Innova週三宣布，Fidra Energy將透過收購Innova的Enderby計畫來擴大其在英國的電池儲能業務。此次收購將使其在建案規模增至4吉瓦以上。 位於萊斯特郡的Enderby計畫已於2025年5月獲得布萊比區議會的批准，並隨後獲得了申請英國首個長期儲能容量上限和下限計畫的資格。 監管機構預計將於2026年夏季對此申請做出決定，投資決策預計於2027年做出，商業營運預計將於2029年開始。 Innova補充道，Enderby專案的預計裝置容量高達1025兆瓦（1.025吉瓦），是英國規劃中最大的電池儲能設施之一。 此次收購標誌著Fidra Energy在英國的成長計畫又向前邁進了一步，並進一步豐富了其由EIG和國家財富基金支持的投資組合。 伴隨此次收購，Fidra正在約克郡建設裝置容量1.4吉瓦/3.1吉瓦時的Thorpe Marsh項目，併計劃於2026年6月決定是否推進位於諾丁漢郡的裝機容量500兆瓦/1.1吉瓦時的West Burton項目。 這兩個項目均計劃於2028年投入營運。擴大電池儲能容量將有助於英國整合更多再生能源，並支持政府在2030年實現22吉瓦至27吉瓦短時電池儲能營運規模的目標。 Fidra Energy首席成長與策略長Morris Van Looy表示：「收購Enderby電池儲能專案標誌著我們在英國業務拓展的另一個重要里程碑。」他還補充道，該交易支持英國「清潔能源2030」目標，並將受益於Innova在與當地利益相關者和社區合作方面的經驗。
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美國清潔能源裝置容量達370吉瓦，太陽能和儲能持續成長，ACP表示
美國清潔能源協會（American Clean Power）週三發布的季度市場報告顯示，2026年第一季度，美國清潔能源裝置容量達到370吉瓦，新增發電容量6.4吉瓦，足以滿足近8,000萬戶家庭的用電需求。 報告指出，太陽能和儲能技術繼續推動產業成長，而聯邦審批延遲和監管挑戰則減緩了風電項目開發。 美國清潔能源協會表示，與去年同期相比，清潔能源開發專案儲備增加了6%，這主要得益於太陽能專案成長13%和儲能專案成長8%。 報告稱，由於聯邦審批延遲，陸上風電開發基本上保持不變，而離岸風電項目儲備則萎縮了35%，原因是開發商持續面臨審批障礙和政策不確定性。 美國清潔能源協會表示，公用事業規模的太陽能開發商在本季新增併網發電容量超過3.6吉瓦，使太陽能總裝置容量達到161.1吉瓦。 報告指出，與2025年第一季（開發商投產7695兆瓦）相比，清潔能源裝置容量下降了17%，而與2025年第四季相比，則下降了66%。 美國清潔能源協會表示，超過6.4吉瓦的清潔能源專案原計劃在本季度投產，但未能按期完成，凸顯了持續存在的開發延誤問題。 報告顯示，由於開發商持續面臨審批瓶頸、電網連接排隊擁塞以及設備成本波動等問題，延期工程的積壓量已增加至53吉瓦。 德州擁有超過96.4吉瓦的清潔能源營運容量，仍是美國最大的清潔能源市場，佔全美線上容量的26%。 報告稱，德州的清潔能源裝置容量即將突破100吉瓦大關，其營運容量已超過排名第二至第三的四個州的總和。
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美國生質燃料市場最新動態：基金拋售持續拖累大豆期貨價格下跌
