美国清洁能源协会（American Clean Power）周三发布的季度市场报告显示，2026年第一季度，美国清洁能源装机容量达到370吉瓦，新增发电容量6.4吉瓦，足以满足近8000万户家庭的用电需求。 报告指出，太阳能和储能技术继续推动行业增长，而联邦审批延迟和监管挑战则减缓了风电项目开发。 美国清洁能源协会表示，与去年同期相比，清洁能源开发项目储备增长了6%，这主要得益于太阳能项目增长13%和储能项目增长8%。 报告称，由于联邦审批延迟，陆上风电开发基本保持不变，而海上风电项目储备则萎缩了35%，原因是开发商持续面临审批障碍和政策不确定性。 美国清洁能源协会表示，公用事业规模的太阳能开发商在本季度新增并网发电容量超过3.6吉瓦，使太阳能总装机容量达到161.1吉瓦。 报告指出，与2025年第一季度（开发商投产7695兆瓦）相比，清洁能源装机容量下降了17%，而与2025年第四季度相比，则下降了66%。 美国清洁能源协会表示，超过6.4吉瓦的清洁能源项目原计划在本季度投产，但未能按期完成，凸显了持续存在的开发延误问题。 报告显示，由于开发商持续面临审批瓶颈、电网连接排队拥堵以及设备成本波动等问题，延期项目的积压量已增至53吉瓦。 德克萨斯州拥有超过96.4吉瓦的清洁能源运营容量，仍然是美国最大的清洁能源市场，占全美在线容量的26%。 报告称，德克萨斯州的清洁能源装机容量即将突破100吉瓦大关，其运营容量已超过排名第二至第三的四个州的总和。
相关文章
Commodities
美国生物燃料市场最新动态：基金抛售持续拖累大豆期货价格下跌
周三生物燃料原料期货价格涨跌互现，大豆期货价格在周中一度跌至数月低点，原因是交易员对供应并不担忧，且美国2026年大豆种植季初期天气状况良好。 芝加哥期货交易所（CBOT）7月大豆期货合约收跌0.971%，报每蒲式耳11.54美元；CBOT 7月豆油期货合约收涨0.38%，报每磅78.71美分。 纽约商品交易所（Nymex）7月乙醇期货合约周二收跌1.25%，报每加仑1.97美元。 DTN分析师雷特·蒙哥马利表示，大豆市场周二跌破100日移动均线（约11.67美元/蒲式耳）的技术支撑位后继续回落，这是自2月3日以来7月期货价格首次收于该水平以下。 蒙哥马利表示：“近期出口市场需求疲软，加上2026年种植季开局良好，足以促使交易商抛售，即便压榨需求创历史新高，溢价也居高不下。” 这位分析师补充说，受能源市场影响，豆油价格上涨。 与此同时，根据美国能源信息署周三发布的报告，截至5月29日当周，美国乙醇周产量有所增长。 截至5月29日当周，美国乙醇日均产量为111万桶，高于上周的109万桶/日，与去年同期持平。国内乙醇库存本周结束时为 2460 万桶，低于一周前的 2500 万桶和一年前的 2440 万桶。
Commodities
世界能源研究所称，霍尔木兹海峡持续关闭，欧洲面临天然气储存危机
牛津能源研究所（OIES）策略师周三在一份报告中指出，如果霍尔木兹海峡在整个夏季持续关闭，欧洲可能面临严重的天然气供应紧张局面，并被迫支付更高的液化天然气价格。 OIES分析师表示，2月底霍尔木兹海峡的关闭导致卡塔尔和阿联酋的液化天然气出口中断，切断了全球天然气供应的一个主要来源，并引发了人们对欧洲能源安全的担忧。 中断发生后，荷兰基准近月天然气价格立即飙升约50%，但此后趋于稳定，这得益于中东以外地区液化天然气供应的增长、亚洲需求的疲软以及北半球夏季季节性消费量的下降。 该研究所表示，随着欧洲进入天然气储存高峰期以及夏季制冷需求的增加，未来几个月市场状况可能会显著收紧。 该研究指出：“为了降低需求并平衡全球市场和欧洲的天然气库存，欧洲和亚洲的现货价格可能需要高于每百万英热单位20美元。” 欧洲面临的主要挑战是在5月至10月期间重建天然气库存，这段时间通常是冬季供暖季开始前补充天然气储存设施的时期。 