库存有多紧，需求下降能缓解多少？

  • 入冬缓冲确实偏薄。报告称西北欧将以14年来最低天然气库存进入冬季；该地区涵盖英国、比利时、法国、荷兰和德国，是欧洲TTF基准价格的关键市场。
  • 需求下降降低了所需储气量。高盛预计今冬用气需求较2022年前平均水平低16%，因此入冬储气率可比过去88%的均值低15个百分点，仍保持相同冬季覆盖能力。
  • 但今年库存仍低于这一调整后的要求。报告估计入冬储气率仅63%，较危机前均值低25个百分点，意味着较低需求只能部分抵消库存不足。

同样遭遇供应冲击，这次为何更能补气？

  • 冲击规模接近2022年。霍尔木兹海峡LNG流量减少影响每日最多3亿立方米供应，相当于2025年全球LNG供应的19%；2022年俄罗斯天然气出口削减规模为每日3.3亿立方米。
  • 其他地区增供提供了缓冲。中东以外LNG供应较2022年增长23%，使全球供应仍净增6%，即每日增加8700万立方米。
  • 欧洲接收能力也更强。西北欧LNG进口能力较2022年增加78%，有助于接收更多船货；当年设施瓶颈曾使TTF一度比亚洲LNG价格高出逾60欧元/兆瓦时。

哪些用气需求已经发生变化？

  • 发电用气明显减少。今年夏季西北欧核电和可再生能源发电量高于2022年，用电需求则更低，减少了燃气发电的需要。
  • 可再生能源抵消了部分核电压力。尽管法国低河流水位限制核电，可再生能源发电量仍较2022年增加41%、即13吉瓦，推动发电用气下降33%、即每日3600万立方米。
  • 工业和居民需求也结构性下降。2022年高气价压缩利润后，部分高耗能产能关闭；热泵安装增加、家庭调整取暖习惯，也共同降低了用气量。

政府补库为何不再同样推高价格？

  • 强制补库曾放大紧张。2022年欧盟要求成员国在10月底前把合计储气率提高至至少80%，在供应不足时形成了难随价格回落的采购需求。
  • 德国当年的紧急采购，把夏季高峰国内天然气需求较2021年推高23%，进一步加重了补库期间的供需压力。
  • 今年干预规模明显缩小。德国国有能源企业SEFE被要求采购约7亿立方米用于注库，远低于2022年45亿立方米的紧急采购量。

气价基准路径与上行风险分别是什么？

  • 基准路径取决于中东供应继续恢复。假设波斯湾LNG出口延续过去六周的改善，高盛预计2026年第四季度TTF为70欧元/兆瓦时，2027年第一季度进一步降至约45欧元。
  • 寒冬叠加低供应会显著抬价。若冬季波斯湾LNG出口仅维持正常水平的25%，且气温较平均低一个标准差，高盛测算年末TTF可升至150欧元/兆瓦时。
  • 供应恢复停滞或冬季偏冷，将扩大缺口，需要更高价格压低LNG需求。但上述双重压力情景下的价格，仍远低于2022年逾300欧元/兆瓦时的高点。