週三生物燃料原料期貨價格漲跌互現，大豆期貨價格在周中一度跌至數月低點，原因是交易員對供應並不擔憂，且美國2026年大豆種植季初期天氣狀況良好。 芝加哥期貨交易所（CBOT）7月大豆期貨合約收跌0.971%，報每蒲式耳11.54美元；CBOT 7月豆油期貨合約收漲0.38%，報每磅78.71美分。 紐約商品交易所（Nymex）7月乙醇期貨合約週二收跌1.25%，每加侖1.97美元。 DTN分析師雷特·蒙哥馬利表示，大豆市場週二跌破100日移動均線（約11.67美元/蒲式耳）的技術支撐位後繼續回落，這是自2月3日以來7月期貨價格首次收於該水平以下。 蒙哥馬利表示：“近期出口市場需求疲軟，加上2026年種植季開局良好，足以促使交易商拋售，即便壓榨需求創歷史新高，溢價也居高不下。” 這位分析師補充說，受能源市場影響，大豆油價格上漲。 同時，根據美國能源資訊署週三發布的報告，截至5月29日當週，美國乙醇週產量有所增加。 截至5月29日當週，美國乙醇日均產量為111萬桶，高於上週的109萬桶/日，與去年同期持平。國內乙醇庫存本週結束時為 2,460 萬桶，低於一週前的 2,500 萬桶和一年前的 2,440 萬桶。
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世界能源研究所稱，霍爾木茲海峽持續關閉，歐洲面臨天然氣儲存危機
牛津能源研究所（OIES）策略師週三在一份報告中指出，如果霍爾木茲海峽在整個夏季持續關閉，歐洲可能面臨嚴重的天然氣供應緊張局面，並被迫支付更高的液化天然氣價格。 OIES分析師表示，2月底霍爾木茲海峽的關閉導致卡達和阿聯酋的液化天然氣出口中斷，切斷了全球天然氣供應的一個主要來源，並引發了人們對歐洲能源安全的擔憂。 中斷發生後，荷蘭基準近月天然氣價格立即飆升約50%，但此後趨於穩定，這得益於中東以外地區液化天然氣供應的增長、亞洲需求的疲軟以及北半球夏季季節性消費量的下降。 該研究所表示，隨著歐洲進入天然氣儲存高峰期以及夏季冷氣需求的增加，未來幾個月市場狀況可能會顯著收緊。 該研究指出：“為了降低需求並平衡全球市場和歐洲的天然氣庫存，歐洲和亞洲的現貨價格可能需要高於每百萬英熱單位20美元。” 歐洲面臨的主要挑戰是在5月至10月期間重建天然氣庫存，這段時間通常是冬季暖氣季開始前補充天然氣儲存設施的時期。 歐洲能源資訊研究所（OIES）的最新數據顯示，歐洲需要在接下來的六個月內進口約700億立方公尺液化天然氣（LNG），才能在11月1日前將庫存水準恢復到約80%的容量，大致相當於2025年的進口水準。 然而，根據OIES的基準情景，到冬季開始時，儲存設施的利用率可能達到約70%，這反映出中東LNG供應量的減少以及亞洲LNG供應競爭的加劇。 該研究所表示，即使達到70%的利用率，也需要歐洲以外的LNG需求在夏季下降約130億立方米，相當於每月下降約22億立方米。 OIES表示，5月的初步數據顯示，這種需求驟減的跡象並不明顯，一些市場LNG消費量的下降被埃及和泰國等國的強勁採購所抵消。 同時，儘管過去三個夏季歐洲天然氣需求量比2021年危機前的水平低約18%，但總體上保持了顯著的穩定性。 歐洲能源資訊研究所（OIES）模擬了5月至10月的三種需求情景，包括：基準情景（消費量與近年來基本持平，並高於2025年水平）、高需求情景（消費量同比增長2.4%）以及低需求情景（消費量同比下降6.8%）。 最大的不確定性來自電力產業，該產業的天然氣需求將高度依賴天氣狀況和再生能源發電量。 OIES預計，夏季氣溫高於往年、風能和水力發電量下降以及工業活動增強可能會推高天然氣消費量。另一方面，太陽能發電量增強、經濟成長放緩以及秋季氣溫偏溫和則可能抑制需求。 歐洲透過替代供應來彌補中東液化天然氣供應量減少的能力似乎有限。 世界能源研究所（OIES）預測，與去年相比，國內天然氣產量和管道進口量可能僅能帶來小幅成長。 該研究所表示，來自挪威和北非的額外管道輸送量可能在未來六個月內增加約31億立方公尺的供應量，而歐洲向烏克蘭和摩洛哥的天然氣再出口量減少，可能使該地區剩餘29億立方公尺的天然氣供應量。