源建设加速 有效收窄电力供需缺口 国家电力调度控制中心人士向财联社记者透露，目前国网区域整体负荷在9亿多千瓦，2022年最高约10.5亿千瓦，今年预计将超过这一数值。中国电力企业联合会此前则预计，若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦。 “从华北电网情况看，除了某些时段新能源大发会向外输电，正常状态下都是受入型电网。”国家电网华北分部人士表示，华北电网用电负荷持续攀升的主要原因，是北京、河北等地空调等用电负荷增幅明显，以及区域内硅产业、数据中心等耗能产业的发展。数据显示，由于连续高温，空调占北京电网负荷增长比例已达35%，而在河北，制冷负荷已超过总用电负荷的四分之一。 “今年整体缺口更小，主要原因是火电恢复加快建设和新能源出力。”国网人士表示，从目前看，东北、西北、华北区域电力供需基本平衡，存在电力缺口的区域主要是川渝、华东和长江中下游地区。 建投能源（000600.SZ）证券部告诉财联社记者，公司装机容量915万千瓦，目前处于满发状态。在新增电源建设方面，该人士透露，去年末监管层开始核准建设每年8000万千瓦火电机组，公司今年3月获核准的任丘热电二期2×350MW项目和河北西柏坡电厂扩建1×66万千瓦机组均属于该行列，上述机组将于下半年建成投产。 京能热电（600578.SH）对财联社表示，公司此前已全面安排安全隐患排查等各项工作，确保迎峰度夏期间能源安全稳定供应。今年以来公司扩建2×1000MW涿州超超临界机组项目和秦皇岛二期2×660MW工程相继获得核准投资，将为华北电力供应提供更高保障。 晋控电力（000767.SZ）人士则表示，尽管目前煤价仍使公司火电项目整体处于亏损状态，但公司机组现处于满发状态。公司2022年通过省间现货外送浙江电量2.8亿度，今年外送电量的规模和形势尚不好判断，但预计不会出现2022年时比较紧张的局面。 省间电力现货市场一直保持平稳，侧面也可佐证当前电网保供压力尚不明显。国网人士透露，目前省间现货价格维持在0.4元/千瓦左右，尚无明显波动。“虽然从各地能源监管机构的预测和中长期交易看，电力普遍存在一定缺口，但从目前看，现货交易出清结算后都可解决缺口问题。” 今年6月1日和7月4日，国务院国资委两次召开央企能源电力保供工作会议，要求各中央企业全力以赴做好能源电力保供工作，这也给电力保供尤其是华北电力供应提供了更为坚实的基础。 记者从中国大唐集团有限公司获悉，早在3月和4月，大唐集团就分区域召开两次迎峰度夏电煤保供专题会议，截至6月24日，该公司电煤库存高于去年同期584万吨，可用天数高于去年同期5.5天，以实现夏季负荷高峰期间电煤稳定供应。国家电投则全力推进“综合智慧零碳电厂”开发建设，开工41个零碳电厂，建成投产48个项目，形成装机规模62.2万千瓦，聚合可调负荷10.3万千瓦。 国家电网华北分部人士表示，将全力保障建投明泰电厂、西上庄电厂和汇能百川电厂火电机组以及锡盟古日班风电场调相机等迎峰度夏重点工程按期投产，进一步提升区域发电能力；及时掌握燃气供应、燃煤库存情况，超前做好发电机组出力受阻治理，严肃调度纪律，加强“两个细则”执行，保障机组应发尽发。 而根据国网能源院此前发布的《中国电力供需分析报告2023》，预计今年全国新投产发电装机容量2.8亿千瓦，比2022年增长40.3%，连续第二年创历史新高。其中，抽水蓄能电站投产规模持续高位；燃煤发电新投产规模将超过4000万千瓦，有力提升电力保供能力及系统灵活性；新能源发电投产规模常态化过亿千瓦。