【环球财经】低库存叠加供应瓶颈 欧洲或面临“百欧元气价”考验

新华财经上海9月7日电（葛佳明）欧洲正以历史罕见的低储气水平进入冬季。

欧洲天然气基础设施协会数据显示，截至9月初，欧盟储气库蓄气率仅约66%，为有记录15年以来同期最低水平，明显低于往年同期约80%的平均水平。与此同时，作为欧洲天然气价格基准的荷兰所有权转让中心（TTF）期货价格升至每兆瓦时70欧元附近，较6月中旬低点上涨约75%。

低库存、高气价与中东供应受阻相互叠加，使欧洲天然气市场再次面临风险。多位分析师均表示，今年冬季欧洲面临的主要问题可能并非绝对“无气可用”，而是需要以多高的价格争夺有限的液化天然气（LNG）货源，以及不断上涨的能源成本将对工业、居民消费和通胀造成的冲击。

高价打乱补库节奏

欧洲储气库是应对冬季用气高峰和突发供应中断的重要缓冲。牛津能源研究所指出，冬季储气库提取量通常占欧盟天然气净供应的20%至33%。根据欧洲天然气基础设施协会公布的储气容量和当前蓄气率粗略测算，欧洲若要将储气率提高至80%，仍需在有限的注气窗口内补充约160太瓦时天然气，以每兆瓦时71欧元的市场价格估算，采购成本或超过110亿欧元。

欧洲补库进度缓慢，一方面源于全球液化天然气（LNG）供应趋紧，另一方面与天然气市场价格结构发生变化有关。哥伦比亚大学全球能源政策中心天然气专家科尔博（Anne-Sophie Corbeau）表示，市场此前寄望于卡塔尔恢复供应、气价回落后再进行补库，但这一预期迟迟未能兑现，欧洲可能在缺少充足储气“安全垫”的情况下进入冬季采暖期。

正常情况下，储气运营商通常在春夏季低价买入天然气，冬季高价卖出，利用季节价差获得收益。但今年受中东局势和海湾LNG供应受阻影响，近月天然气价格一度高于远月价格，形成“逆价差”。

开普勒高级LNG分析师阿图罗·雷加拉多表示，在当前价格结构下，储气运营商难以通过“夏买冬卖”获得稳定收益，因而普遍推迟采购。北欧斯安银行大宗商品首席分析师比亚内·希尔德罗普认为，欧洲市场此前押注霍尔木兹海峡恢复通行、中东供应回升，从而等待天然气价格下降后再行补库，但这一预期迟迟未能兑现。

随着冬季临近，欧洲补库已经进入时间与物理能力的双重约束期。即便现货市场能够提供足够货源，储气设施每日注气能力也存在上限。进入采暖季后，新增进口首先要满足即时消费需求，可供入库的天然气将进一步减少。

欧盟内部的储气情况也明显分化。德国拥有欧洲最大的储气能力，但蓄气率仅约53%；荷兰也不足50%。相比之下，意大利储气率超过80%，法国、西班牙在70%以上，波兰和葡萄牙则超过90%。在欧洲天然气管网高度互联的情况下，德国、荷兰等核心市场库存偏低，可能在冬季显著增加进口需求，并将价格压力传导至周边国家。

欧亚重新争夺“灵活气源”

欧洲补库需求上升，正在加剧欧洲与亚洲对LNG现货资源的争夺。

雷加拉多表示，原本依赖卡塔尔等海湾货源的亚洲买家被迫转向国际现货市场，欧洲和亚洲整个夏季都在激烈争夺LNG船货。欧洲要吸引更多美国、西非等地的LNG，需要维持较高的TTF价格。

希尔德罗普认为，这套再平衡机制的核心是“通过价格抑制需求”。如果中东供应持续受限，欧洲只有支付更高价格，才能促使部分亚洲买家退出市场，并吸引更多LNG船货转向欧洲。一旦亚洲因寒冬或经济活动回升而增加采购，欧亚之间的竞争还会进一步升温。