欧洲能源信息研究所（OIES）的最新数据显示，欧洲需要在接下来的六个月内进口约700亿立方米液化天然气（LNG），才能在11月1日前将库存水平恢复到约80%的容量，大致相当于2025年的进口水平。 然而，根据OIES的基准情景，到冬季开始时，储存设施的利用率可能达到约70%，这反映出中东LNG供应量的减少以及亚洲LNG供应竞争的加剧。 该研究所表示，即使达到70%的利用率，也需要欧洲以外的LNG需求在夏季下降约130亿立方米，相当于每月下降约22亿立方米。 OIES表示，5月份的初步数据显示，这种需求骤减的迹象并不明显，一些市场LNG消费量的下降被埃及和泰国等国的强劲采购所抵消。 与此同时，尽管过去三个夏季欧洲天然气需求量比2021年危机前的水平低约18%，但总体上保持了显著的稳定。 欧洲能源信息研究所（OIES）模拟了5月至10月的三种需求情景，包括：基准情景（消费量与近年来基本持平，并高于2025年水平）、高需求情景（消费量同比增长2.4%）以及低需求情景（消费量同比下降6.8%）。 最大的不确定性来自电力行业，该行业的天然气需求将高度依赖于天气状况和可再生能源发电量。 OIES预计，夏季气温高于往年、风能和水力发电量下降以及工业活动增强可能会推高天然气消费量。另一方面，太阳能发电量增强、经济增长放缓以及秋季气温偏温和则可能抑制需求。 欧洲通过替代供应来弥补中东液化天然气供应量减少的能力似乎有限。 世界能源研究所（OIES）预测，与去年相比，国内天然气产量和管道进口量可能仅能带来小幅增长。 该研究所表示，来自挪威和北非的额外管道输送量可能在未来六个月内增加约31亿立方米的供应量，而欧洲向乌克兰和摩洛哥的天然气再出口量减少，可能使该地区剩余29亿立方米的天然气供应量。
Commodities
英国能源监管机构表示，北海碳捕集与封存以及氢能规模化发展取决于政策的清晰度。
英国海上能源协会（Offshore Energies UK，简称OEUK）周三发布的一份报告指出，要释放北海大规模碳捕获、封存和氢能基础设施的潜力，需要透明的跨境规则、更强有力的政策协调以及更高的投资者信心。 这份由DNV公司撰写的研究报告指出，除非欧洲将北海视为一个单一的、一体化的能源系统，而不是一系列国家项目，否则脱碳技术的进展可能会停滞不前。 OEUK表示，英国、挪威、荷兰、德国、比利时和法国之间的协调发展对于确保长期投资的可负担性、韧性和可行性至关重要。 OEUK碳捕获、封存和碳市场经理劳拉·莫伊尔（Laura Moyle）表示：“英国和挪威完全有能力成为欧洲的长期二氧化碳储存供应商。” 莫伊尔指出，英国南北海拥有数十年的油气行业经验、海上基础设施和地质条件，使其成为西北欧工业集群潜在的成本竞争力中心。 英国能源效率协会 (OEUK) 表示，该行业正进入规模化发展阶段，但警告称，目前的运输和储存能力发展速度超过了碳捕获项目。该协会补充说，英国大陆架可储存约 700 亿吨二氧化碳，但随着需求加速增长，这一优势可能会缩小。 该行业协会预测，如果没有额外的储存许可和开发，到 2040 年代中后期，英国的碳捕获量可能达到甚至超过计划的注入能力，这将增加出现瓶颈的风险。 该报告还强调，碳捕获与封存 (CCS) 和氢气运输项目是高度资本密集型项目，预计投资回收期为 20 至 30 年，这凸显了建立稳定的监管框架和长期政策确定性以吸引投资的必要性。 与此同时，能源咨询公司 Xodus Group 对跨境二氧化碳运输基础设施进行的一项平行研究发现，预计未来几十年北海地区将处理欧洲二氧化碳流量的最大份额。 Xodus集团预测，受欧洲工业脱碳需求的推动，跨境运输量将从2030年的约1800万吨/年激增至2050年的3600万吨/年。 该报告还强调，应从一开始就设计面向未来跨境一体化的氢能网络，借鉴天然气系统的经验，避免代价高昂的改造，并改善系统平衡和存储。 英国能源监管机构OEUK表示，已更新了关于二氧化碳储存井退役和遗留井评估的指南，旨在帮助运营商确保正在改造为碳储存设施的枯竭储层的完整性。