总的说来，预计今年全国电力供需平衡偏紧，保障电力供应需要多措并举。 电网和跨省电力交易成华北电力保供后盾 “当前，电厂燃料供应以长协煤为主，本轮煤炭现货价格回调对火电经营改善程度有限。”中国电力企业联合会规划发展部主任张琳认为，火电企业的经营状况影响其发电积极性。同时，近年来火电企业持续亏损导致技改检修投入不足，带来设备风险隐患上升，也会增加电力生产供应的不确定性。叠加气候变化给其他电源发电带来变数，迎峰度夏期间电力供应面临一定挑战。 华北某电力企业高管则对财联社表示，去年省间电力现货价格较高，有效减少了机组非计划停运和出力减少的情况。“买最好的煤，山西一个电厂10天的检修期甚至压缩到了2天”，在电价引导的作用下，火电企业发电积极性得到保证，使2022年电力缺口得到很大缓解。 据电网调度人士透露，目前国家能源局正在制定今年省间现货交易的价格政策，预计将较去年下调，但比平常电价仍涨幅明显。2022年迎峰度夏期间，省间现货报价上限10元/千瓦，结算价格基本在2元左右区间，而“今年省间现货价格预计在1元左右。” “要充分发挥市场机制在电力保供中的重要作用，进一步完善跨省跨区电力交易机制，充分发挥大电网平台作用。”中电联规划发展部主任张琳进一步表示，形成灵活反映电力供需状况和发电成本的现货价格，是打破省间壁垒最有效的市场化手段，也是实现在更大范围内优化资源配置和减碳的必要措施。 财联社记者获悉，今年国家电网加快推进了239项35千伏-750千伏迎峰度夏重点工程建设。为保障华北电网稳定运行，一批工程也已相继建成投运。在山西，洪善至榆社500千伏线路改扩建工程等26项迎峰度夏重点建设工程已全部投运，将为京津冀、华东等地区迎峰度夏提供电力保障。在河北，北京东1000千伏变电站扩建工程业已投运，该工程是内蒙古锡林郭勒盟送山东1000千伏特高压交流输变电工程的重要中转站，投运后京津唐受电能力将增加350万千瓦，比之前翻了一番，将有效提升华北电网保供和抵御严重故障的能力。 在今年电力供需整体偏紧和高温极端天气的背景下，需求侧响应也被视为实现电力保供、迎峰度夏的重要方式之一。根据今年5月国家发改委发布的《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3％—5％，并明确需求侧响应主体，通过尖峰电价等形式完善需求侧响应价格形成机制、通过虚拟电厂等形式整合用户侧资源参与需求侧响应。 记者在采访中了解到，国网各属地公司正大力推动相关工作，其中，国网保定供电公司推进需求侧负荷管理，已与千余家工商业企业签订需求响应合作协议，引导工业企业合理安排错峰检修、大型商业综合体高峰时段调整空调温度。国网山东电力则在全国率先上线“惠用电”电费测算功能，以看得见的价格优惠引导居民错峰用电，优化迎峰度夏电力负荷。 国网华北分部相关负责人告诉财联社，正充分发挥大电网资源优化配置作用，利用跨区跨省输电通道开展余缺互济，确保华北区域电力可靠供应。国家电网华北分部将多措并举确保电力可靠供应和电网安全运行，守牢大电网安全生产生命线和民生用电底线。