这意味着，欧洲能否获得足够的天然气，很大程度上取决于其能否在价格上竞争过亚洲。如果亚洲因寒冬、经济活动回升等因素增加采购，欧洲就需要支付更高溢价吸引货源。

与此同时，雷加拉多指出，LNG运输的灵活性远低于原油，全球供应难以在短时间内重新调配。克拉克森研究数据显示，截至2026年7月，全球在役LNG运输船约908艘。大型LNG船造价通常超过2亿美元，建造周期超过3年，船队规模无法迅速扩大。

即便霍尔木兹海峡恢复正常通行，卡塔尔LNG供应也无法立即完全恢复。从液化设施复产、船期重新安排，到LNG装船并运抵欧洲，仍需要一定时间。因此，冬季前欧洲能够获得多少增量供应，仍取决于卡塔尔复产和运输恢复的速度。

美国天然气产量虽然充足，也无法立即填补全球LNG缺口。美国能源信息署预计，2026年美国干天然气产量将达到每日约1110亿立方英尺，创历史新高。但天然气只有经过液化才能装船出口，而得州金色通道（Golden Pass LNG）等新项目投产进度不及预期，限制了美国短期扩大出口的能力。美国能源信息署预计，2026年第三季度美国LNG出口量约为每日165亿立方英尺。

由此形成了一个明显反差：美国国内天然气供应充足、价格承压，欧洲和亚洲却要为有限的LNG货源支付高价。当前全球市场短缺的并不完全是天然气资源，而是能够及时液化、装船并安全运抵目的地的LNG。

百欧元气价并非必然

市场普遍认为，未来欧洲天然气价格主要取决于三个变量：霍尔木兹海峡通航和卡塔尔复产情况、欧洲储气库剩余补库速度，以及2026至2027年冬季的实际天气。

在偏紧情景下，如果中东LNG供应恢复缓慢，同时欧洲遭遇低温、低风速天气，天然气需求和燃气发电量可能同步上升。欧洲届时不仅要与亚洲争夺现货LNG，还可能需要通过高价迫使部分新兴市场买家退出。

高盛分析师预计，如果中东能源出口到2027年才能逐步恢复正常，2026年12月TTF价格可能需要升至每兆瓦时100欧元以上，才能压缩需求并吸引足够的LNG流入欧洲。摩根士丹利也给出了接近每兆瓦时100欧元的风险情景。不过，这一价格更接近供应持续受阻与寒冷天气同时发生的尾部情景，并非基准预测。

而如果欧洲迎来暖冬，目前气价所包含的风险溢价可能迅速回落。世界气象组织表示，强厄尔尼诺已经形成，并可能在未来数月进一步增强，全球多地出现高于常年气温的概率上升。

但强厄尔尼诺并不意味着欧洲必然大幅升温。睿咨得能源研究显示，如果欧洲冬季平均气温仅比历史均值高1摄氏度，今冬仍需较上一冬季多进口至少700万吨LNG；只有平均气温高出2摄氏度这一较为极端的情景，欧洲LNG进口需求才可能回落至上一冬季附近。因此，暖冬可以缓解供需压力，却未必足以完全抵消低库存和中东供应中断的影响。

欧盟委员会目前认为，欧洲天然气供应不存在即时安全风险。与2021至2022年能源危机相比，欧盟已经扩大LNG接收能力、提高供应来源多元化程度，天然气需求也明显下降。9月3日，欧盟天然气协调小组表示，欧洲能源系统有能力在库存低于往年的情况下应对冬季，当前没有立即采取干预措施的必要。

欧洲今冬更值得警惕的可能不是大范围实物断供，而是价格在不同天气和供应情景之间剧烈摆动。温和冬季可能令TTF迅速回落；但若中东供应恢复不及预期，再叠加严寒、低风发电或其他基础设施故障，低库存将显著削弱欧洲的缓冲能力，百欧元气价也可能从尾部风险变成现实。

编辑：李一帆

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