国际石油巨头沙特阿美总裁、首席执行官阿美·纳瑟尔表示，油价持续低迷主要是因为人们对经济衰退的担忧和一系列经济逆风，但接下来石油市场基本面将会好转。 纳瑟尔在周三回应低油价问题时指出，这是经济逆风的一年，到处都有衰退的迹象。但他提到，需求形势可能会好转，他强调了中国的经济潜力，中国是世界上最大的原油进口国。 纳瑟尔表示：“当形势好转，经济开始好转时，中国经济开始回升，航空燃油的需求也开始回升……我们对未来持乐观态度。”他指出，对航空业不可或缺的航空燃料的需求仍低于新冠疫情前的水平。 他没有给出需求复苏的时间表，但国际能源署(IEA)在5月份发布报告称，需求可能会在2023年下半年恢复，预计下半年市场将更加平衡。 面对低迷的油价，尽管欧佩克+一直在削减石油产量，试图推高油价，但效果却极为有限，国际油价一直保持在每桶75美元左右的水平。 本周一，沙特宣布将每天自愿减产100万桶石油产量的措施延长至8月，俄罗斯方面也宣布为保证市场平衡，将于8月对全球市场削减50万桶石油日出口量。 世行上个月预测，由于通胀居高不下和利率不断上升，今年下半年全球经济增长将放缓。该行预计今年全球经济增长2.1%，低于去年的3.1%。 经纪商Onyx Capital Group的首席执行官Greg Newman表示：“这确实是一个看跌的征兆。”Newman补充说，令人惊讶的是，布伦特原油价格本身并没有暴跌。他预计布伦特原油将跌至每桶58美元至62美元之间。 此外，纳赛尔还提到，沙特阿美一直在加大投资，今年的投资目标是450亿到550亿美元，这是一个跳跃式增长，也显示了该公司对未来的信心。 纳赛尔认为，在世界向清洁能源转型过程中，必须对化石燃料和绿色燃料进行双重投资，以避免出现能源供应短缺。这与国际能源署的立场形成了鲜明对比，国际能源署在2021年5月的一份具有里程碑意义的报告中呼吁，为了确保2050年全球实现净零排放的目标，从今天开始，国际社会已经没有必要投资新的油气项目。 同一天，欧佩克秘书长Haitham al-Ghais表示：“应对气候挑战没有放之四海而皆准的解决方案。当然，我们仍然希望确保我们有一个净零排放的未来。”

隔夜，国际油价反弹，美油涨超2.2%，布油创近两周新高。 消息面上，两大OPEC+产油国沙特和俄罗斯宣布限制供应的新行动，力撑油价走高。 沙特俄罗斯齐减产，沙特将始于7月的自愿新增减产100万桶/日延长一个月至8月，俄罗斯将8月减少出口石油50万桶/日，加上此前已经宣布的减产， 总供应削减达到310万桶/日，占全球消费量的3%左右。 然而，亚洲金主并不“买账”，负责满足全球三分之一燃料消费的亚洲炼油商表示， OPEC+以外的生产商有充足的原油供应，尤其是美国、西非和北海地区。如果这两个产油大国的减产令它们无法获得原油，将转向其他地方购买原油。 值得一提的是，过去一个月，布伦特原油与沙特原油之间的价差大幅收窄， 表明与布伦特挂钩的原油可能更具吸引力。 较低的运输成本也降低了从大西洋长途运输的总体进口费用。已经有迹象表明，亚洲对西非原油的需求正在逐步增加。 分析指出，对中东产油国来说，美国等地的原油流入亚洲是个喜忧参半的消息， 一方面，这可能有助于减少美国和欧洲的原油供应，而这两个地区拥有全球交易量最大的原油期货合约。另一方面，这可能意味着失去需求增长最快的亚洲市场的份额。 到目前为止，OPEC+的减产措施未能对整体油价产生任何有意义的影响。油价已连续数周徘徊在每桶70美元至80美元之间。不过，与沙特原油类似等级的原油的价格在上周涨得更为强劲，超过了布伦特原油的价格。 在接下来的几天里，沙特将公布其原油在全球不同地区的官方销售价格。这些数据往往与沙特周边的其他产油国密切相关，在确定不同地区的需求方面可能至关重要。 在沙特最近一次减产之前，交易员们估计，8月份从沙特装船的原油价格将保持不变。很多交易员表示，他们认为目前的原油价格相对较高。 他们进一步指出，如果沙特打算收紧供应，预计油价将上涨。